Uniper Global Commodities SE

Uniper Global Commodities SE

Düsseldorf

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2024 bis zum 31.12.2024

Lagebericht für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024

1. Geschäft und Rahmenbedingungen

1.1 Geschäftstätigkeit

Uniper Global Commodities SE (UGC), Düsseldorf, betreibt das Energie-Großhandelsgeschäft des Uniper-Konzerns und ist als 100 %iges Tochterunternehmen der Uniper Holding GmbH (UHG), Düsseldorf, ein mittelbares hundertprozentiges Tochterunternehmen der Uniper SE (USE), Düsseldorf. Die Gesellschaft wird beim Amtsgericht Düsseldorf unter der Nummer HRB 61123 im Handelsregister geführt.

UGC ist auf den globalen Energiegroßhandelsmärkten aktiv, um die zentrale Optimierung des Strom- und Gasportfolios des Uniper-Konzerns inklusive der Gasspeicher und der Gastransport-Infrastruktur zu gewährleisten und die damit zusammenhängenden Commodity-Preisrisiken effizient zu steuern. UGC handelt im Wesentlichen mit Strom, Gas, verflüssigtem Gas (LNG), Kohle und Emissionsrechten, sowohl mit physischer Lieferung als auch mit finanziellen Kontrakten, in mehr als 40 Ländern, in Form von bilateralen Geschäften und über Börsen. Neben dem Management der Commodity-Preisrisiken des Konzerns erbringt UGC auch Dienstleistungen im Bereich der Asset-Optimierung und nutzt die sich auf den globalen Energiemärkten bietenden Chancen, geleitet durch strikte Vorgaben zur Compliance- und Risikoüberwachung.

Zusätzlich zum Hauptsitz in Düsseldorf unterhält UGC Büros in Moskau (RU), St. Petersburg (RU), Baku (AZ), Bukarest (RO), Bratislava (SK), Prag (CZ) und Dubai (VAE) sowie Zweigniederlassungen in Birmingham (UK), London (UK), Oslo (NO) und Singapur (SG).

1.2 Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Trotz zahlreicher geopolitischer Spannungen zeigte sich die globale Wirtschaft auch im Jahr 2024 widerstandsfähig. Laut dem aktuellen Wirtschaftsausblick der Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (Organization for Economic Co-operation and Development-OECD) wird das globale BIP-Wachstum für das Jahr 2024 auf 3,2 % geschätzt, was der Rate des Vorjahres entspricht. Die wirtschaftliche Entwicklung der einzelnen Regionen und Volkswirtschaften verlief im Jahr 2024 unterschiedlich. Während das Bruttoinlandprodukt (BIP) der Vereinigten Staaten von Amerika mit einer geschätzten Rate von 2,8 % relativ stark wuchs, setzte sich die Wachstumsverlangsamung in China fort. Die Länder der Eurozone konnten ihr Wachstum insgesamt von 0,5 % im Vorjahr auf 0,8 % in diesem Jahr steigern. Auch hier variiert das Wachstum jedoch erheblich. Während das BIP der deutschen Volkswirtschaft im Jahr 2024 sich um 0,2 % reduzierte, sind Länder wie Spanien und Frankreich mit 3,2 % bzw. 1,1 % gewachsen sein.

Die weltwirtschaftliche Entwicklung im Jahr 2024 wurde durch weiter nachlassende Inflationsraten und eine Belebung des globalen Handels unterstützt. Die niedrigere Inflation führte zu einem Anstieg der realen Haushaltseinkommen und Ausgaben, obwohl das Vertrauen der Verbraucher in vielen Ländern noch nicht das Niveau vor der Covid-19-Pandemie erreicht hat. Die Arbeitslosigkeit blieb im Allgemeinen auf historischen Tiefstständen. Die realen Zinssätze blieben hoch, aber niedrigere nominale Renditen führten bereits zu einer Erholung bei den zinssensiblen Wohn- und Kreditmärkten. Die Gesamtinflation erreichte in einer zunehmenden Anzahl von fortgeschrittenen Ländern und Schwellenländern das von den Zentralbanken gesetzte Inflationsziel.

1.3 Energiepolitisches Umfeld

1.3.1 Europäische Union

Im Jahr 2024 begann eine neue politische und legislative Amtszeit (2024-2029) auf EU-Ebene. Vom 6. bis 9. Juni 2024 wurde ein neues Europäisches Parlament gewählt und am 1. Dezember 2024 trat eine neue Europäische Kommission ihr Amt an. Während die Kommissionspräsidentin ihr politisches Engagement für den europäischen Green Deal bekräftigt hat, verschiebt sich die Debatte über die "Dekarbonisierung" nun vom Klima zusehends hin zur Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Wirtschaft, insbesondere im Vergleich zu den USA und China. Im Auftrag der EU-Kommission hat der ehemalige italienische Ministerpräsident und EZB-Chef Mario Draghi am 9. September 2024 einen lang erwarteten Bericht über die Zukunft der europäischen Wettbewerbsfähigkeit veröffentlicht. Ein sogenannter 'Kompass' für Wettbewerbsfähigkeit, der auf diesem Bericht beruht, und ein Clean Industrial Deal sollen in den ersten 100 Tagen der Amtszeit der neuen EU-Kommission vorgeschlagen werden. Die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie wird daher im Mittelpunkt der Diskussionen über Energie und Klima stehen, insbesondere wenn es um ein mögliches Ziel der Verringerung der Treibhausgasemissionen um bis zu 80 % - 90 % im Vergleich zum Basisjahr 1990 bis zum Jahr 2040 sowie die Energiepreise und die Versorgungssicherheit geht.

Wichtige Gesetzesinitiativen wie das "Fit for 55"-Paket, die Überarbeitung des EU-Strommarktdesigns (EMD), die Überarbeitung der Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarktes (REMIT), der Net-Zero Industry Act (NZIA), die Methanverordnung, das Paket für den Wasserstoff- und dekarbonisierten Gasmarkt und die Richtlinie zur Sorgfaltspflicht für unternehmerische Nachhaltigkeit wurden alle abgeschlossen und sind im Jahr 2024 in Kraft getreten, müssen aber in den kommenden Monaten noch auf der Ebene der EU-Mitgliedsstaaten umgesetzt werden. Es wurden auch Diskussionen über das Klimaziel für das Jahr 2040, die Strategie für das industrielle CO ₂ -Management und den Rahmen für die Zertifizierung kohlenstoffarmer Kraftstoffe (delegierter Rechtsakt) aufgenommen.

1.3.2 Nationale Energiemärkte

Deutschland

Zur Beschleunigung des Photovoltaikausbaus hat der Bundestag am 26. April 2024 das "Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Stromerzeugung" (Solarpaket) beschlossen. Das Gesetz basiert auf der Photovoltaik-Strategie, die das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) am 5. Mai 2023 vorgestellt hat.

Im Zusammenhang mit dem Aufbau der Wasserstoffwirtschaft hat der Bundestag am 14. Mai 2024 das Zweite Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes beschlossen. Ziel ist es, über das Wasserstoff-Kernnetz hinaus weitere Wasserstoffverbraucher und -erzeuger sowie Wasserstoffspeicher anzubinden und ein flächendeckendes Wasserstoffnetz aufzubauen. Das Gesetz regelt auch die Finanzierung der Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes aus einer Kombination aus Netzentgelten für Nutzer und Vorabfinanzierungen über ein Amortisationskonto. Das Wasserstoffkernnetz wurde am 22. Oktober 2024 von der Bundesnetzagentur genehmigt. Die mit 3 Mrd. € ausgestatte Beihilferegelung für die Errichtung des Kernnetzes wurde am 21. Juni 2024 von der Europäischen Kommission genehmigt. Am 27. November 2024 gab zudem die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) bekannt, das Amortisationskonto über ein Darlehen in Höhe von 24 Mrd. € zu finanzieren. Des Weiteren beschloss die Bundesregierung am 24. Juli 2024 die Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate. Ziel ist die Gewährleistung einer resilienten und zuverlässigen Versorgung von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten. Die Wasserstoffstrategie wurde jedoch nicht durch weitere Gesetze untermauert.

Ferner beschloss der Bundesrat am 14. Juni 2024 abschließend das "Gesetz zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht" (BImSchG-Novelle). Darin enthalten sind Erleichterungen im Genehmigungsverfahren, die nicht nur für Windenergieanlagen und Elektrolyseure zur Herstellung von Wasserstoff gelten, sondern auch für alle anderen Industrieanlagen, deren Genehmigung den Vorgaben des BImSchG unterliegt. Immissionsschutzrechtlich bedeutsam war zudem die Novelle der 38. Bundes-Immissionsschutzverordnung (38. BImSchV), die am 13. November 2024 von der Bundesregierung beschlossen wurde. Durch die Neuerung wird die Übertragung von Übererfüllung der Treibhausminderungsquote in den Jahren 2025 und 2026 ausgesetzt.

Der Bruch der Regierungskoalition am 16. Dezember 2024 hat Unsicherheit hinsichtlich laufender Gesetzgebungsverfahren verursacht. So ist der Abschluss mehrerer laufender Verfahren in der aktuellen Legislaturperiode ungewiss. Dies betrifft das "Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrecht im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung", welches die Bundesregierung am 13. November 2024 beschlossen hat. Der Gesetzentwurf sieht u.a. Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) vor. Des Weiteren betrifft dies den Entwurf des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes, welches die Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren im Bereich der Wasserstoffinfrastruktur und des Hochlaufs der Wasserstoffwirtschaft vorsieht. Den Gesetzentwurf hat die Bundesregierung am 29. Mai 2024 beschlossen. Der Entwurf wurde am 28. Juni 2024 vom Bundestag in 1. Lesung an die Ausschüsse übertragen. Die Verabschiedung in der verbleibenden Legislaturperiode ist jedoch offen. Auch die Verabschiedung der Novelle des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes (KSpG) ist offen. Der Gesetzvorschlag wurde am 27. September 2024 vom Bundestag an die Ausschüsse übertragen. Das Gesetz basiert auf den Eckpunkten für eine Carbon-Management-Strategie, die die Bundesregierung am 6. August 2024 beschlossen hat. Ziel ist unter anderem die Speicherung von CO ₂ im Bereich des Küstenmeeres, der ausschließlichen Wirtschaftszone und des Festlandsockels zu ermöglichen.

Am 11. Dezember 2024 kündigte das BMWK an, keinen Gesetzentwurf für das angekündigte Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) in den Bundestag einzubringen. Das Gesetz beruht auf der Kraftwerksstrategie, die die Bundesregierung am 5. Juli 2024 beschlossen hat. Ziel des KWSG ist der Ausbau von steuerbaren Kraftwerkskapazitäten, insbesondere wasserstofffähiger Gaskraftwerken, konventioneller Gaskraftwerken sowie, in geringerem Umfang, Wasserstoffsprinterkraftwerke und Langzeitspeicher. Das Konsultationsverfahren zum KWSG lief vom 11. September 2024 bis zum 23.Oktober 2024.

Am 20. Dezember 2024 verabschiedete der Bundestag den Gesetzesvorschlag der Bundesregierung zur Änderung der im EnWG geregelten Vorgaben zur Erhebung des Gasspeicherumlage. Das Gesetz sieht vor, ab 1. Januar 2025 ausschließlich inländische Entnahmestellen mit der Umlage zu belasten und Grenzübergangspunkte beziehungsweise virtuelle Kopplungspunkte auszunehmen.

Vereinigtes Königsreich

Die Parlamentswahlen fanden am 4. Juli 2024 statt und führten zu einem Regierungswechsel. Die Richtung für die Energiepolitik wird beibehalten, wobei das Dekarbonisierungsziel für Strom aus Erneuerbaren Energien um fünf Jahre auf das Jahr 2030 vorgezogen wird. Der Politikschwerpunkt liegt stärker auf Windenergie, der Unterstützung von Carbon Capture Storage (CCS) und der Gründung von Great British Energy (GBE), einem unabhängigen öffentlichen Unternehmen für Investitionen in saubere Energie.

Das am 17. Juli 2024 vorgestellte Gesetzgebungsprogramm der neuen Regierung umfasst das Great British Energy Bill. Darin wird der rechtliche und finanzielle Rahmen für die Gründung von GBE als vollständig in öffentlichem Besitz befindliches Unternehmen festgelegt. Die Regierung hat eine Anfangsinvestition von 125 Mio. GBP bereitgestellt. Der Gesetzentwurf durchläuft seit Dezember 2024 den parlamentarischen Prozess und wird voraussichtlich in der ersten Jahreshälfte 2025 in Kraft treten.

Der von der vorherigen britischen Regierung festgelegte CCS-Cluster-Sequenzierungsprozess wird fortgesetzt. Die neue Regierung bestätigte im Oktober 2024 die finanzielle Verpflichtung für die ersten beiden CCS-Cluster, Hynet im Nordwesten und das East Coast Cluster im Nordosten des Vereinigten Königreichs. Im Dezember 2024 folgte die Ankündigung, dass Verträge für die ersten Abscheidungsprojekte unterzeichnet wurden, darunter ein Kraftwerks-CCS-Projekt (bis zu 742 MW) im East Coast Cluster. Die Förderung für die Wasserstoffproduktion durch Elektrolyse wurde im Rahmen der ersten Wasserstoff-Allokationsrunde (HAR1) vergeben. Die Ausschreibung für die zweite Runde (HAR2) wurde durchgeführt. Ergebnisse werden im ersten Halbjahr 2025 erwartet.

Die Konsultation zur Überprüfung der Strommarktvereinbarungen (REMA) lief im Dezember 2024, ebenso wie die vorgeschlagene Anpassung des Kapazitätsmarktes. Ziel ist es notwendige Investitionen in Gaskraftwerke zu fördern, die der Gewährleistung der Versorgungssicherheit dienen. Hierin enthalten ist auch die Möglichkeit des Ausstiegs aus langfristigen Kapazitätsmarkt-Vereinbarungen für Neubauten zur Dekarbonisierung durch CCS oder Wasserstoff. Entscheidungen werden für Mitte des Jahres 2025 erwartet. Weiterhin läuft die Konsultation zur Wasserstoffspeicherung.

Niederlande

Aufgrund der Parlamentswahlen in den Niederlanden im November 2023 und der sich als schwer erwiesenen Bildung eines neuen Bündnisses wurden die Niederlande bis Anfang Juli 2024 von einem geschäftsführenden Kabinett regiert, was zu minimalen politischen Veränderungen führte. Der Regierungswechsel verzögerte eine Vielzahl neuer Gesetze. Der Energieminister der Übergangsregierung nahm am 29. Januar 2024 eine Umstellung von Investitionszuschüssen auf Nutzungszuschüsse vor. Diese Umstellung wird Investoren in CO ₂ -freie, flexible Energie eine langfristige Einkommensgarantie bieten. Die Details der Subventionen in Höhe von rund 1 Mrd. € für CO ₂ -freien, flexiblen Strom sind noch unklar.

Eine Grundsatzvereinbarung zwischen den verschiedenen im Parlament vertretenen Parteien wurde am 16. Mai 2024 getroffen. Die Grundsatzvereinbarung sieht vor, dass der Klimafonds sowohl für Investitionen in Innovationen und Technologien wie 'CCS' und grünen Wasserstoff als auch in blauen Wasserstoff eingesetzt werden kann. Die Subventionierung von Bioenergie in Kombination mit CO ₂ -Abscheidung und -Speicherung (BECCS) und Biomassekraftwerken soll allerdings entsprechend dem zuvor vereinbarten Ausstiegspfad so schnell wie möglich beendet werden. Des Weiteren widmete das Energieministerium dem Problem der Netzüberlastung mehr Aufmerksamkeit, da dies zu einem Investitionsstau beim Bau neuer Industrieanlagen und Wohngebäude führte. Der Energieminister informierte am 11. Juni 2024 über die Möglichkeiten, neue Infrastruktur zu schaffen und die bestehende Infrastruktur besser zu nutzen.

Aufgrund von Verzögerungen und zusätzlicher Komplexität beim Bau des Delta-Rhein-Korridors (DRC) hat der niederländische Energieminister am 27. Juli 2024 festgestellt, dass sich die Fertigstellung des DRC frühestens auf das Jahr 2032 verschieben wird. Dies würde einen schweren Rückschlag für die gesamte Entwicklung von Elektrolyseuren in den Niederlanden bedeuten. Nach der politischen Debatte in den Niederlanden hat die Ministerin für Klima und grünes Wachstum einen Weg gefunden, den Bau des DRC zu beschleunigen. In ihrem Schreiben vom 10. Dezember 2024 erklärte sie, dass der Schwerpunkt des DRC auf der Wasserstoff- und Kohlendioxid-Infrastruktur liegen wird. Dies wird zu einem voraussichtlichen Fertigstellungstermin im Jahr 2031 führen.

Am 13. September 2024 formulierte das neue niederländische Kabinett ein Regierungsprogramm für die laufende Legislaturperiode. Das Kabinett wird sich an den Klimazielen und -vereinbarungen der EU orientieren und keine darüber hinaus gehenden zusätzlichen niederländischen Ziele festlegen. Am 10. Dezember 2024 hat die Ministerin für Klima und grünes Wachstum dem Parlament schriftlich mitgeteilt, dass noch kein Kapazitätsmechanismus eingeführt werden wird. Stattdessen soll sich auf die Flexibilität konzentriert und eine mögliche strategische Reserveoption genutzt werden, sollte die Versorgungssicherheit gefährdet sein.

Schweden

Die Hälfte der Legislaturperiode 2022-2026 ist abgelaufen und die schwedische Regierung geht von der Initiierungs- zur Umsetzungsphase ihrer Energiepolitik über. In mehreren wichtigen Bereichen wurden Vorschläge vorgelegt, die nun von der Regierung weiterentwickelt werden. In einigen Fällen sind bereits Gesetzesänderungen in Kraft getreten. Ein wichtiges Gesetz war der am 29. Mai 2024 verabschiedete neue energiepolitische Rahmen, der das Ziel von 300 TWh an fossilfreier Stromerzeugung bis zum Jahr 2045 und das Ziel der Versorgungssicherheit für das Stromversorgungssystem festlegt. Ein Eckpfeiler der Energiepolitik der schwedischen Regierung ist die Kernenergie. Ein wichtiger Schritt auf dem Weg zum Ziel, bis zum Jahr 2035 eine neue Kernkraftkapazität von 2.500 MW in Betrieb zu nehmen, ist das vorgeschlagene Modell für die Finanzierung und Risikoteilung bei Investitionen in neue Kernkraftwerke, das zur öffentlichen Konsultation vorgelegt wurde. Darüber hinaus wurde ein Vorschlag für angepasste Gebühren an den Nuklearabfallfonds vorgelegt. Dies würde bedeuten, dass die Gebühren auf der Grundlage einer Betriebsdauer von 60 Jahren anstatt 50 Jahren berechnet werden, was die jährlichen Kosten für den Betrieb von Kernkraftwerken senken würde.

Die Regierung hat 13 geplante Offshore-Windparks aufgrund von Interessenkonflikten mit den schwedischen Streitkräften abgelehnt. Diese Entscheidung hat eine intensive Debatte darüber ausgelöst, wie das Planungsziel für das Jahr 2045 erreicht und die Wettbewerbsfähigkeit der Branche kurzfristig sichergestellt werden kann. Anreize für Gemeinden, neue Onshore-Windkraftanlagen zu genehmigen, werden im Jahr 2025 eingeführt. Die Regierung beabsichtigt außerdem, Gesetze zur Aufteilung der Einnahmen für die Anwohner vorzuschlagen. Darüber hinaus wurden die drei Energieagenturen damit beauftragt, zu untersuchen, wie eine variable Erzeugung das Stromsystem stärken kann.

Im Juni 2024 hat die schwedische Steuerbehörde neue Grundsteuersätze beschlossen, die erheblichen Auswirkungen auf Energieanlagen bei Inkrafttreten im Jahr 2025 haben könnten. Die Überprüfung der Steuersätze erfolgt alle sechs Jahre.

Die schwedische Regierung hat ein sogenanntes "Beschleunigungsbüro" geschaffen, um die Koordination zwischen dem öffentlichen und dem privaten Sektor zu verbessern und den grünen industriellen Wandel zu beschleunigen. Die Regierung hat außerdem Vorschläge zur Straffung und Vereinfachung der Genehmigungsverfahren des Umweltgesetzbuchs beschlossen, die vom Parlament angenommen wurden. Diese Änderungen treten am 1. Januar 2025 in Kraft. Außerdem wurde ein Regierungsvorschlag zum Umgang mit Umweltverträglichkeitsprüfungen von Wasserkraft vorgelegt, der nach Ablauf der Überprüfungspause im Juli 2025 in Kraft treten wird. Der Vorschlag befindet sich im Konsultationsverfahren.

Die schwedische Energiebehörde hat ihren Regulierungsansatz zur nationalen Koordinierung im Bereich Wasserstoff vorgestellt. Sie fordert ein erweitertes Mandat und eine klarere nationale Wasserstoffstrategie. In diesem Zusammenhang steht auch die gestartete Untersuchung, die analysieren soll, wie politische Instrumente so gestaltet werden können, dass fossile Brennstoffe auf kosteneffiziente und sozioökonomisch effiziente Weise auslaufen können.

1.4 Energiepreisentwicklung

Das Jahr 2024 war geprägt von geopolitischen Konflikten und wirtschaftlicher Instabilität. Die europäischen Energiemärkte waren aufgrund der weitgehenden Einstellung der russischen Pipelinegaslieferungen weiterhin von strukturellen Veränderungen im Hinblick auf die Gasversorgung gekennzeichnet. Die Versorgungssicherheit blieb ein wichtiger Faktor für die Energiemärkte und beeinflusste auch die Preise. Rekordniveaus bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien führten jedoch zu einer gewissen Stabilisierung der Preisniveaus.

Drei Hauptfaktoren beeinflussten die Energiepreise im Jahr 2024:

Kohle

Obwohl Russlands größter Kohleproduzent SUEK zu Beginn des Jahres 2024 auf die Liste der mit US-Sanktionen belegten Produzenten aufgenommen wurde, konnte dies die globalen Kohlepreise im ersten Quartal 2024 nicht signifikant stützen. Das API#2-Frontjahr fiel Mitte Februar auf sein niedrigstes Niveau seit Januar 2022. Dies war zugleich auf die Schwäche der globalen Gaspreise nach einem milden Winter und hohen europäischen Gasspeicherbeständen zurückzuführen. Rückläufige wirtschaftliche Fundamentaldaten, eine niedrige Stromnachfrage, eine starke französische Stromerzeugung aus Wasserkraft und hohe Verfügbarkeit von französischer Kernenergie führten dazu, dass der Braunkohle- und Steinkohleverbrauch in Deutschland im ersten Halbjahr 2024 im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 17,6 % bzw. 40,7 % zurückging. Auch die Schließung bzw. Überführung von Kohlekraftwerken in die Reserve wirkte sich auf die Nachfrage aus, wobei das Vereinigte Königreich mit der Stilllegung des letzten aktiven Uniper Kohlekraftwerks Ratcliffe am 30. September 2024 um Mitternacht die Ära der Kohleverstromung des Landes beendete.

Trotz der schwachen Fundamentaldaten in Europa, mit einem Wirtschaftswachstum, was hinter der Erwartung zurückblieb, befand sich der weltweite Kohleverbrauch im Jahr 2024 erneut auf Rekordniveau. Sowohl die indische Stromerzeugung aus Kohle als auch die chinesischen Kohleimporte erreichten im ersten Halbjahr 2024 Rekordhöhen, was die Preise stützte. Die Kohlepreise erreichten im August 2024 ihr Jahreshoch, als geopolitische Bedenken hinsichtlich der Gasversorgung am russischen Gastransitknotenpunkt Sudscha aufgrund dortiger Gefechte in den Vordergrund traten. Ein kühlerer Winterbeginn 2024/2025 in Kombination mit Dunkelflauten und daraus folgende starke Entnahmen aus den Gasspeichern führten dazu, dass auch der Einsatz von Kohlekraftwerken zur Stromerzeugung stark gestiegen ist und die Kohleswaps gestützt hat. Die API#2-Preise fielen jedoch im Dezember 2024 auf ihre niedrigsten Niveaus seit März 2024, da das Kohleangebot als gut positioniert eingeschätzt wurde, um die saisonale Spitzennachfrage nach Kohle trotz des Anstiegs der Gaspreise zu decken.

Gas und LNG

Die globale Gasnachfrage entwickelte sich im Jahr 2024 positiv im Vergleich zu den historischen Durchschnittswerten, wobei Asien mit 60 % zu dem zusätzlichen Wachstum beitrug. Trotz des Wachstums und obwohl zusätzlich LNG-Transitrouten durch das Rote Meer und den Panamakanal unterbrochen waren, fielen die Gaspreise zu Beginn des Jahres 2024. Mildere Temperaturen in Europa und den USA aufgrund des El Niño-Wetterphänomens führten zu einem erheblichen Speicherüberhang in diesen Ländern. Gedämpfte Haushalts- und Industrienachfrage ließen den europäischen Leitkontrakt TTF-Frontmonat Ende Februar 2024 auf sein niedrigstes Niveau seit Mai 2021 fallen. Insgesamt gingen die "Heizgradtage" im Vergleich zur vorherigen Heizsaison um 5 % zurück, wobei die Gasnachfrage zur Stromerzeugung ebenfalls um 18 % (bzw. 13 bcm) sank. Ein milder Winter in den USA ließ die Preise am Handelspunkt Henry Hub auf ein Mehrjahrestief fallen, was einige der größeren US-Produzenten dazu veranlasste, ihre Produktion zu drosseln.

Die weltweiten Gaspreise erholten sich jedoch erheblich von ihren Tiefstständen im Februar 2024, was auf die robuste LNG-Nachfrage in Asien - insbesondere in Indien - und mehrere angebotsseitige Probleme zurückzuführen war. Die LNG-Produktion ging im zweiten Quartal 2024 um 0,5 % zurück, was den ersten vierteljährlichen Rückgang seit der Covid-19-Pandemie darstellte. Das so verringerte Angebot führte zu einer deutlichen Erholung der Preise, die im Sommer innerhalb der Spanne für die Umstellung von Kohle auf Gas in der Stromerzeugung schwankten. Weiteren Auftrieb erhielten die Preise im August 2024, als ein ukrainisches Vordringen auf russisches Territorium Bedenken hinsichtlich möglicher Gasversorgungsunterbrechungen am Gastransitpunkt Sudscha aufkommen ließ. Trotz begrenzter LNG-Lieferungen nach Europa konnte durch weniger umfangreiche Wartungsarbeiten an der norwegischen Gasförderung in Europa der vorgeschriebene Speicherfüllstand von 95 % vor November 2024 problemlos erreicht werden. Ein überdurchschnittlich kalter Beginn des Novembers 2024 verbunden mit einer "Dunkelflaute" erwiesen sich als preisbestimmend für den Gasmarkt. Die gasbefeuerte Stromerzeugung wurde stark nachgefragt, was zu erhöhten Speicherentnahmen von 4,5 bcm in der ersten Hälfte des November 2024 führte. Bedenken hinsichtlich der Wiederauffüllung der Speicher im Sommer 2025 führten zu einer anhaltenden Umkehrung des Sommer-/Winter-Spreads. Mit den schneller als in den letzten zwei Jahren sinkenden Speicherständen stieg der Leitkontrakt Cal-25 auf sein Jahreshoch bei 46,3 €/MWh. Die Preiserholung kehrte die Japan Korea Marker (JKM)/TTF-Spreads für kurze Zeit um, was zu erhöhten LNG-Lieferungen im Dezember 2024 führte und einige Bedenken hinsichtlich der Versorgung zerstreute. Trotz der höheren LNG-Anlandungen in Europa verzeichnete der TTF Kal-25 im Dezember 2024 einen weiteren Anstieg, der durch die Bedenken um ein mögliches Ende des ukrainischen Transitabkommens verstärkt wurde.

CO ₂ -Zertfikate

Die starke Korrelation zwischen den EUA- und TTF-Preisen war zu Beginn des Jahres 2024 eindeutig erkennbar. Ein milder Winter löste Spekulationsverkäufe von EUAs aus, wodurch der Dec-25-Leitkontrakt im Januar 2024 um 15 % fiel. Weitere Rückgänge der Gaspreise führten im Februar 2024 zu einem tiefsten Preis seit Juli 2021 bei 54,2 €/t. Der Anstieg der TTF-Preise ab Februar 2024 spiegelte sich parallel auch beim EUA Dec-25 wider, mit einem Höchststand von 76,5 €/t im April und 79,5 €/t im Mai 2024. Dennoch war die allgemeine Stimmung weitgehend negativ. Der Markt war durch ein Überangebot gekennzeichnet, dass durch zusätzliche Verkäufe von 86,7 Mio. EUAs zur Finanzierung des "REPowerEU-Pakets" bedingt war. Aufgrund des vermeintlichen Überangebots hielten die Investmentfonds über einen langen Zeitraum im Jahr 2024 Netto-Short-Positionen, was im starken Gegensatz zu den Vorjahren stand. Eine Veränderung des Auktionskalenders für das Jahr 2024 führte zu höheren Auktionsvolumina im Spätsommer, welcher in der Regel durch verhaltene Handelsaktivitäten gekennzeichnet ist. Eine gute Verfügbarkeit erneuerbarer Energien aufgrund starker Regenfälle und damit hoher Stromerzeugung aus Wasserkraft in Frankreich, Spanien und den nordischen Ländern sowie eine verbesserte Verfügbarkeit von französischer Kernenergie ließen die EUA-Preise ebenfalls sinken. Stärkere Entnahmen aus den Gasspeichern zu Beginn des Winters 2024/2025 führten dazu, dass sich der Leitkontrakt von seinem Mehrmonatstief von 62,3 €/t Anfang Oktober 2024 erholte und im vierten Quartal 2024 einen Höchststand von 73,0 €/t aufwies. Die starken Gewinne bei den EUAs aufgrund der Entnahmen aus den Gasspeichern gingen ab November 2024 damit einher, dass die Investmentfonds erstmals seit 15 Monaten wieder eine Netto-Long-Position erreichten.

Strom Deutschland

Der deutsche Stromleitkontrakt Kal-25 (Strom Kal-25) folgte zu Beginn des Jahres 2024 den umliegenden Gas- und CO ₂ -Märkten und fiel am 23. Februar 2024 auf seinen Tiefststand von 68,6 €/MWh. Von diesem Jahrestief ausgehend erholten sich die Preise nachhaltig und spiegelten die Gewinne bei den TTF- und LNG-Preisen sowie den EUA-Zertifikaten wider. Während sich der Strom Kal-25 gegen Ende Februar 2024 erholte, lagen die durchschnittlichen Spotpreise im ersten Quartal 2024 deutlich unter denen des ersten Quartals 2023, was auf die starken Rückgänge der Gaspreise und die Rekordmengen an erneuerbaren Energien im ersten Halbjahr 2024 (140 TWh) zurückzuführen ist. Auch der Verbrauch fossiler Brennstoffe fiel im ersten Halbjahr 2024 auf ein Allzeittief. Die hohe Verfügbarkeit von Kernenergie in Frankreich sowie die stark verbesserte Stromerzeugung aus Wasserkraft in Frankreich, Spanien und den nordischen Ländern wirkten sich ebenfalls negativ auf die Spotpreise aus, wobei in ganz Europa eine Rekordzahl negativer Preise verzeichnet wurde. Schwache Spotpreise im zweiten Quartal 2024 begrenzten zunächst den Aufwärtstrend am Terminmarkt. Jedoch führten Befürchtungen über eine Unterbrechung der Gasversorgung über den Gastransitpunkt Sudscha im August dazu, dass der Strom Kal-25 über die 100 €-Marke stieg. Weitere Phasen mit hoher Volatilität traten im November 2024 während einer "Dunkelflaute" auf. Der Strom Kal-25 kletterte somit Ende November 2024 auf 102,1 €/MWh, den höchsten Stand des Jahres. Eine weitere "Dunkelflaute" Mitte Dezember 2024 führte zu noch höheren Spotpreisen, mit durchschnittlich 395,3 €/MWh für Lieferungen am 11. Dezember 2024. Der Strom Cal-25 reagierte jedoch verhalten und erreichte die Marke von 100 €/MWh nicht erneut.

Strom Nordics

Zu Beginn des Jahres 2024 war der Nordics Stromleitkontrakt Kal-25 (Nordic Kal-25) in hohem Maße mit den TTF-Gaspreisen korreliert und verzeichnete starke Rückgänge, obwohl die Reservoirstände am unteren Ende des Fünfjahresdurchschnitts lagen. Der hydrologische Winter 2023/24 hatte mit einem deutlichen Überschuss von 10 TWh begonnen (19 TWh mehr als im vorherigen hydrologischen Jahr), wobei die Schneedecke für den hydrologischen Winter 2023/24 in der ersten Aprilwoche 2024 ihren Höhepunkt erreichte. Vor der Frühjahrsschmelze fielen die Reservoirstände unter den Fünfjahresdurchschnitt, erreichten aber im Mai 2024 mehr als 14 TWh pro Woche, sodass der Überschuss nach der Schmelze bei 5,8 TWh über dem Normalwert lag. Insgesamt entwickelte sich die hydrologische Situation ähnlich wie im Jahr 2023 und war durch ein hohes Angebot gekennzeichnet. Dennoch stieg der Preis des Nordic Cal-25 signifikant, was mit den steigenden zentraleuropäischen Gaspreisen bis Juni 2024 einherging. Danach schwächte die Korrelation aufgrund der hydrologischen Fundamentaldaten ab. Starke Niederschläge im Sommer 2024 ließen die Reservoirstände in den südlichen Preiszonen NO1 und NO5 hohe Niveaus erreichen. Hohe Solar- und Wasserkraft und eine verbesserte Verfügbarkeit der französischen Kernenergie verringerten in Zentraleuropa den Bedarf an Exporten aus den nordischen Ländern, wobei die Wasserkrafterzeugung in der Nordischen Region im Zeitraum Juni-September 2024 um 20 % niedriger war als in dem Vorjahreszeitraum. Von den Preiszonen erwies sich die Preiszone in Finnland als die volatilste Zone aufgrund ihrer fehlenden Flexibilität und hoher Sensitivität gegenüber der Windenergieerzeugung, was zu der höchsten Anzahl negativer Stundenpreise in Europa führte. Die Einführung des "Flow-based Market Coupling" am 29. Oktober 2024 zielte darauf ab, Erzeugungskapazitäten über die einzelnen Preiszonen hinweg besser zu nutzen. Milde Temperaturen und starke Niederschläge ab Mitte Oktober 2024 führten dazu, dass die Reservoirstände zum Ende des Jahres 2024 weit über dem Fünfjahresdurchschnitt lagen, nur im Jahr 2019 waren die Niveaus der Reservoirstände höher. Die schwachen Fundamentaldaten ließen den Nordic Cal-25 im Dezember 2024 unter 34 €/MWh fallen, dem niedrigsten Stand des Jahres 2024.

Strom Vereinigtes Königreich

Die britischen Strompreise starteten schwach ins Jahr 2024, da der milde Winter und niedrige NBP-Gaspreise zu erheblichen Rückgängen der N2EX-Preise im ersten Quartal 2024 im Vergleich zum Vorjahreszeitraum 2023 führten. Dies belastete wiederum den Sommer-24-Kontrakt, der am 22. Februar 2024 seinen Tiefststand bei 54,6 £/MWh erreichte. Die Stromimporte erreichten im Jahr 2024 mit 3,8 GW ein Allzeithoch, wodurch die gasbefeuerte Stromerzeugung im zweiten Quartal 2024 im Vergleich zum zweiten Quartal 2023 um 40 % auf lediglich 13,4 TWh sank, den niedrigsten Wert seit 20 Jahren. Eine hohe Einspeisung von erneuerbaren Energien im Sommer, verbunden mit einer unterdurchschnittlichen Nachfrage, führte dazu, dass es im zweiten und dritten Quartal 2024 insgesamt 60 bzw. 50 Stunden mit negativen Preisen gab - Rekordwerte seit dem Jahr 2020. Trotz der insgesamt gut versorgten Marktlage unterstützten United Kingdom Allowances (UKAs) den Markt, die im Juli 2024 vor den Wahlen im Vereinigten Königreich auf 50,5 £/t stiegen. Marktteilnehmer erwarteten, dass die britische Regierung einen schärferen Ansatz gegenüber CO ₂ -Verursachern verfolgen würde. Der Preis des "UKA Dez-24" gab jedoch nach den Wahlen sämtliche Gewinne wieder ab. Durch den Anschluss des Viking-Windparks auf den Shetlandinseln erreichte das Vereinigte Königreich den wichtigen Meilenstein von 30 GW Windkraftkapazität. Trotz der Schließung des letzten Kohlekraftwerks Ratcliffe-on-Soar war die Winterreservekapazität aufgrund einer Erhöhung der Interkonnektor- und Batteriespeicherkapazität auf ihrem höchsten Stand seit dem Jahr 2019. Obwohl eine höhere Winterreservekapazität bestand, unterstrich eine "Dunkelflaute" die stärkere Abhängigkeit von erneuerbaren Energien, denn die N2EX-Preise stiegen am 11. Dezember 2024 auf 215,5 £/MWh, den höchsten Wert des Jahres 2024. Auch die Terminpreise stiegen zum Ende des Jahres 2024 aufgrund der Beendigung des russisch-ukrainischen Gas-Transitabkommens weiter an.

1.5 Geschäftsverlauf

Insgesamt liegt das handelsrechtliche Ergebnis der UGC im Jahr 2024 mit 2.430 Mio. € außerordentlich deutlich unter dem Vorjahr (11.445 Mio. €). Dies ist im Wesentlichen auf das Gasgeschäft zurückzuführen. Hier war im Vergleichszeitraum durch signifikante Minderkosten aus der Ersatzbeschaffung von entfallenen Lieferungen russischer Gasmengen sowie durch die ungewöhnlich hohen Handelsergebnisse ein deutlich höheres Ergebnis erzielt worden.

Die folgenden Ausführungen über die Entwicklungen im Geschäftsjahr sowie die erwarteten Entwicklungen wurden analog der Konzernsteuerung auf die International Financial Reporting Standards (IFRS) angewendet.

Das Ergebnis des Stromgeschäfts im Berichtszeitraum liegt signifikant unter den Erwartungen. Dies ist bedingt durch negative Ergebnisse aus Währungsabsicherungsgeschäften. Das Ergebnis aus dem Stromhandel im Jahr 2024 liegt deutlich unter dem außerordentlich hohen Vorjahresergebnis.

Das Ergebnis des Gasgeschäfts im Jahr 2024 liegt deutlich unter dem Vergleichszeitraum, jedoch deutlich über den Erwartungen. Trotz der anhaltenden geopolitischen Krise, verursacht durch den russischen Krieg gegen die Ukraine und den Lieferstopp aus Russland, kam es im Geschäftsjahr 2024 zu keinem Gasmangel. Die Gaslieferverträge mit Gazprom Export wurden im Juni 2024 wirksam gekündigt. Eine hohe Gasverfügbarkeit infolge eines relativ milden Winters, stabiler LNG-Importe, hoher Gasspeicherstände und einer reduzierten Nachfrage führten insgesamt zu einem Rückgang der europäischen Gaspreise im Vergleich zum Vorjahr, in einem weiterhin volatilen Marktumfeld. Seit Jahresbeginn verzeichneten die europäischen Gaspreise wieder einen Anstieg. Uniper konnte im Jahr 2023 von der Preisentwicklung mehr profitieren als im Jahr 2024.

Uniper hat langjährige Rechtsstreitigkeiten im vierten Quartal 2024 beigelegt. Die Beilegung dieser Streitigkeiten führte im vierten Quartal 2024 zur Auflösung der hierfür gebildeten Rückstellungen. Trotz der daraus resultierenden Verbesserung der Ergebnisse 2024 lagen diese immer noch deutlich unter den außergewöhnlichen Ergebnissen des Vorjahres.

Das Ergebnis des LNG-Geschäfts im Jahr 2024 liegt spürbar unter dem Vergleichszeitraum und deutlich unter den Erwartungen. Die Entwicklung im Vorjahresvergleich ist auf weniger erfolgreiche Handels- und Optimierungsaktivitäten zurückzuführen. Im Vergleich zu den Erwartungen wurde das Ergebnis insbesondere von geringeren Beiträgen aufgrund eines herausfordernden Marktumfeldes im Schiffahrtssektor und damit verbundenen veränderten Frachtraten belastet.

Das Ergebnis des Kohle- und Frachtgeschäfts im Jahr 2024 liegt deutlich unter dem Vorjahresergebnis sowie deutlich unter den Erwartungen, was auf einen geringeren Beitrag aus physischen Optimierungsaktivitäten aufgrund des Verkaufs des physischen Kohlehandels im Geschäftsjahr zurückzuführen ist.

Das Ergebnis des Emissionshandels im Jahr 2024 liegt deutlich über dem Vorjahr und den Erwartungen. Dies ist auf Optimierungsstrategien zurückzuführen, die teilweise ausgleichende Effekte innerhalb der Uniper-Gruppe hatten.

2. Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage

2.1 Ertragslage

Sofern nicht gesondert erläutert, beziehen sich die folgenden Ausführungen auf das handelsrechtliche Ergebnis.

2.1.1 Finanzielle Leistungsindikatoren

UGC wird in den Konzernabschluss der USE einbezogen, der nach IFRS aufgestellt wird.

Im Zuge der neuen Strategie hat Uniper ab dem Geschäftsjahr 2024 seine Kennzahlen zur finanziellen Steuerung des operativen Geschäfts und zur Anpassung an Kapitalmarktgewohnheiten geändert. Ab dem Geschäftsjahr 2024 wird das Adjusted EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation) für die Steuerung und Berichterstattung sowohl auf Konzernebene als auch auf Ebene der einzelnen operativen Segmente und Gesellschaften genutzt. Durch die Verwendung des Adjusted EBITDA wird insbesondere eine gezieltere Steuerung des angestrebten Wachstums bei gleichzeitiger Fokussierung auf die Zahlungswirksamkeit der Uniper-Ergebnisse ermöglicht. Das bis einschließlich dem Geschäftsjahr 2023 genutzte Adjusted EBIT wird somit nicht mehr als wesentliche finanzielle Kennzahl zur Steuerung des operativen Geschäfts verwendet.

Das Adjusted EBITDA entspricht dem um nicht-operative Effekte bereinigten Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen bzw. Zuschreibungen. Die nicht-operativen Ergebniseffekte umfassen Erträge und Aufwendungen aus der Marktbewertung von derivativen Finanzinstrumenten aus Sicherungsgeschäften sowie bestimmte Effekte aus der Bewertung von physisch zu erfüllenden Verträgen im Anwendungsbereich von IFRS 9, die mit dem Marktpreis bei physischer Erfüllung anstelle des vertraglich gesicherten Preises bewertet werden. Darüber hinaus werden bestimmte Buchgewinne/-verluste, Aufwendungen/Erträge für Restrukturierung/Kostenmanagement und sonstige nicht-operative Ergebnisbeiträge eliminiert.

Der KPI Adjusted EBITDA weicht vom Ergebnis nach Steuern auf Grundlage der Bilanzierungsvorschriften des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB) ab. Die Unterschiede ergeben sich - abgesehen vom Zinsergebnis - im Wesentlichen aus unterschiedlichen Bilanzierungsvorschriften und Bewertungsmethoden. Die wesentlichen Bewertungsunterschiede zwischen IFRS und HGB ergeben sich unter anderem aus den verschiedenen Abschreibungsansätzen/-dauern des Anlagevermögens sowie dessen Aktivierbarkeit, unterschiedlichen Bewertungsregeln für Vorräte, unterschiedlichen Berechnungsgrundlagen für Rückstellungen sowie aus der Marktbewertung von Derivaten. Ferner enthält der KPI keine Gewinn- oder Verlustübernahmen aus Ergebnisabführungsverträgen.

Das Adjusted EBITDA der UGC liegt für den Berichtszeitraum mit 952 Mio. € deutlich unter dem Wert des Vorjahres i.H.v. 3.571 Mio. € und deutlich über den Erwartungen. Dies ist im Wesentlichen auf das Gasgeschäft zurückzuführen. Das Gasgeschäft konnte die außergewöhnlich hohen Ergebnisse des Vorjahres nicht wiederholen, welche durch signifikante Minderkosten aus der Ersatzbeschaffung von entfallenen Lieferungen russischer Gasmengen sowie durch die ungewöhnlich hohen Handelsergebnisse deutlich profitierten.

Der Stromhandel konnte ebenfalls das außergewöhnlich positive Ergebnis des Vorjahreszeitraums aufgrund des geänderten Marktumfeldes nicht erneut in dieser Größenordnung realisieren.

Gegenläufig und gegenüber den Erwartungen positiv wirkte sich die Beilegung langjähriger Rechtsstreitigkeiten im Wege eines Vergleichs Ende November 2024 aus. Die Beilegung der Rechtsstreitigkeiten führt zu einer Auflösung der hierfür gebildeten Rückstellungen, die ergebniswirksam für das Geschäftsjahr 2024 im vierten Quartal aufgelöst wurde.

2.1.2 Umsatzentwicklung

UGC verzeichnete im Jahr 2024 Umsatzerlöse in Höhe von 105.488 Mio. € (Vorjahr 171.541 Mio. €). Der Rückgang der Umsatzerlöse ist im Wesentlichen auf gesunkene realisierte Preise und rückläufige Mengen im Gas- und Stromgeschäft zurückzuführen.

Die Umsatzentwicklung korreliert mit den Materialaufwendungen, da Optimierungsaktivitäten sowohl Käufe als auch Verkäufe von Commodities gleichermaßen betreffen.

2.1.3 Wesentliche Ergebnisentwicklungen

Die sonstigen betrieblichen Erträge sind auf 2.362 Mio. € (Vorjahr 9.317 Mio. €) zurückgegangen. In diesem Posten werden im Wesentlichen Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen i.H.v. 1.357 Mio. € (Vorjahr 8.261 Mio. €), Erträge aus der Ausbuchung einer Verbindlichkeit aus Lieferungen und Leistungen i.H.v. 594 Mio. € (Vorjahr 0 €) sowie Währungskursgewinne i.H.v. 383 Mio. € (Vorjahr 1.026 Mio. €) ausgewiesen.

Der Personalaufwand sank um 22 Mio. € auf 194 Mio. € (Vorjahr 216 Mio. €). Ursächlich hierfür ist eine Verminderung der Zuführung zu den Pensionsrückstellungen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind auf 697 Mio. € (Vorjahr 1.163 Mio. €) gesunken. In diesem Posten werden hauptsächlich Währungskursverluste i.H.v. 453 Mio. € (Vorjahr 910 Mio. €) ausgewiesen. Ursächlich für die Entwicklung im Vorjahresvergleich sind Devisenderivate. Darüber hinaus werden IT-Kosten i.H.v. 109 Mio. € (Vorjahr 98 Mio. €) sowie Fremdlieferungen und -leistungen i.H.v. 53 Mio. € (Vorjahr 58 Mio. €) ausgewiesen.

Der Saldo aus Erträgen und Aufwendungen aus Ergebnisübernahmen in Höhe eines Ertrages von 433 Mio. € (Vorjahr 627 Mio. €) betrifft hauptsächlich die Uniper Energy Sales GmbH, Düsseldorf, und die Uniper Ruhrgas International GmbH, Essen, für deren Geschäftsjahr 2024.

Im Finanzergebnis, das aus dem Beteiligungsergebnis, Zinsergebnis sowie Abschreibungen auf Finanzanlagen resultiert, wird im Berichtsjahr ein Aufwand von 88 Mio. € ausgewiesen (Vorjahr Ertrag 240 Mio. €). Maßgeblich für diese Entwicklung ist ein gesunkenes Zinsergebnis, das im Wesentlichen aus dem Cash-Pooling mit USE im Vergleich zum Vorjahr zurückzuführen ist.

2.1.4 Jahresergebnis

Im Rahmen des Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrags wird das Ergebnis (nach Steuern) in Höhe von 2.430 Mio. € (Vorjahr 11.445 Mio. €) an die UHG abgeführt.

2.1.5 Verrechnungspreissystem

Die Vermarktung der Stromerzeugung des Uniper-Konzerns findet durch ein Portfoliomanagementsystem statt. Die erwartete Stromerzeugung der Kraftwerksgesellschaften der operativen Segmente Green Generation und Flexible Generation wird von der Handelseinheit im operativen Segment Greener Commodities durch Abschluss von Sicherungsgeschäften (physisch und finanziell) auf Basis aktueller Marktpreise abgesichert und es wird eine Spotoptimierung betrieben. Das hat zur Folge, dass die Kraftwerksgesellschaften die ökonomischen Ergebnisse der Preissicherung ihrer Erzeugungspositionen zeigen.

Alle energiebezogenen Verträge mit Uniper-Konzerngesellschaften werden zu Marktpreisen oder marktpreisbasierten Verrechnungspreisen abgerechnet.

2.2 Finanzlage

2.2.1 Finanzstrategie

UGC ist in das Cash-Pooling-System des Uniper-Konzerns eingebunden, welches die zur Begleichung aller externen Zahlungsverpflichtungen nötige Liquidität bereitstellt. UGC informiert USE regelmäßig über ihren voraussichtlichen Finanzbedarf und die kurzfristige Liquiditätsplanung.

2.2.2 Cashflow und Finanzposition

Die Finanzlage der UGC wird durch das Cash-Pooling im Uniper-Konzern sowie durch den Ergebnisabführungsvertrag gestützt.

Die Nettofinanzposition nach IFRS wird definiert, indem Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, kurz- und langfristige Wertpapiere, Forderungen aus Margining summiert werden und dann die Finanzverbindlichkeiten und Verbindlichkeiten aus Leasing abgezogen werden.

UGC wies zum 31. Dezember 2023 eine Nettofinanzposition von 8.130 Mio. € aus. Zum Jahresende 2024 beträgt die Nettofinanzposition -2.266 Mio. €. Die Veränderung der Nettofinanzposition im Jahr 2024 betrug somit -10.396 Mio. €. Diese ist im Wesentlichen auf den die Abführung des Vorjahresgewinns an UHG zurückzuführen. Zudem wurde durch die Zahlung der Ergebnisabführung an die UHG die Finanzforderung aus dem Jahr 2023 vollständig zurückgeführt. Zum Jahresende 2024 wies die UGC einen Verbindlichkeitsbestand aus. Darüber hinaus wirkte sich das Gasgeschäft im Vergleich zum Vorjahr negativ aus. Die wesentliche Ursache hierfür sind signifikante Minderkosten aus der Ersatzbeschaffung von entfallenen Lieferungen russischer Gasmengen sowie die ungewöhnlich hohen Handelsergebnisse im Jahr 2023.

UGC berichtet über ihre Finanzlage unter anderem auch mit der Kennzahl Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit nach IFRS, Cashflow aus Investitionstätigkeit nach IFRS sowie Cashflow aus Finanzierungstätigkeit nach IFRS.

Mit 562 Mio. € lag der Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit nach IFRS außerordentlich deutlich unter dem Wert der Vergleichsperiode von 2.657 Mio. €. Die wesentliche Ursache hierfür sind signifikante Minderkosten aus der Ersatzbeschaffung von entfallenen Lieferungen russischer Gasmengen sowie die ungewöhnlich hohen Handelsergebnisse im Jahr 2023.

Der Cashflow aus Investitionstätigkeit nach IFRS beläuft sich auf 1.607 Mio. € (Vorjahr 3.388 Mio. €). Die signifikante Veränderung ist hauptsächlich auf höhere Zahlungsausgänge zurückzuführen, die durch Änderungen der marktpreisgetriebenen Marginingpositionen verursacht wurden.

Der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit nach IFRS im Jahr 2024 betrug -7.493 Mio. € (Vorjahr -349 Mio. €) und spiegelt unter anderem den Saldo aus erhaltenen und geleisteten Zahlungen aus Ergebnisabführungen mit UHG und den Tochtergesellschaften wider. Zudem wurden durch die Zahlung des Ergebnisausgleiches durch UHG die Finanzverbindlichkeiten aus dem Jahr 2022 im Jahr 2023 vollständig zurückgeführt. Zum Jahresende 2023 wies die UGC einen Forderungsbestand aus. Gegensätzlich wirken sich im Verlauf des Jahres 2024 geringere Zahlungsmittelabflüsse aufgrund von Marginingveränderungen im Vergleich zu 2023 aus.

Weitere Erläuterungen zu Transaktionen außerhalb der Bilanz und sonstigen finanziellen Verpflichtungen sind im Anhang für das Geschäftsjahr 2024 enthalten.

2.3 Vermögenslage

Die Vermögenslage der UGC weist eine für Handelsunternehmen typische Struktur auf. Sie besteht weitgehend aus kurzfristigen Aktiva sowie kurzfristigen Verbindlichkeiten und Rückstellungen. Darüber hinaus bestehen Finanzanlagen aus Anteilen an verbundenen Unternehmen, die vor allem in den Bereichen Infrastruktur und Großkundenvertriebsgeschäft tätig sind.

Die Werte der kurzfristigen Vermögensgegenstände sowie Verbindlichkeiten und Rückstellungen sind zum 31. Dezember 2024 im Vergleich zum letzten Geschäftsjahr analog zu den im Monat Dezember geringeren Umsatzerlösen und zum geringeren Materialaufwand gesunken.

2.4 Investitionen und Desinvestitionen

Die Investitionen der UGC wurden überwiegend für IT-bezogene Ausgaben im Rahmen von Projekten geleistet. Wesentliche Desinvestitionen liegen im Berichtszeitraum nicht vor.

3. Mitarbeiter

3.1 Mitarbeiteranzahl

Die Belegschaft umfasst 991 Mitarbeiter zum Stichtag 31. Dezember 2024, welche hauptsächlich in Deutschland beschäftigt sind. Die Zahl der Beschäftigten liegt damit spürbar über Vorjahresniveau (2023: 912).

3.2 Anteil weiblicher Mitarbeiter, Altersstruktur, Teilzeitbeschäftigung und Fluktuation

Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember 2024 bei 38,5 %. Das Durchschnittsalter bei der Gesellschaft betrug zum Jahresende 43 Jahre. Insgesamt 111 Mitarbeiter der UGC waren am Jahresende in Teilzeit beschäftigt. Die auf freiwilligen Kündigungen basierende Fluktuation lag im Durchschnitt bei 4,1 % im Geschäftsjahr 2024.

4. Risiko- und Chancenbericht

4.1 Risikomanagementsystem

UGC ist in das Risikomanagementsystem des Uniper-Konzerns integriert, es ist funktional organisiert und berücksichtigt Risiken und Chancen. Die funktionale Organisationsstruktur, Fachkompetenz, Kontrollen, Methoden, IT-Systeme und internen Richtlinien bilden wesentliche Bestandteile des Risikomanagementsystems des Uniper-Konzerns und stellen sicher, dass Risiken bzw. Chancen für UGC angemessen identifiziert, analysiert, bewertet und gesteuert werden. Die Zuständigkeit für Risiken bzw. Chancen wird dem funktionalen Team zugewiesen, welches sie am besten steuern kann.

Alle identifizierten wesentlichen Risiken und Chancen der UGC werden von den verantwortlichen Funktionsbereichen quartalsweise an den zentralen Uniper Bereich Enterprise Risk Management gemeldet und von dort an den Vorstand der UGC berichtet. Die Meldegrenze für wesentliche Chancen und Risiken der UGC liegt bei 20 Mio. €. Dies bedeutet, dass Risiken/Chancen, unter Berücksichtigung initiierter Steuerungsmaßnahmen, mit einer möglichen Auswirkung von im schlechtesten (besten) Fall -/+20 Mio. € oder mehr auf das geplante EBITDA, den Jahresüberschuss oder den Cashflow des Unternehmens in Bezug auf ein Jahr der dreijährigen Mittelfristplanungsperiode zu melden sind. Die Meldegrenze gilt für Einzelrisiken/Einzelchancen, die auch Aggregate gleichartiger kleinerer Risiken/Chancen umfassen können. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Planung der UGC, die als Basis für die Risiko/Chancenbewertung herangezogen wird, aufgrund des großen Energiehandelsanteils selbst mit hohen Unsicherheiten behaftet ist.

Ab einer Schwelle von im schlechtesten/besten Fall -/+100 Mio. € in Bezug auf ein Jahr der dreijährigen Mittelfristplanungsperiode werden Einzelrisiken/ Einzelchancen als bedeutend angesehen.

4.2 Risiko- und Chancenprofil

Die Geschäftsaktivitäten der UGC sind unvermeidbar mit Unsicherheiten verbunden, die ihren Ausdruck in Risiken und Chancen finden.

Die folgenden Kapitel beschreiben das Risiko-/Chancenprofil der UGC auf Basis aller identifizierten Einzelrisiken und -chancen mit einer Wesentlichkeit ab 20 Mio. €. Dazu werden die (Sub-) Kategorien von Risiken und Chancen, denen UGC ausgesetzt ist, sowie Steuerungsmaßnahmen erläutert. Des Weiteren werden bedeutende Einzelrisiken/-chancen explizit dargestellt.

4.2.1 Marktrisiken und -chancen

Marktpreisrisiken und -chancen

Marktpreisrisiken und -chancen ergeben sich aus der Unsicherheit in Bezug auf die Entwicklung der Marktpreise im Commodity-, Währungs- und Zinsbereich.

UGC stellt den zentralen Zugang des Uniper-Konzerns zu den internationalen Energiegroßhandelsmärkten dar. In dieser Funktion stellt UGC den konzerninternen Erzeugungs- sowie Vertriebseinheiten Optimierungs-, Hedging- und Risikomanagement-Dienstleistungen zur Verfügung und steuert deren Marktzugang. Aufgrund dessen handelt UGC in internationalen Märkten finanzielle und/oder physische Gas-, Strom-, Kohle-, Öl-, LNG- und Frachtprodukte sowie damit verbundene Emissions- und Wetterprodukte. Auch nutzt UGC Speicher- und Transportkapazitäten. Infolgedessen ist UGC den Schwankungen der Commodity-Preise ausgesetzt. Obwohl sich die Volatilität der Rohstoffmärkte im Jahr 2024 weiter verringerte, stellen solche Rohstoffpreisschwankungen weiterhin ein bedeutendes Einzelrisiko und eine bedeutende Einzelchance für UGC dar. Im Zusammenhang mit den Schwankungen der Rohstoffpreise existiert ein weiteres bedeutendes Einzelrisiko aus Verschiebungen des Wertes der Gasvorräte zwischen den Jahren, die von Mengen- und Wertänderungen der Vorräte abhängen.

Zur Absicherung von Commodity-Preisänderungsrisiken setzt UGC derivative Finanzinstrumente ein. Commodity-Derivate werden auch zu Eigenhandelszwecken (Proprietary Trading) abgeschlossen. Dies erfolgt im Rahmen enger interner und regulatorischer Restriktionen.

Zur Messung und Limitierung der Commodity-Preisänderungsrisiken verwendet UGC eine Kombination aus Value-at-Risk-(VaR), Stop-Loss- und volumenbasierten Kennzahlen. Hierzu werden Positionen unter Berücksichtigung der organisatorischen Zuständigkeitsbereiche und Handelsstrategien aggregiert. Die Quantifizierung der resultierenden Risikowerte erfolgt unter Berücksichtigung der Korrelation von Märkten und Portfolio-Diversifikationen im Einklang mit den Risikorichtlinien.

Die Methoden zur Quantifizierung und Analyse von Commodity-Preisänderungsrisiken werden regelmäßig überprüft und weiterentwickelt. So wird sichergestellt, dass Risikopositionen angemessenen abgebildet werden.

UGC ist aufgrund seiner internationalen Handelsaktivitäten auch Fremdwährungsrisiken- und -chancen ausgesetzt. Diese ergeben sich aus zukünftigen Zahlungsverpflichtungen in Fremdwährungen, der Neubewertung von Handelsaktivitäten an fremdwährungsbestimmten Märkten und der Neubewertung von Vermögensgegenständen/Verbindlichkeiten außerhalb der Eurozone.

Die Absicherung von Fremdwährungsrisiken erfolgt durch konzerninterne Devisenkassa- und Termingeschäfte mit der USE. UGC tätigt keine Fremdwährungs-Sicherungsgeschäfte außerhalb des Uniper-Konzerns. Fremdwährungsrisiken werden in Analogie zu Commodity-Preisänderungsrisiken mittels einer Kombination von Value-at-Risk, Stop-Loss und volumenbasierten Methoden und Kennziffern quantifiziert und limitiert. Auch diese werden regelmäßig überprüft und, wenn notwendig, verbessert.

Zinsrisiken/-chancen der UGC entstehen aus konzerninternen, variabel verzinslichen Finanzierungen mit USE. Das Management der Auswirkungen von Zinsänderungen wird zentral durch USE gesteuert.

Risiken und Chancen aus dem Marktumfeld

Das internationale Marktumfeld, in dem sich UGC bewegt, setzt das Unternehmen allgemeinen Risiken und Chancen aus makroökonomischen Entwicklungen aus. Einerseits könnte UGC von der global steigenden Nachfrage nach Commodities und damit steigenden Preisen profitieren, andererseits können sich durch ein gestresstes Marktumfeld sowie durch einen verstärkten Wettbewerb infolge neuer Anbieter oder aggressiver Taktiken existierender Marktteilnehmer im in- und ausländischen Strom- und Gasgeschäft die Margen reduzieren, zum Beispiel im Vertriebs-Geschäft. Globale Nachfrageverschiebungen können ein Auslastungsrisiko für die langfristigen Regasifizierungskapazitäten darstellen, die UGC für sein LNG-Geschäft gebucht hat.

Solche Nachfrageverschiebungen können auch zu einem höheren Energiepreisumfeld sowie zu erhöhten Transport- und Betriebskosten im Gas- und Speichergeschäft führen. Wesentliche Risiken/Chancen im Zusammenhang mit dem Marktumfeld inkl. makroökonomischer Rahmenbedingungen werden im Strategieprozess der UGC als Teil der Uniper Gruppe behandelt.

Innerhalb der Kategorie Risiken/Chancen im Zusammenhang mit dem Marktumfeld ergeben sich für UGC nachfolgende bedeutende Einzelrisiken:

Langfristige Gasbezugsverträge beinhalten für den Abnehmer sowie für den Lieferanten in einigen Fällen die Möglichkeit, Vertragsbedingungen an veränderte Marktverhältnisse anzupassen. Dies birgt das für die UGC bedeutende Einzelrisiko, dass Lieferanten Bedingungen durchsetzen, die für UGC nachteilig sind. Um Risiken zu begrenzen, werden die intensiven Verhandlungen von sehr erfahrenen Mitarbeitern geführt, die Zugriff auf die vollständige Expertise des Uniper-Konzerns und bei Bedarf darüber hinaus haben.

4.2.2 Kreditrisiken

UGC ist aufgrund der operativen Geschäftstätigkeit sowie durch seine Handelsaktivitäten Kreditrisiken ausgesetzt. Kreditrisiken resultieren aus der Nicht- oder Teilerfüllung bestehender Forderungen durch die Geschäftspartner und aus Wiedereindeckungsrisiken bei schwebenden Geschäften.

Die Höhe des Kreditrisikos auf Kontrahentenebene bemisst sich in der Regel aus dem aktuellen potentiellen Verlust durch Ausfall eines Geschäftspartners. Die Quantifizierung und Limitierung des Kreditrisikos auf Portfolioebene erfolgt auf Basis eines Credit-Value at Risk Ansatzes. Das Kreditrisiko, dem UGC ausgesetzt ist, ist im Jahr 2024 vor allem aufgrund der Auslagerung der Kohlebeschaffung und auslaufender Transaktionen, z. B. mit weniger gut bewerteten Kohlekontrahenten, gesunken.

Kreditrisiken werden durch geeignete Maßnahmen aktiv gesteuert. Dazu zählen die Festlegung von Risikolimiten für einzelne Kontrahenten und Kontrahentengruppen, die Einforderung von Sicherheiten, die Strukturierung von Verträgen, die Übertragung des Kreditrisikos auf Dritte (wie etwa Versicherungen) sowie Kreditportfoliodiversifizierung. Existierende Kreditrisiken werden laufend gemessen und überwacht, um die Angemessenheit der ergriffenen Maßnahmen sowie die Einhaltung der definierten Limite sicherzustellen. Limitüberziehungen werden gemäß internen Vorgaben eskaliert und gemanagt.

Im Rahmen des zentralen Kreditrisikomanagements wird die Bonität der Geschäftspartner auf Grundlage konzernweiter Mindestvorgaben systematisch bewertet und überwacht. Bei nicht ausreichender Bonität werden Sicherheiten eingefordert (z.B. Bankgarantien, Garantien des Mutterunternehmens, Letters of Awareness). Um das Kreditrisiko aus bilateralen physischen sowie finanziellen Transaktionen weiter zu reduzieren, werden diese Geschäfte in der Regel auf der Basis von Rahmenhandelsverträgen abgeschlossen, wobei grundsätzlich eine Verrechnung (Netting) aller laufenden Transaktionen vereinbart werden kann. Auch werden mit ausgewählten Geschäftspartnern bilaterale Marginingvereinbarungen getroffen.

4.2.3 Operative Risiken/Chancen

Informationstechnologie (IT)-Risiken und Chancen

Die operative und strategische Steuerung der UGC ist maßgeblich von einer komplexen Informations- und Kommunikationstechnologie abhängig. Technische Störungen, eine fehlerhafte Bedienung durch Mitarbeiter, Virusattacken, Datenverluste oder Ausfälle der IT-Systeme könnten zu einer wesentlichen Beeinträchtigung der laufenden Tätigkeit führen und erhebliche Kosten und Imageverluste verursachen, die mit der Dauer des Ausfalls steigen.

Trotz der geringeren Volatilität auf den Rohstoffmärkten und den entsprechenden Auswirkungen auf die Preise könnte eine mögliche Nichtverfügbarkeit der IT-Systeme von UGC zu hohen Verlusten führen. Daher wird dieses Risiko weiterhin als ein bedeutendes Einzelrisiko für UGC eingestuft.

Auch betreibt UGC eine kritische Infrastruktur. Externe Hackerangriffe auf diese Infrastruktur könnten zu Beeinträchtigungen im Betriebsablauf, auf die Umwelt und/oder zu juristischen Konsequenzen führen.

Die Anlagen der UGC werden unter Beachtung der Grundsätze des Managementsystems der Uniper für Informationssicherheit, das auf ISO/IEC 27001 basiert und die gesetzlichen Anforderungen sicherstellt, gesteuert. Auch profitiert UGC von Unipers Cyber Defense Center, das unter Beachtung der sich verändernden Gefahren stetig weiterentwickelt wird.

UGC legt außerdem Wert auf den sicheren Umgang mit persönlichen Daten, um Verletzungen relevanter Datenschutzbestimmungen zu vermeiden. Technische und organisatorische Maßnahmen wurden umgesetzt und deren Angemessenheit aus Datenschutzsicht in Zusammenarbeit mit dem Informationssicherheitsteam überprüft, um einen Missbrauch persönlicher Daten oder unberechtigte Zugriffe von außerhalb des Unternehmens zu vermeiden.

Aufgrund des anhaltenden russischen Krieges in der Ukraine und den daraus resultierenden immer noch erhöhten Cyber-Bedrohungen, investiert UGC weiter in die Informationssicherheit und den Datenschutz. Insbesondere wird UGC durch modernste Cloudtechnologie den erhöhten Anforderungen an IT-Security für die Homeoffice-Umgebung gerecht.

Mitarbeiter- und Prozessrisiken und -chancen

Die Aktivitäten der UGC sind durch komplexe Geschäftsprozesse gekennzeichnet. Falls diese nicht funktionieren, unangemessen und/oder ineffizient betrieben werden, kann dies zu Verlusten führen.

Im Speziellen benutzt UGC fremdbezogene und eigenentwickelte Modelle und Verfahren zur laufenden Analyse existierender Geschäfte, um Preisfindungs-, Planungs- sowie Geschäftsentscheidungsprozesse zu unterstützen. Bei der Entwicklung solcher Modelle und Verfahren, deren Implementierung oder Handhabung sowie bei der Festlegung verwendeter Annahmen kann es prinzipiell zu Fehlern und Unzulänglichkeiten kommen. Dem begegnet UGC mit sorgfältigen initialen sowie regelmäßigen Tests und Überprüfungen.

UGC verfügt in bestimmten Bereichen über besondere Fachkompetenzen und Mitarbeiter in Schlüsselpositionen. Sollten die betreffenden Mitarbeiter UGC verlassen, könnte sich dies spürbar auf die Ertragskraft, die Kontinuität von Geschäftsaktivitäten sowie auf die Innovations- und Entwicklungsfähigkeit des Unternehmens auswirken. Die Mitarbeiterfluktuation stellt ein bedeutendes Einzelrisiko für UGC dar. Zur Steuerung und Reduzierung des Personalrisikos bemüht sich UGC um den Ausbau und die Verbreitung von Fachkenntnissen und investiert in Nachfolge- und Kompetenzentwicklungsprogramme. Außerdem wird das bestehende Vergütungssystem für die Mitarbeiter regelmäßig überprüft und angepasst.

UGC verfügt über ein umfassendes internes Governance-System und erwartet von den Mitarbeitern eine ausgeprägte Risikokultur. Dies wird durch unternehmensweite Schulungen und Informationsveranstaltungen, die ein Verhalten im Sinne gegebener Richtlinien stärken, unterstützt. Dennoch kann nicht sachgerechtes Verhalten einzelner Mitarbeiter nicht ausgeschlossen werden, was ein bedeutendes Einzelrisiko für die UGC darstellt.

UGC verfügt daher über ein Netzwerk interner vorbeugender oder aufdeckender Kontrollen, um frühzeitig reagieren zu können. Im Tagesgeschäft sind das Vier-Augen-Prinzip, das Prinzip der Aufgabentrennung sowie verschiedenartige Kontrollen in täglichen Arbeitsprozessen wirksame Mittel zur Verhinderung oder Aufdeckung von Unregelmäßigkeiten.

Die Power Dispatch-Aktivitäten von UGC müssen 24 Stunden am Tag betrieben und können nicht aus dem home-office ausgeführt werden. Um IT- oder Standortausfälle zu minimieren, stehen ein Business-Continuity-Plan und ein Backup-Standort zur Verfügung. Die gemeinsame Nichtverfügbarkeit von Haupt- und Back-up Standort, so dass die Power Dispatch-Aktivitäten nicht durchgeführt werden können, ist im aktuellen Commodity-Preisumfeld ein bedeutendes Einzelrisiko für UGC.

Rechtliche Risiken und Chancen

Für das Geschäft der UGC ergeben sich Risiken/Chancen aus anhängigen gerichtlichen Verfahren. Dazu zählen Klagen zu Vertrags- und Preisanpassungen zur Abbildung von Marktumbrüchen oder geänderten wirtschaftlichen Verhältnissen im Energiesektor sowie Verfahren zur Klärung von Verpflichtungen aus Vertragsvereinbarungen.

Innerhalb der Kategorie der rechtlichen Risiken und Chancen ergibt sich für UGC eine bedeutende Einzelchance aus dem möglichen erfolgreichen Antrag auf Aufhebung eines Schiedsspruchs gegenüber einem Lieferanten.

In Bezug auf Rechtsstreitigkeiten versucht UGC durch angemessene Prozessunterstützung und Strukturierung von Verträgen, Risiken zu minimieren und Chancen zu maximieren.

Politische und regulatorische Risiken und Chancen

Für das Geschäft der UGC ergeben sich verschiedene Risiken/Chancen aus politischen und regulatorischen Eingriffen. Dazu gehören beispielsweise geänderte Regeln für Entschädigungszahlungen aufgrund veränderter Kraftwerksfahrpläne (Re-Dispatch), die laufende Überprüfung der Stromgebotszonen in der EU und im Vereinigten Königreich sowie die Änderung bestehender Vorschriften (z. B. EMIR, MAR, REMIT, MiFID) oder die Einführung neuer einschlägiger Vorschriften.

Darüber hinaus könnten geopolitische Ereignisse wie Kriege, Terroranschläge oder Sabotage zu negativen Auswirkungen für das Geschäft von UGC führen und sich insbesondere auf den Absatz, die Rohstoffmarktpreise, die Energieinfrastruktur oder die Schifffahrtswege auswirken. Aufgrund der derzeit schwierigen globalen geopolitischen Lage wird dieses Risiko als ein bedeutendes Einzelrisiko eingestuft.

Der Uniper-Konzern beteiligt sich an einem intensiven Dialog mit externen Stakeholdern, wie Regierungsstellen, politischen Parteien, Regulierungsbehörden und Industrieverbänden, um mögliche negative Auswirkungen aus Veränderungen des politischen und regulatorischen Umfelds frühzeitig zu identifizieren und diese durch Mitwirkung bei der Ausgestaltung der beabsichtigten Maßnahmen zu reduzieren.

Risiken und Chancen aus dem Betrieb technischer Anlagen

Bei der Erzeugung und Bereitstellung von Energie werden komplexe Technologien einschließlich Lager-, Speicher-, Verteil- und Verladeanlagen eingesetzt. Es besteht grundsätzlich die Möglichkeit, dass menschliches Versagen, technische Störungen oder andere Schadensereignisse (z.B. Naturkatastrophen, Sabotage, Terroranschläge, Streiks, etc.) die Verfügbarkeit der Anlagen beeinträchtigen sowie Personen- Sach- und Umweltschäden verursachen. Solche Schadenereignisse können erhebliche Reparaturanforderungen, Kompensationszahlungen sowie Kosten aus Rechtsstreitigkeiten nach sich ziehen. Insgesamt stellt dies ein bedeutendes Einzelrisiko für die UGC da.

Solchen Risiken begegnet UGC mit umfangreichen Maßnahmen. Dazu zählen unter anderem die Evaluierung potentieller Gefährdungen und ihrer Prävention, die fortlaufende Weiterentwicklung und Optimierung von Produktionsprozessen, regelmäßige Wartung, Qualitätsmanagement sowie eine präventive Krisenabwehrorganisation und Notfallplanung.

4.2.4 Finanzwirtschaftliche Risiken/Chancen

Finanzwirtschaftliche Risiken und Chancen konzentrieren sich für die UGC auf Risiken und Chancen, die die Liquidität beeinflussen. Die Liquidität der UGC wird von Unipers Treasury-Bereich unter Berücksichtigung von Risiken und Chancen, die einen Einfluss auf den Cashflow haben gesteuert. Maßnahmen zur Reduzierung von Risiken oder zur Nutzung von Chancen werden von dem Bereich Treasury analysiert und mit den betroffenen Abteilungen diskutiert.

Das primäre bedeutende Einzelrisiko der UGC unter den Liquiditätsrisiken hängt von einer möglichen Herabstufung des langfristigen Uniper SE Kredit Ratings ab. Eine potenzielle Herabstufung des derzeitigen BBB- Investmentgrade-Ratings unter Investmentgrade würde Gegenparteien das Recht einräumen, erhöhte Sicherheiten zu fordern, die in Form von liquiden Mitteln oder Bankgarantien bereitgestellt werden müssten (Contingent Collateral Risiko).

Im Vergleich zum Vorjahr ist ein deutlicher Rückgang der potenziellen Worst-Case-Auswirkungen des Risikos vor allem auf reduzierte Eventualverpflichtungen nach dem Auslaufen von Sicherungsgeschäften zurückzuführen. Das Risiko der bedingten Besicherung stellt jedoch weiterhin ein bedeutendes Einzelrisiko dar. Das Risiko wird von der Kreditrisikoabteilung der UGC kontinuierlich gemessen, überwacht und gesteuert.

Am 13. Januar 2025 veröffentlichte S&P ein Tear Sheet, in dem das BBB- Emittentenrating von Uniper mit stabilem Ausblick sowie das SACP in Übereinstimmung mit dem Research Update Report vom März 2024 bestätigt wurden.

S&P geht davon aus, dass der schrittweise Verkauf des Staatsanteils aufgrund der soliden finanziellen Leistung von Uniper beschleunigt werden könnte. S&P wird alle Änderungen in Bezug auf das SACP von Uniper beobachten, da sich der derzeitige Rating Aufschlag (Uplift) aufgrund des Staatsanteils im Laufe eines möglichen Verkaufs weiterentwickelt. Es wird erwartet, dass der Bund auch über das Jahr 2028 hinaus ein strategisch wichtiger Anteilseigner bleiben wird. Die Rating-Konstruktion besteht aus einem SACP von 'bb' (mit einem 'fairen' Geschäftsrisikoprofil und einem 'signifikanten' finanziellen Risikoprofil) und einem staatlichen Uplift von zwei Stufen. Uniper wird von S&P als "staatsnahes Unternehmen" eingestuft. Eine potenzielle Herabstufung könnte ausgelöst werden, wenn S&P der Ansicht ist, dass die Wahrscheinlichkeit einer rechtzeitigen außerordentlichen Unterstützung durch die Bundesregierung schneller abnimmt, als sich die eigenständige Kreditqualität von Uniper verbessert.

Am 26. Juni 2024 bestätigte Scope das BBB- Kreditrating von Uniper mit einem stabilen Ausblick. Diese Ratingentscheidung spiegelt die Verbesserung der eigenständigen Kreditqualität von Uniper wider, die Scope von BB auf BB+ angehoben hat. Während das geschäftliche Risikoprofil unverändert blieb, verbesserte sich das finanzielle Risikoprofil von Uniper aufgrund der starken finanziellen Performance im Jahr 2023 sowie einer höheren Cashflow-Visibilität. Diese Verbesserung wurde jedoch durch eine Verringerung des Rating-Uplifts für den Status als "staatsnahes Unternehmen" ausgeglichen.

Uniper beobachtet weiterhin kontinuierlich alle ratingbezogenen Entwicklungen und tauscht sich regelmäßig mit den Ratingagenturen aus.

Um höhere Handelsvolumen (Marktliquidität) zu ermöglichen schließt UGC Transaktionen über Börsen ab und hat mit ausgewählten Geschäftspartnern bilaterale Margining-Vereinbarungen getroffen. Aufgrund der Abhängigkeit gezahlter und erhaltener Ausgleichszahlungen (Marginzahlungen) von Marktpreisentwicklungen kann Margining ein bedeutendes Einzelrisiko oder eine bedeutende Einzelchance für UGC sein.

Das mit Margining verbundene Liquiditätsrisiko wird gemessen, überwacht und anhand eines Limits gesteuert sowie in der Liquiditätsplanung berücksichtigt. Limit Überziehungen werden gemäß internen Vorgaben eskaliert und gemanagt. Im Laufe des Jahres 2024 verringerten sich die Einschussanforderungen aus den Absicherungsgeschäften von UGC erheblich, was auf auslaufende Positionen und für die Margining positionen der UGC günstige Rohstoffpreisentwicklungen zurückzuführen ist, die einen geringen Anstieg des Risikos potenzieller künftiger Nachschussforderungen überkompensierten.

4.3 Beurteilung der Gesamtrisiko- und Gesamtchancensituation durch die Unternehmensleitung

Die Risiken und Chancen der UGC werden regelmäßig analysiert, bewertet und im Vorstand der UGC erörtert. Das Ausmaß der Risiken sowie der Chancen, denen UGC per 31. Dezember 2024 ausgesetzt war, hat sich im Vergleich zum 31. Dezember 2023 weiterhin erheblich verringert.

Sowohl für die Risiko- als auch für die Chancensituation ist dies vor allem auf die im Jahr 2024 erfolgreich abgeschlossenen Gerichts- und Schiedsverfahren zurückzuführen. Darüber hinaus hat sich die Situation hinsichtlich der sonstigen Risiken, denen UGC ausgesetzt ist, im Vergleich zum Jahr 2023 deutlich verbessert Insbesondere der Rückgang des bedingten Sicherheitenrisikos, das hauptsächlich auf das Auslaufen von Sicherungsgeschäften zurückzuführen ist, hat zu dieser Verbesserung geführt.

Die Gesamtrisikosituation von UGC wird nicht als bestandsgefährdend angesehen. Die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der UGC bietet eine geeignete Grundlage für den Umgang mit Risiken und Chancen in der Zukunft.

5. Prognosebericht

5.1 Voraussichtliche Gesamtwirtschaftliche Entwicklung

Trotz geopolitischer Spannungen wird das globale Wachstum im Jahr 2025 voraussichtlich im Vergleich zum Jar 2024 stabil bleiben. Die OECD prognostiziert ein globales BIP-Wachstum von 3,3 % für das Jahr 2025. Diese Stabilität gegenüber dem Jahr 2024 wird durch niedrigere Inflation, stetiges Beschäftigungswachstum und eine weniger restriktive Geldpolitik gewährleistet. Es bestehen jedoch erhebliche Risiken eines Abwärtstrends aufgrund höherer geopolitischer Spannungen, insbesondere im Nahen Osten, die etwa die Ölversorgung sowie globale Handelswege negativ beeinflussen und die globale Inflation erhöhen könnten.

Die Unsicherheit in der weltweiten Handelspolitik hat insbesondere nach der Wiederwahl des US-Präsidenten und seinen angekündigten Zollerhöhungen zugenommen, da mehr importbeschränkende Maßnahmen von großen Volkswirtschaften umgesetzt werden könnten. Diese Faktoren könnten zu höheren Importpreisen, erhöhten Produktionskosten und insgesamt zu einem niedrigeren Lebensstandard aufgrund geringerer Pro-Kopf-Einkommen führen. Darüber hinaus stellen finanzielle Herausforderungen durch hohe öffentliche Schuldenstände und hohe Bewertungen auf den Aktienmärkten Risiken für das Wachstum dar.

Mit dem erwarteten weiteren Rückgang der Inflationsraten werden die Zentralbanken voraussichtlich ihre Geldpolitik weiter lockern, um das Wirtschaftswachstum zu unterstützen. Diese Lockerungen werden jedoch schrittweise und auf Basis eingehender Daten zur Inflation und zum Wachstum erfolgen, da die Zentralbanken die Auswirkungen ihrer Maßnahmen sorgfältig bewerten werden, um sicherzustellen, dass die Inflation eingedämmt bleibt. Ein Versäumnis, die Inflation einzudämmen, könnte die Risiken für das Wachstum und die realen Einkommen erhöhen.

5.2 Energiemärkte

Geopolitische Risiken stehen auch im Jahr 2025 im Mittelpunkt der Energiepreise. Die Androhung von Zöllen durch den neuen US-Präsidenten bleibt eine unbekannte Komponente, könnte jedoch das globale Wachstum erheblich bremsen und Volatilität in die Energiemärkte und -preise bringen. Nach den Ende Februar 2025 erfolgenden Neuwahlen in Deutschland steht die anschließende Bildung einer neuen Regierung noch aus. Die Zusammensetzung der Regierung ist ein wichtiger Einflussfaktor für den Wirtschaftsausblick sowohl für die größte Volkswirtschaft Europas als auch für Europa im Ganzen.

Kohle

Weitere Kohlekraftwerksschließungen in Zentralwesteuropa und der gleichzeitige Ausbau erneuerbarer Energien führen dazu, dass der Kohleverbrauch in Europa zurückgeht. Dennoch wird die Nachfrage in Europa durch die Dynamik des Wechsels von Gas zu Kohle bestimmt, wobei hohe Entnahmen aus den Gasspeichern im ersten Quartal 2025 die gasbefeuerte Stromerzeugung aus dem Markt drängen könnten. Dies wiederum würde die Kohlenachfrage erhöhen. In Asien wird die Wasserbilanz in Indien und China nach einer robusten Stromerzeugung aus Wasserkraft im Jahr 2024, welche die Kohlenachfrage begrenzte, von grundlegender Bedeutung sein.

Gas und LNG

Ähnlich wie bei den Kohlepreisen bleibt auch im Gasmarkt der Wechsel von Gas zu Kohle in der Stromerzeugung entscheidend für die weltweiten Gaspreise 2025. Darüber hinaus wird das globale Gasangebot aufgrund des Endes des russischen Gastransits durch die Ukraine und der Tatsache, dass nur zwei LNG-Projekte in den USA (Plaquemines 2 sowie Corpus Christi) in Betrieb genommen werden, weiterhin angespannt bleiben. Die Gaspreise im Sommer 2025 werden maßgeblich von den Speicherständen, die in den europäischen Ländern als auch die USA nach dem Winter bestehen, beeinflusst. Es dürfte erneut zu einer Konkurrenzsituation am Weltmarkt um LNG-Lieferungen kommen. Weitere Phasen mit "Dunkelflauten", die verstärkt den Einsatz der flexiblen Gaskraftwerke erfordern, bedeuten eine damit einhergehende Risikoprämie auf die Gaspreise.

CO ₂ -Zertfikate

Die EU-Kommission hat beschlossen, die Anzahl der zusätzlichen CO ₂ -Zertfikate (EUAs) für das Jahr 2025 im Rahmen des "REPowerEU"-Programms nicht anzupassen, und die Entscheidung für die REPowerEU-Mengen für das Jahr 2026 wird voraussichtlich nicht vor Juli 2025 getroffen. Die Anzahl der zusätzlichen EUAs wird bei 86,7 Millionen zunächst auf gleichem Niveau wie im Jahr 2024 liegen. Für das Jahr 2026 wird derzeit mit 58 Millionen zusätzlichen Zertifikaten gerechnet. Eine Reihe bevorstehender Änderungen bei den EUA-Zuteilungsverfahren im Jahr 2026 könnte die Nachfrage im Jahr 2025 erhöhen und die Preise stützen. Dazu zählen die Abschaffung kostenloser Zuteilungen für Fluggesellschaften, die vollständige Einbeziehung des Schifffahrtssektors, Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), die schrittweise Überarbeitung der kostenlosen Zuteilungen und eine mögliche Änderung der Marktstabilitätsreserve (MSR), die alle im Jahr 2026 in Kraft treten werden.

Strom Deutschland

Angesichts der starken Korrelation zwischen Gas- und Strompreisen wird die Gasnachfrage im ersten Quartal 2025 ein entscheidender Faktor für die Entwicklung der europäischen Strompreise für den Rest des Jahres 2025 sein. Eine anhaltende Kälteperiode würde die Gasvolumina in den europäischen Gasspeichern aufbrauchen und sich positiv auf die Strompreise auswirken. Darüber hinaus wird die Schließung weiterer Kohlekraftwerke in Deutschland im Jahr 2025 die Gasnachfrage zur Stromerzeugung erhöhen.

Strom Nordics

Da die nordische Region das Jahr 2025 mit einer starken hydrologischen Bilanz beginnt, wird erwartet, dass die nordischen Strompreise schwach ins Jahr 2025 starten. In Gebieten in Nordschweden lagen zu Beginn des Jahres 2025 die Reservoirstände nahe am Fünfjahresdurchschnitt, so dass die nördlichen Preiszonen in Schweden und Norwegen wahrscheinlich weiterhin mit geringeren Preisen konfrontiert sein werden. Angesichts der starken Sensitivität gegenüber den Gaspreisen, die man insbesondere zu Beginn des ersten Quartals 2024 beobachten konnte, hängt viel davon ab, wie kalt der Winter 2024/25 in Europa werden wird. Ein knappes Gasangebot wird die südlichen Preiszonen aufgrund von Stromexporten nach Zentralwesteuropa und Großbritannien am stärksten beeinflussen.

Strom Vereinigtes Königreich

In Bezug auf den britischen Markt könnte die Nachricht von einer möglichen Neuausrichtung der Beziehungen zwischen der EU und dem Vereinigten Königreich Auswirkungen auf den britischen Markt mit C0 ₂-Zertifkaten haben. Die Verhandlungen sollen im Jahr 2025 beginnen. Darüber hinaus gibt es eine Reihe von Projekten im Bereich der Windenergie, die im Jahr 2025 in Betrieb gehen sollen, wobei die Fertigstellung von "Dogger Bank A" voraussichtlich erst in der zweiten Hälfte des Jahres 2025 erfolgen wird. Der Greenlink-Interkonnektor nach Irland, der am 26. Januar 2025 ans Netz gegangen ist, wird einen stützenden Effekt auf die Preise haben, da mit erhöhten Exporten aus dem Vereinigte Königreich gerechnet wird. Die Abhängigkeit von den NBP-Preisen bleibt der Hauptfaktor für die Entwicklung der britischen Strompreise. Sollten die europäischen Gasspeicher am Ende vom Winter 2024/2025 niedrige Speicherstände aufweisen, müssen die Gaspreise ausreichend Anreize bieten, um LNG-Mengen nach Europa zu liefern.

5.3 Erwartete Ertragslage

Für das Geschäftsjahr 2025 wird für UGC ein Adjusted EBITDA erwartet, welches deutlich geringer als das Adjusted EBITDA des Jahres 2024 ausfallen wird.

Die Entwicklung der einzelnen Commodities wird für das Geschäftsjahr 2025 wie folgt erwartet:

Für das Stromgeschäft wird erwartet, dass das Geschäftsjahr 2025 deutlich unter dem Niveau des Vorjahres liegt. Dies ist auf voraussichtlich geringere Margenbeiträge aus langfristigen Verträgen zurückzuführen.

Das Ergebnis des Gasgeschäfts für das Jahr 2025 wird voraussichtlich deutlich unter dem Niveau des Vorjahres liegen. Haupttreiber im Vergleich zu 2024 ist das Wegfallen positiver Einmaleffekte aus dem Geschäftsjahr 2024, die sich aus der Auflösung von Rückstellungen im Zusammenhang mit der Beilegung langjähriger Rechtsstreitigkeiten ergaben sowie das Wegfallen des Absicherungsergebnisses aus den Ersatzmengen aufgrund der Lieferkürzungen durch Gazprom Export LLC., Sankt Petersburg.

Es wird erwartet, dass das LNG-Ergebnis 2025 deutlich über dem Vorjahr liegt. Dies wird durch voraussichtlich höhere Beiträge aus den Optimierungsaktivitäten getrieben.

Der Ausblick für den finanziellen Kohlehandel 2025 wird deutlich unter dem Niveau von 2024 erwartet, was sowohl auf die Einstellung der Kohleverkaufsaktivitäten für Dritte als auch auf einen geringeren erwarteten Beitrag aus dem Finanzhandel zurückzuführen ist.

Der Ergebnisbeitrag aus dem Handel mit Emissionsrechten für das Jahr 2025 wird voraussichtlich deutlich sinken, bedingt durch geringere Ergebniseffekte infolge der frühzeitigen Übergabe an andere Konzerngesellschaften im Dezember 2024.

5.4 Gesamtaussage zur voraussichtlichen Entwicklung der UGC

Die zukünftige Entwicklung der UGC wird nach wie vor von dem besonders volatilen Marktumfeld des Strom- und Gasgeschäfts geprägt sein (insbesondere durch die Gasbeschaffung, Optimierung und LNG). Chancen und Risiken ergeben sich durch Marktparameter wie Commodity-Preise und Volatilitäten.

Das Fortbestehen der UGC ist entsprechend dem Grundsatz der Unternehmensfortführung gesichert. Die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der UGC bietet eine geeignete Basis, um den Risiken und Chancen in der Zukunft zu begegnen.

6. Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289f Abs. 4 HGB

Durch das Gesetz für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen in der Privatwirtschaft und im öffentlichen Dienst sind in Deutschland bestimmte Gesellschaften verpflichtet, Zielgrößen für den Frauen- bzw. Männeranteil in Aufsichtsrat, Vorstand und den nachfolgenden zwei Führungsebenen festzulegen und zu bestimmen, bis wann der jeweilige Frauen- bzw. Männeranteil erreicht werden soll.

Für den Zeitraum vom 1. Juli 2022 bis 30. Juni 2027 wurde für den Aufsichtsrat und den Vorstand der UGC erneut eine Zielgröße des Frauenanteils von 33 % festgelegt. Die Zielgröße ist bei der UGC im Geschäftsjahr 2024 für den Aufsichtsrat erfüllt. Die Zielgröße für den Vorstand ist zum 31. Dezember 2024, wie bereits im Jahr 2023, erneut nicht erreicht. Im Jahr 2024 sind zwei Vorstandsmitglieder aus dem Vorstand ausgeschieden und die Positionen werden derzeit nicht neu besetzt.

Da UGC aufgrund der funktionalen Steuerung innerhalb des Uniper-Konzerns ab dem Geschäftsjahr 2017 unterhalb der Vorstandsebene keine Mitarbeiter beschäftigt, die Führungsfunktionen ausschließlich innerhalb der UGC wahrnehmen, hat der Vorstand von der vorgesehenen Festlegung von Zielgrößen für den Frauenanteil in den beiden Führungsebenen unterhalb des Vorstandes ab 1. Juli 2017 abgesehen.

Bilanz zum 31.12.2024

Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf

eingetragen im Handelsregister des Amtsgerichts Düsseldorf unter HRB 61123

Aktiva

Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024

Anhang für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024

A. Allgemeine Grundlagen

Uniper Global Commodities SE (UGC) ist beim Amtsgericht Düsseldorf unter der Nummer HRB 61123 im Handelsregister geführt. UGC ist eine 100%ige Tochter der Uniper Holding GmbH (UHG), Düsseldorf.

Der Jahresabschluss und der Lagebericht wurden nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und der Verordnung über das Statut der Europäischen Gesellschaft (SE) in Verbindung mit dem Aktiengesetz (AktG) sowie des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) aufgestellt.

UGC ist eine große Kapitalgesellschaft.

Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt, die Beträge werden grundsätzlich in Millionen Euro (Mio. €) angegeben.

Um die Übersichtlichkeit und Klarheit der Darstellung zu verbessern, werden gemäß § 265 Abs. 7 Nr. 2 HGB in der Bilanz und in der Gewinn- und Verlustrechnung einzelne Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert ausgewiesen bzw. erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

Gemäß § 291 HGB ist UGC von der Verpflichtung, einen Konzernabschluss sowie einen Konzernlagebericht gemäß § 290 HGB aufzustellen, befreit. UGC und ihre Tochterunternehmen werden in den befreienden Konzernabschluss der Uniper SE, Düsseldorf (USE) einbezogen. USE ist das Mutterunternehmen, das den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht für den größten und den kleinsten Kreis von Unternehmen aufstellt. Der nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der Europäischen Union anzuwenden sind, aufgestellte Konzernabschluss sowie der Konzernlagebericht der USE werden einschließlich des Bestätigungsvermerks im Bundesanzeiger bekannt gemacht.

USE stellt den Konzernabschluss entsprechend § 315e HGB nach den internationalen Rechnungslegungsvorschriften auf, wie sie von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der Europäischen Union übernommen wurden (IFRS).

B. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Die bisher angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze werden, soweit nicht gesondert erwähnt, unverändert zum Vorjahr weitergeführt.

UGC bewertet Lieferverträge und Handelsgeschäfte der kommenden drei Jahre mit physischer oder finanzieller Erfüllung im Rahmen von Steuerungseinheiten entsprechend des Risikomanagementkonzepts der Gesellschaft. Hierzu werden diese Geschäfte außerhalb der Bilanz mit ihren beizulegenden Zeitwerten in Bewertungseinheiten zusammengefasst. Diese portfoliobasierten Bewertungseinheiten entsprechen dem operativen Management der finanzwirtschaftlichen Risiken der Gesellschaft und umfassen jeweils nach technischen und rechtlichen Kriterien gegliederte Geschäfte mit einer vergleichbaren oder zusammenhängenden Risikostruktur.

UGC setzt derivative Finanzinstrumente im Wesentlichen ein, um die finanzwirtschaftlichen Risiken, insbesondere Marktpreisrisiken aus den Commodities Strom, Gas, Kohle, Fracht, Emissions- und Umweltzertifikate, Öl und LNG zu reduzieren. Hierbei handelt es sich um physisch und finanziell erfüllte Termingeschäfte. Derivate werden darüber hinaus für die Zwecke der Systemoptimierung, des Lastenausgleichs oder auch zur Margenerhöhung eingesetzt. Für das Systemportfolio wird ein Planungshorizont von drei Lieferjahren angesetzt. Pro Lieferjahr werden Value-at-Risk sowie Stopp-Loss-Limite vergeben. Ergänzend werden volumenbasierte Steuerungskennzahlen eingesetzt. Value-at-Risk Kennziffern werden auf Basis eines Konfidenzniveaus von 95% und unter Berücksichtigung von Marktliquiditäten ermittelt. Die Limitüberwachung für das Systemportfolio erfolgt in der Regel täglich.

Die gesamten Handelsaktivitäten unterliegen verbindlichen internen Handlungsrichtlinien, die Anforderungen und Verantwortlichkeiten festlegen und auch eine regelmäßige handelsunabhängige Überwachung sicherstellen. Das interne Kontrollsystem unterstützt eine effiziente und effektive prozessuale Umsetzung der Kontrolltätigkeiten. Ausnahmen von internen Handlungsrichtlinien sind in begründeten Fällen möglich und müssen im Rahmen eines etablierten Genehmigungsprozesses bestätigt werden. Die zugrunde gelegte Steuerungseinheit kann als ein Liefervertrag, ein Buch oder auch eine im Rahmen einer Buchstruktur geführte Handelsstrategie definiert und dokumentiert sein. Die jeweils zu Sicherungszwecken eingesetzten Instrumente fließen in die Betrachtung der jeweiligen Steuerungseinheit mit ein. Soweit Steuerungseinheiten in Fremdwährung geführt werden, erfolgt die Umrechnung zu Stichtagskursen.

Fremdwährungsrisiken ergeben sich insbesondere aus Geschäftsaktivitäten in Fremdwährung und werden weitestgehend abgesichert.

Die bilanzielle Abbildung der portfoliobasierten Bewertungseinheiten erfolgt bei UGC anhand der Einfrierungsmethode. Ist der ermittelte Saldo einer Jahresscheibe aller beizulegenden Zeitwerte der jeweiligen Steuerungseinheit negativ, so wird für den hieraus drohenden Verlust, dem Vorsichtsprinzip folgend, Vorsorge durch eine entsprechende Rückstellung getroffen. Ist der ermittelte Saldo einer Jahresscheibe aller beizulegenden Zeitwerte der jeweiligen Steuerungseinheit positiv, so bleibt dieser unberücksichtigt.

UGC ist in das Risikomanagementsystem des Uniper-Konzerns integriert. Alle identifizierten wesentlichen Risiken und Chancen werden an die zentrale Einheit Risk Management gemeldet und dort im Sinne eines integrierten Ansatzes unter Berücksichtigung der Risikotoleranz des Uniper-Konzerns gesteuert.

I. Aktiva

Anlagevermögen

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen sind mit ihren Anschaffungskosten aktiviert und werden grundsätzlich planmäßig linear abgeschrieben. Die zugrunde gelegten Nutzungsdauern entsprechen, soweit nicht anders erläutert, ebenfalls der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer. Sachanlagen werden ausschließlich linear entsprechend der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer abgeschrieben.

Abnutzbare Vermögensgegenstände mit Anschaffungskosten von bis zu 250 € werden im Zugangsjahr voll aufwandswirksam erfasst. Für Anlagenzugänge, die seit dem 1. Januar 2018 erfolgten, wird ein Sammelposten gebildet, wenn die Anschaffungskosten für den einzelnen Vermögensgegenstand mehr als 250 € aber nicht mehr als 1.000 € betragen und dieser Sammelposten für die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage von untergeordneter Bedeutung ist. Der jeweilige Sammelposten wird im Jahr der Bildung und in den folgenden vier Geschäftsjahren mit jeweils einem Fünftel abgeschrieben.

Außerplanmäßige Abschreibungen erfolgen bei technischer oder wirtschaftlicher voraussichtlich dauernder Wertminderung. Bei Wegfall der Gründe der Wertminderungen werden Wertaufholungen vorgenommen.

Die Finanzanlagen werden zu Anschaffungskosten beziehungsweise mit den ihnen beizulegenden niedrigeren Werten bewertet. Niedrig verzinsliche Ausleihungen werden mit dem Barwert, die übrigen Ausleihungen mit dem Nennwert ausgewiesen. Soweit der Buchwert der nach diesen Grundsätzen bewerteten Finanzanlagen über dem beizulegenden Wert am Bilanzstichtag liegt, werden bei voraussichtlich dauernder Wertminderung außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen. Bei Wegfall des Grundes erfolgt eine entsprechende Zuschreibung.

Umlaufvermögen

Die im Umlaufvermögen ausgewiesenen Vorräte werden unter Berücksichtigung des Anschaffungs- und Herstellungskostenprinzips bilanziell erfasst. Die Vorräte werden grundsätzlich im Einklang mit § 240 Abs. 4 HGB mittels des Durchschnittskostenverfahrens bewertet und gegebenenfalls auf den niedrigeren beizulegenden Wert abgeschrieben. Im Jahr 2013 wurden im Rahmen einer Verschmelzung Gasspeicherkapazitäten übernommen. Für die darin gespeicherten Gasvorräte wird gemäß § 256 HGB als Bewertungsvereinfachungsverfahren die LIFO-Methode angewandt.

Treibstoffe an Bord von durch UGC gecharterten Schiffen werden als Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe bilanziert.

Bei Forderungen und sonstigen Vermögensgegenständen werden erkennbare Einzelrisiken durch Wertberichtigungen berücksichtigt. Dem latenten Ausfallrisiko nicht einzelwertberichtigter Forderungen wird durch die Bildung von Pauschalwertberichtigungen Rechnung getragen. Forderungen, inklusive Sachleistungsforderungen, sind mit ihren Nominalwerten abzüglich angemessener Wertberichtigungen für mögliche Ausfallrisiken angesetzt (niedrigerer beizulegender Wert). Forderungen für noch nicht in Rechnung gestellte Lieferungen und Leistungen werden mittels Schätzverfahren zum Bilanzstichtag abgegrenzt und mit erhaltenen Abschlagszahlungen verrechnet. Fremdwährungsforderungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem Devisenkassamittelkurs zum Zeitpunkt der erstmaligen Erfassung oder mit dem niedrigeren Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag bewertet. Kurzfristige Fremdwährungsforderungen mit einer Restlaufzeit von einem Jahr oder weniger sind ohne Beachtung der Restriktion des Anschaffungskosten- und Realisationsprinzips zum Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Der Ausweis der Forderungen gegen verbundene Unternehmen erfolgt grundsätzlich unsaldiert.

UGC weist im Geschäftsjahr unter den sonstigen Vermögensgegenständen unter anderem Forderungen aus erworbenen (derivativen) (Waren-) Termingeschäften, geleisteten Sicherheitszahlungen sowie den Bestand an Emissions- und Umweltzertifikaten aus. Forderungen aus (derivativen) (Waren-) Termingeschäften stammen aus Optionsprämien.

Bestände von Zertifikaten aus ökologischen Anreiz- bzw. Regulierungssystemen werden im Einklang mit § 240 Abs. 4 HGB mittels des Durchschnittskostenverfahrens bewertet und gegebenenfalls auf den niedrigeren beizulegenden Wert abgeschrieben.

Die geleisteten Sicherheitszahlungen sind zum Nennwert angesetzt.

Die flüssigen Mittel sind zum Nominalwert bilanziert. In Fremdwährung geführte Bankguthaben werden zum Stichtagskurs bewertet.

Aktive Rechnungsabgrenzungsposten

Als aktive Rechnungsabgrenzungsposten sind Ausgaben vor dem Abschlussstichtag angesetzt, soweit sie Aufwand für einen bestimmten Zeitraum nach diesem Zeitpunkt darstellen.

Vermögensgegenstände des Deckungsvermögens

Zur Erfüllung von Verpflichtungen aus der betrieblichen Altersversorgung der Mitarbeiter sind entsprechende Mittel im Rahmen eines sogenannten Contractual Trust Arrangements (CTA) in inländischen Fondsanteilen und einer Beteiligung an einer luxemburgischen Personengesellschaft angelegt. Der juristische Eigentümer des inländischen Investmentspezialfonds und der luxemburgischen Personengesellschaft ist der Uniper Pension Trust e.V., Düsseldorf (UPT). UPT verwaltet zentral als Treuhänder das Deckungsvermögen in Form von Anteilen an einem inländischen Investmentspezialfonds "PSF" (Wertpapiere) sowie Anteilen an der UPT Global Alternatives S.C.S. SICAV-SIF (UGA), Luxemburg, für UGC. Die UGA stellt eine Personengesellschaft nach luxemburgischem Recht dar, die in Immobilienfonds oder Private Equity Fonds investiert.

Die betreffenden Vermögensgegenstände sind dem Zugriff der übrigen Gläubiger entzogen.

Die Bewertung der Deckungsvermögen erfolgt zum beizulegenden Zeitwert. Dieser wird mit den jeweils zugrundeliegenden Verpflichtungen gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB verrechnet. Entsprechend wird mit den zugehörigen Aufwendungen und Erträgen aus Zinseffekten und aus dem zu verrechnenden Vermögen verfahren. Der sich ergebende Verpflichtungsüberhang wird unter der entsprechenden Rückstellung erfasst. Der eine Verpflichtung übersteigende beizulegende Zeitwert des entsprechenden Deckungsvermögens wird als "Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung" auf der Aktivseite der Bilanz ausgewiesen.

II. Passiva

Eigenkapital

Das gezeichnete Kapital ist mit dem Nominalwert angesetzt.

Die Kapitalrücklage wurde nach § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB und nach § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB dotiert.

Rückstellungen

Die Rückstellungen tragen allen erkennbaren Risiken im Rahmen der handelsrechtlichen Vorschriften ausreichend Rechnung und werden in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrages angesetzt.

Soweit erforderlich, wurde gemäß den gesetzlichen Anforderungen eine Diskontierung unter Berücksichtigung der Rückstellungsabzinsungsverordnung vorgenommen.

Die Bewertung der Pensionen und pensionsähnlichen Verpflichtungen erfolgt nach dem international anerkannten Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit Methode). Nach diesem Verfahren errechnet sich die Höhe der Pensionsverpflichtungen aus der zum Bilanzstichtag erdienten Anwartschaft unter Berücksichtigung künftiger Gehaltssteigerungen. Für die Abzinsung der Pensionsverpflichtungen sowie Deputate, die Altersversorgungscharakter haben und als Rentenbaustein gewertet werden, wird der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichte durchschnittliche Marktzinssatz der vergangenen zehn Geschäftsjahre bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren zugrunde gelegt.

Weiterhin sind ein Gehaltstrend (nur Pensionen) und eine Rentendynamik berücksichtigt. Den versicherungsmathematischen Rückstellungsberechnungen liegen als Rechnungsgrundlagen die Richttafeln 2018 G von K. Heubeck zugrunde. Als Bewertungsendalter werden grundsätzlich die frühestmöglichen Altersgrenzen in der gesetzlichen Rentenversicherung unter Berücksichtigung der Regelungen des RV-Altersgrenzenanpassungsgesetzes vom 20. April 2007 herangezogen. Für Mitarbeiter mit abgeschlossenen Vorruhestandsvereinbarungen wird das vertraglich vereinbarte Endalter berücksichtigt. Des Weiteren werden Fluktuationswahrscheinlichkeiten verwendet.

Für Pensionsleistungen, die über den mittelbaren Durchführungsweg des Pensionsfonds erbracht werden, haftet UGC nach dem Gesetz zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (BetrAVG) weiterhin subsidiär. Das Vermögen des Pensionsfonds deckt den Erfüllungsbetrag der übertragenen Versorgungsverpflichtungen/ -anwartschaften.

Seit 2023 besteht im Uniper-Konzern eine reine Beitragszusage als weiteres System zur betrieblichen Altersversorgung. Aufgrund von § 1 Abs. 2 Satz 2a BetrAVG werden die zukünftigen Pensionsleistungen hieraus über den mittelbaren Durchführungsweg des Pensionsfonds erbracht, so dass es sich bei der Zusage um eine mittelbare Pensionszusage handelt, für die gemäß Art. 28 Abs. 1 Satz 2 EGHGB keine Rückstellung gebildet werden muss. Aufgrund der vertraglichen Ausgestaltung der reinen Beitragszusage ist die Angabe eines Fehlbetrages nach Art. 28 Abs. 2 EGHGB ausgeschlossen.

Für Risikoleistungen im Rahmen der reinen Beitragszusage besteht seitens der Mitarbeiter unmittelbarer Rechtsanspruch gegenüber dem Arbeitgeber. Da es sich hierbei um Leistungen der betrieblichen Altersversorgung i.S.v. § 1 Abs. 1 Satz 1 BetrAVG handelt, wird für diese Risikoleistungen gemäß § 249 Abs. 1 HGB eine Pensionsrückstellung gebildet.

Bei den sonstigen Rückstellungen sind auch zukünftige Preis- und Kostensteigerungen mit einbezogen, sofern ausreichend objektive Hinweise für ihren Eintritt vorliegen. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre abgezinst.

UGC bildet gemäß § 249 HGB im Wesentlichen Rückstellungen für noch nicht abgerechnete Verpflichtungen aus dem Strom- und Gasgeschäft sowie Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften und gemäß § 254 HGB Rückstellungen aus Bewertungseinheiten.

Im LNG-Bereich bildet UGC für die Untersuchung auf drohende Verluste aus schwebenden Geschäften ein Portfolio im Einklang mit der Risikosteuerung. Innerhalb dieses Portfolios sind gemäß IDW RS ÖFA 3 für Lieferjahre mit negativen Deckungsbeiträgen Drohverlustrückstellungen zu bilden.

Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten, inklusive Sachleistungsverbindlichkeiten, sind zum Erfüllungsbetrag angesetzt. Der Ausweis der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen erfolgt grundsätzlich unsaldiert.

UGC weist im Geschäftsjahr unter den sonstigen Verbindlichkeiten bzw. unter den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen Positionen aus (derivativen) (Waren-) Termingeschäften aus. Der erstmalige Wertansatz dieser Verbindlichkeiten erfolgte anhand von Marktpreisen zum jeweiligen Zeitpunkt der Transaktion.

Verbindlichkeiten aus (derivativen) (Waren-) Termingeschäften stammen aus Optionsprämien.

Fremdwährungsverbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem Devisenkassamittelkurs zum Zeitpunkt der erstmaligen Erfassung oder mit dem höheren Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag bewertet. Kurzfristige Fremdwährungsverbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von einem Jahr oder weniger sind am Abschlussstichtag ohne Beachtung des Höchstwert- bzw. Realisationsprinzips zum Devisenkassamittelkurs umgerechnet.

Die erhaltenen Sicherheitsleistungen und Anzahlungen sind zum Nennwert angesetzt.

Passive Rechnungsabgrenzungsposten

Als passive Rechnungsabgrenzungsposten sind Einnahmen vor dem Abschlussstichtag angesetzt, soweit sie Ertrag für einen bestimmten Zeitraum nach diesem Zeitpunkt darstellen.

C. Erläuterungen zu einzelnen Posten der Bilanz

(1) Anlagevermögen

Die in der Bilanz zusammengefassten Posten des Anlagevermögens und ihre Entwicklung im Geschäftsjahr sind in einer gesonderten Aufstellung "Entwicklung des Anlagevermögens" (vgl. Anlagenspiegel) dargestellt. Sie ist integraler Bestandteil des Anhangs.

(2) Immaterielle Vermögensgegenstände

Die immateriellen Vermögensgegenstände bestehen hauptsächlich aus Software.

(3) Sachanlagen

Unter den Sachanlagen werden maschinelle Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung sowie Einrichtungsgegenstände ausgewiesen.

(4) Finanzanlagen

Die Aufstellung des Anteilsbesitzes der UGC befindet sich in einer gesonderten Aufstellung dieses Dokuments und ist integraler Bestandteil des Anhangs.

(5) Vorräte

Das Vorratsvermögen hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 127,0 Mio. € verringert. Ausschlaggebend hierfür ist vor allem der Rückgang der Kohle- und Gasvorräte. Dieser ergibt sich im Bereich der Gasvorräte im Wesentlichen aus gesunkenen Bestandsmengen und Preisen von LNG- Beständen. Der Rückgang von Kohlevorräten ist geprägt durch die Einstellung des physischen Kohlehandels und damit einhergehenden gesunkenen Mengen bei gestiegenen Preisen.

Der Unterschiedsbetrag aus der Anwendung der LIFO-Methode gemäß § 256 HGB beträgt 438,5 Mio. € und der Unterschiedsbetrag aus der Anwendung Durchschnittsmethode nach § 240 Abs. 4 HGB beträgt 71,7 Mio. €.

(6) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen bestehen im Wesentlichen aus Abgrenzungen für noch nicht abgerechnete Energielieferungen. Der Rückgang der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen resultiert überwiegend aus gesunkenen Umsatzerlösen in diesem Bereich.

Der Rückgang der Forderungen gegen verbundene Unternehmen resultiert überwiegend aus dem Umschlag des Cash-Pooling Saldos aus den Forderungen in die Verbindlichkeiten gegen verbundene Unternehmen.

In den Forderungen gegen verbundene Unternehmen sind Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 4.555,7 Mio. € (Vorjahr 6.212,6 Mio. €) enthalten.

In den sonstigen Vermögensgegenständen sind im Wesentlichen an Börsen und sonstige Handelspartner gezahlte (Bar-)Sicherheitsleistungen in Höhe von 919,4 Mio. € (Vorjahr 2.630,0 Mio. €), Emissionszertifikate mit einem Wert von 105,3 Mio. € (Vorjahr 742,3 Mio. €) sowie Optionsprämien in Höhe von 136,6 Mio. € (Vorjahr 251,7 Mio. €) enthalten.

(7) Flüssige Mittel

Die flüssigen Mittel in Höhe von 496,7 Mio. € (Vorjahr 299,6 Mio. €) beinhalten hauptsächlich Guthaben bei Kreditinstituten.

(8) Aktive Rechnungsabgrenzungsposten

Der ausgewiesene Betrag von 34,7 Mio. € (Vorjahr 223,6 Mio. €) entfällt im Wesentlichen auf Aufwandsabgrenzungen für vorzeitige Börsenrealisierungen von Finanzinstrumenten in Höhe von 10,4 Mio. € (Vorjahr 199,6 Mio. €) und erworbene Frachtkapazitäten in Höhe von 8,7 Mio. € (Vorjahr 10,9 Mio. €). Des Weiteren entfallen 5,1 Mio. € (Vorjahr 2,0 Mio. €) auf abgegrenzte Gasspeichergebühren sowie 4,9 Mio. € (Vorjahr 5,4 Mio. €) auf Prämien aus ausgeübten Optionen für den restlichen Lieferzeitraum.

(9) Gezeichnetes Kapital

Das gezeichnete Kapital beträgt zum Bilanzstichtag unverändert 1.138.187.654 €. Das Grundkapital ist eingeteilt in 1.138.187.654 Stückaktien, die auf den Inhaber lauten.

(10) Kapitalrücklage

Zum Jahresende weist UGC eine Kapitalrücklage in Höhe von insgesamt 2.795,8 Mio. € aus. Die Kapitalrücklage gemäß § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB beträgt 958,6 Mio. €. Die Kapitalrücklage gemäß § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB beträgt 1.837,2 Mio. €.

(11) Gewinnrücklagen

Zum Jahresende betragen die Gewinnrücklagen unverändert 88,6 Mio. € und entfallen vollständig auf andere Gewinnrücklagen.

Zur Erfüllung von Verpflichtungen aus der Altersversorgung sind entsprechende Mittel zweckgebunden und insolvenzgeschützt in inländische Fondsanteile sowie einer Beteiligung an einer luxemburgischen Personengesellschaft, die jeweils vom UPT treuhänderisch verwaltet werden, angelegt. Sie sind in Anwendung des § 253 Abs. 1 Satz 4 HGB zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Für UGC beläuft sich dieser für die inländischen Fondsanteile zum Abschlussstichtag auf 382,3 Mio. € und liegt um 20,1 Mio. € über den Anschaffungskosten von 362,2 Mio. €.

Für die Beteiligung an der luxemburgischen Personengesellschaft beläuft sich dieser zum Abschlussstichtag auf 60,3 Mio. € und liegt um 4,9 Mio. € über den Anschaffungskosten von 55,4 Mio. €.

Sofern der beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens die Anschaffungskosten übersteigt, ist dieser Betrag nach § 268 Abs. 8 Satz 3 i.V.m. Satz 1 HGB für die Abführung gesperrt. Diesem Betrag stehen frei verfügbare Rücklagen in ausreichender Höhe gegenüber. Eine Abführungssperre gemäß § 268 Abs. 8 Satz 3 i.V.m. Satz 1 HGB besteht somit nicht. In Summe liegt der beizulegende Zeitwert um 25,0 Mio. € über den Anschaffungskosten von 417,6 Mio. €.

(12) Rückstellungen

Die Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:

(13) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Die Pensionsrückstellungen decken die Versorgungsverpflichtungen gegenüber ehemaligen und noch tätigen Mitarbeitern ab. Die Finanzierung erfolgt teils durch den Arbeitgeber und im Rahmen von Gehaltsumwandlungen teils durch die Arbeitnehmer.

Die Verpflichtungen aus Pensionszusagen sind im Rahmen eines sogenannten CTA teils durch inländische Fondanteile, teils durch Anteile an einer Beteiligung an einer luxemburgischen Personengesellschaft, die jeweils vom UPT treuhänderisch verwaltet werden, besichert. Das Deckungsvermögen dient ausschließlich der Erfüllung der Pensionsverpflichtungen und sind dem Zugriff der übrigen Gläubiger entzogen. Sie sind gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB mit den zugrundeliegenden Verpflichtungen zu verrechnen. Der in der Tabelle genannte beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens wurde, soweit es sich um Fondsanteile handelt, durch die beauftragten Verwaltungsgesellschaften unter Zuhilfenahme von Börsenkursen beziehungsweise allgemein anerkannter Bewertungsmethoden zum Abschlussstichtag abgeleitet. Die Anteile an der ausländischen Beteiligung sind zu Marktwerten bewertet.

Der angewandte Rechnungszins für die Abzinsung der Pensionsverpflichtung beläuft sich zum 31. Dezember 2024 auf 1,90% p.a. (Vorjahr 1,83% p.a.). Weiterhin wurden ein Gehaltstrend von 2,25% p.a. (zum Vorjahr unverändert) und eine Rentendynamik von 2,00% p.a. (zum Vorjahr unverändert) zugrunde gelegt.

Analog zu den Pensionsverpflichtungen wird für Deputatsverpflichtungen, die Altersversorgungscharakter haben und als Rentenbaustein gewertet werden, ein Rechnungszinssatz von 1,90% p.a. (im Vorjahr 1,83% p.a.) herangezogen. Weiterhin wurde eine Rentendynamik von 2,00% p.a. (zum Vorjahr unverändert) zugrunde gelegt.

Im Geschäftsjahr wurde § 253 Abs. 2 HGB in der Fassung des Gesetzes zur Umsetzung der Wohnimmobilienkreditrichtlinie und zur Änderung handelsrechtlicher Vorschriften angewandt. Der damit geänderte durchschnittliche Marktzinssatz, der sich im Falle von Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren ergibt, beträgt 1,90% p.a. Ohne Berücksichtigung dieser Änderungen hätte sich ein durchschnittlicher Marktzinssatz, der sich aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren ermittelt hätte, von 1,97% p.a. ergeben.

Der Unterschiedsbetrag zwischen dem Ansatz der Rückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren und dem Ansatz der Rückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren beträgt zum 31. Dezember 2024 - 6,8 Mio. €.

Im ausgewiesenen Deckungsvermögen sind Anteile an in- und ausländischen Investmentvermögen mit einem Anteil von mehr als 10% ausgewiesen:

Im Geschäftsjahr wurden keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf Investmentanteile vorgenommen (Vorjahr 21,6 Mio. €).

(14) Steuerrückstellungen

Die Steuerrückstellungen in Höhe von 0,0 Mio. € (Vorjahr 0,2 Mio. €) umfassen Rückstellungen für ausländische Ertragsteuern.

(15) Sonstige Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen umfassen im Wesentlichen Rückstellungen für noch nicht abgerechnete Verpflichtungen aus Strom- und Gasgeschäften in Höhe von 2.843,8 Mio. € (Vorjahr 6.642,2 Mio. €) sowie Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften und Rückstellungen für Bewertungseinheiten in Höhe von 1.135,4 Mio. € (Vorjahr 1.625,7 Mio. €).

(16) Verbindlichkeiten

Der Rückgang der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen resultiert im Wesentlichen aus der Ausbuchung einer Verbindlichkeit in Höhe von 594,3 Mio. € nach Aufrechnung mit zugesprochenen Schadensersatzansprüchen.

Der Rückgang der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen ergibt sich im Wesentlichen aus dem Rückgang der Zahlungsverpflichtung aus der Ergebnisabführung gegenüber UHG sowie aus dem gegenläufigen Umschlag des Cash-Pooling Saldos aus den Forderungen in die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen.

In den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen sind Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 1.857,0 Mio. € (Vorjahr 3.722,8 Mio. €) enthalten.

Innerhalb der sonstigen Verbindlichkeiten werden Optionsprämien in Höhe von 117,8 Mio. € (Vorjahr 185,0 Mio. €) und erhaltene Sicherheitsleistungen von Börsen und sonstigen Handelspartnern in Höhe von 290,4 Mio. € (Vorjahr 119,8 Mio. €) ausgewiesen.

Soweit nicht gesondert erwähnt, haben alle Verbindlichkeiten eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr und sind unbesichert.

(17) Derivative Finanzinstrumente

UGC setzt derivative Finanzinstrumente sowohl zum Zwecke der Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken wie z.B. von Währungs- und Commodity-Risiken als auch in begrenztem Umfang zu Eigenhandelszwecken (Proprietary Trading) ein. Dabei handelt es sich im Wesentlichen um Termingeschäfte (Futures und Forwards), Optionen und Swaps auf die Commodities Strom, Gas, Öl, Kohle und Emissionsrechte sowie Devisentermingeschäften.

Für die derivativen Finanzinstrumente, die sich in unterschiedlichen Posten der Bilanz niedergeschlagen haben, ergaben sich zum Stichtag die nachfolgenden Nominal-, beizulegenden Zeit- und Buchwerte:

¹⁾ Die hier angegebenen Buchwerte resultieren aus gezahlten und erhaltenen Optionsprämien. Dabei werden Derivate mit positivem Marktwert unter den sonstigen Vermögensgegenständen (136,6 Mio. €) bzw. Forderungen gegen verbundene Unternehmen (10,2 Mio. €) ausgewiesen. Derivate mit negativem Marktwert sind als sonstige Verbindlichkeiten ( - 117,8 Mio. €) bzw. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen ( - 4,4 Mio. €) ausgewiesen.

Der Ausweis der Rückstellung aus Bewertungseinheiten gemäß § 254 HGB und der Drohverlustrückstellung gemäß § 249 Abs. 1 HGB erfolgt unter den sonstigen Rückstellungen.

Bei der Anwendung der Bewertungsmethoden wurden vor allem Marktpreise für Commodities, Terminkurse, Zinsstrukturkurven, Volatilitäten und ähnliche Parameter berücksichtigt.

Überwiegend werden Lieferverträge und Handelsgeschäfte mit physischer oder finanzieller Erfüllung und Devisensicherungsgeschäfte mit Konzernunternehmen zur Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken in Bewertungseinheiten zusammengefasst, die den jeweiligen Steuerungseinheiten des Handels und dem Risiko-Managementkonzept der Gesellschaft entsprechen. Für zum Bilanzstichtag drohende Verpflichtungsüberschüsse innerhalb dieser Bewertungseinheiten erfolgt, sofern die Voraussetzungen erfüllt sind, ein Ausweis unter Rückstellungen aus Bewertungseinheiten. Soweit aus Einzelsachverhalten, die nicht von einer Bewertungseinheit erfasst werden, Verpflichtungsüberschüsse resultieren, werden diese als Drohverlustrückstellung ausgewiesen.

Soweit Bewertungseinheiten gebildet werden, sind diese portfolienbasiert aufgebaut und werden in Laufzeitbänder (Jahresscheiben) unterteilt, in welchen sich die gegenläufigen Wertänderungen bzw. Zahlungsströme ausgeglichen haben und künftig voraussichtlich ausgleichen werden. Die Bewertungseinheiten umfassen finanzwirtschaftliche Risiken (u.a. das Preisänderungs- und das Fremdwährungsrisiko). Berücksichtigt werden hierbei schwebende Geschäfte mit einem beizulegenden Zeitwert von -357,3 Mio. €. Bei diesen handelt es sich im Wesentlichen um immer wiederkehrende, konzerninterne, commodity-basierte Lieferverträge, die in dieser Art mit dem gleichen Risiko in einer hohen Zahl vorkommen, sowie die dazugehörigen abgeschlossenen Sicherungsgeschäfte.

Das Gesamtvolumen der mit den Bewertungseinheiten abgesicherten Risiken (kompensierte Verluste negativer Marktwertentwicklungen mit nicht realisierten Gewinnen aus positiven Marktwertänderungen) beträgt 11.813,8 Mio. €. Davon entfallen folgende Beträge auf die verschiedenen Risikoarten:

Für nicht kompensierte Verluste negativer Marktwertänderungen (Ineffektivitäten) werden Rückstellungen aus Bewertungseinheiten gebildet. Für verlustbringende offene Positionen, die nicht Teil Bewertungseinheit im Sinne von § 254 HGB sind, wurden Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften nach § 249 HGB gebildet.

(18) Passive Rechnungsabgrenzungsposten

Der ausgewiesene Betrag von 15,8 Mio. € (Vorjahr 24,1 Mio. €) umfasst im Wesentlichen Erlösabgrenzungen für Prämien aus ausgeübten Optionen für den restlichen Lieferzeitraum in Höhe von 12,6 Mio. € (Vorjahr 13,6 Mio. €).

D. Erläuterungen zu einzelnen Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

(19) Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse aus Energiehandelsaktivitäten sind im Wesentlichen auf die Geschäftsfelder Gas und Strom zurückzuführen. Die Reduzierung der Umsatzerlöse ergeben sich hauptsächlich aus niedrigeren Mengen und realisierten Preisen im Gas- und Stromgeschäft.

Die Umsatzerlöse werden um Energiesteuern in Höhe von 0,5 Mio. € (Vorjahr 0,7 Mio. €) reduziert ausgewiesen.

In den Umsatzerlösen sind gegenläufige aperiodische Effekte in Höhe von 580,9 Mio. € (Vorjahr Erlöse in Höhe von 173,9 Mio. €) enthalten. Diese beziehen sich im Wesentlichen auf das Strom- und Gasgeschäft und gleichen sich im Jahr 2024 überwiegend mit aperiodischen Effekten innerhalb des Materialaufwandes aus.

(20) Sonstige betriebliche Erträge

Dieser Posten enthält vor allem Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften und Rückstellungen für Bewertungseinheiten in Höhe von 681,3 Mio. € (Vorjahr 8.218,6 Mio. €), aus der Auflösung von Rückstellungen für noch nicht abgerechnete Verpflichtungen aus Strom- und Gasgeschäften in Höhe von 653,9 Mio. €, aus der Ausbuchung einer Verbindlichkeit aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 594,3 Mio. € nach Aufrechnung mit zugesprochenen Schadenersatzansprüchen sowie Währungskursgewinne in Höhe von 382,8 Mio. € (Vorjahr 1.025,8 Mio. €).

(21) Materialaufwand

Der Materialaufwand entfällt im Wesentlichen auf die Geschäftsfelder Gas und Strom. Die Entwicklung des Materialaufwands korreliert mit den Umsatzerlösen, da die Preisentwicklungen sowohl Käufe als auch Verkäufe von Commodities gleichermaßen betreffen.

Die Aufwendungen für bezogene Leistungen betreffen im Wesentlichen Netznutzungsaufwendungen und Kosten für Systemdienstleistungen von verbundenen und fremden Unternehmen.

Im Materialaufwand sind gegenläufige aperiodische Effekte in Höhe von 639,4 Mio. € (Vorjahr Aufwand in Höhe von 675,5 Mio. €) enthalten. Diese beziehen sich im Wesentlichen auf Bezugskosten für Kohle, Strom und Gas und gleichen sich im Jahr 2024 überwiegend mit aperiodischen Effekten innerhalb der Umsatzerlöse aus, im Vorjahr ist darüber hinaus eine Nachzahlung im Zusammenhang mit einer rückwirkenden Preisneugestaltung eines LNG Langfristvertrags enthalten.

(22) Personalaufwand

Nicht als Personalaufwand erfasst sind Beträge, die sich aus der Aufzinsung der Personalrückstellungen, insbesondere der Pensionsrückstellungen, ergeben. Diese sind im Zinsergebnis ausgewiesen.

Im Durchschnitt des Geschäftsjahres beschäftigte UGC 973 Mitarbeiter (Vorjahr 898), davon waren 598 männlich (Vorjahr 563) und 375 weiblich (Vorjahr 335). Die Mitarbeiter waren ausschließlich Angestellte.

Zum Stichtag beschäftigte UGC 49 Auszubildende (Vorjahr 50).

(23) Abschreibungen

Die Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen enthalten wie im Vorjahr keine außerplanmäßigen Abschreibungen.

(24) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthalten im Wesentlichen Währungskursverluste in Höhe von 452,7 Mio. € (Vorjahr 909,5 Mio. €). Darüber hinaus werden IT-Kosten in Höhe von 109,0 Mio. € (Vorjahr 97,7 Mio. €) sowie Fremdlieferungen und -leistungen in Höhe von 52,6 Mio. € (Vorjahr 57,8 Mio. €) ausgewiesen.

(25) Erträge / Aufwendungen aus Gewinnabführung / Verlustübernahme

Die Erträge aus Gewinnabführungen in Höhe von 481,1 Mio. € (Vorjahr 636,8 Mio. €) betreffen im Wesentlichen die handelsrechtlichen Ergebnisse nach Steuern der Uniper Energy Sales GmbH, Düsseldorf, der Uniper Energy Storage GmbH, Düsseldorf, und der Uniper Ruhrgas International GmbH, Essen, für deren Geschäftsjahr 2024.

Die Aufwendungen aus Verlustübernahmen belaufen sich insgesamt auf 48,4 Mio. € (Vorjahr 9,6 Mio. €) und betreffen überwiegend die Lubmin-Brandov Gastransport GmbH, Essen.

(26) Finanzergebnis

Die Erträge aus Beteiligungen resultieren im Wesentlichen aus Dividendenausschüttungen von einem assoziierten Unternehmen.

Unter Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge werden im Wesentlichen der Zinsertrag aus dem Cash-Pooling mit USE in Höhe von 223,6 Mio. € (Vorjahr 360,2 Mio. €), der Zinsertrag aus hinterlegten Sicherheitsleistungen bei Börsen und sonstigen Handelspartnern in Höhe von 64,1 Mio. € (Vorjahr 91,6 Mio. €) sowie das saldierte Ergebnis aus dem Ertrag aus dem CTA Deckungsvermögen in Höhe von 32,5 Mio. € (Vorjahr 28,9 Mio. €) und dem Zinsaufwand für die Aufzinsung der Pensionsrückstellungen in Höhe von 4,7 Mio. € (Vorjahr 6,8 Mio. €) ausgewiesen.

Unter Zinsen und ähnliche Aufwendungen werden im Wesentlichen der Zinsaufwand aus dem Cash-pooling mit USE in Höhe von 408,8 Mio. € (Vorjahr 226,0 Mio. €) sowie der Zinsaufwand aus Geschäften mit Börsen und sonstigen Handelspartnern in Höhe von 12,0 Mio. € (Vorjahr 16,2 Mio. €) ausgewiesen.

(27) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Ausgewiesen wird ein Steuerertrag in Höhe von 0,0 Mio. € (Vorjahr Aufwand 0,3 Mio. €), der im Wesentlichen aus ausländischen Ertragssteuern resultiert. Es besteht ein ertragsteuerliches Organschaftsverhältnis mit USE.

Seit dem 1. Januar 2024 findet das Mindeststeuergesetz (Pillar Two) zur Umsetzung der globalen Mindestbesteuerung Anwendung. Durch die Erhebung einer Ergänzungssteuer (sog. Top-Up Tax) soll somit sichergestellt werden, dass das Einkommen mit einem effektiven Steuersatz von mindestens 15% besteuert wird, unabhängig davon, in welchem Land es entsteht. Somit müssen für alle Länder, in denen der Uniper-Konzern tätig ist, entsprechende Berechnungen durchgeführt werden. Somit ist auch UGC grundsätzlich betroffen.

UGC gehört zum Uniper Konzern, welcher in den Anwendungsbereich der Mindeststeuergesetzes (Pillar Two) fällt.

Unter Anwendung des Mindeststeuergesetzes sind für UGC zum 31. Dezember 2024 keine zusätzlichen Steuern zu berücksichtigen.

Für den Ansatz und die Bewertung der latenten Steuern ergeben sich gemäß § 274 Absatz 3 HGB keine Auswirkungen.

(28) Jahresüberschuss / Jahresfehlbetrag

Im Rahmen des bestehenden Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrags wird das Ergebnis nach Steuern in Höhe von 2.430,3 Mio. € an die UHG abgeführt (Vorjahr 11.445,2 Mio. €).

E. Sonstige Angaben

Angaben zu Beteiligungen am Kapitel der UGC

UGC liegt eine Mitteilung der UHG vor, laut derer UHG eine Mehrheitsbeteiligung (§ 20 Abs. 4 AktG) an UGC sowie ohne Hinzurechnung nach § 20 Abs. 2 AktG mehr als der vierte Teil der Aktien (§ 20 Abs. 1 und 3 AktG) der UGC gehört. Ferner liegt UGC eine Mitteilung der USE vor, laut derer USE gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG mittelbar mehr als der vierte Teil der Anteile (§ 21 Abs. 1 AktG) der UGC sowie gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG mittelbar eine Mehrheitsbeteiligung (§ 21 Abs. 2 AktG) an UGC gehört. Ebenfalls liegt UGC eine Mitteilung der Uniper Beteiligungs GmbH, Düsseldorf (UBE) vor, laut derer UBE mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG eine Mehrheitsbeteiligung (§ 20 Abs. 4 AktG) an der UGC sowie mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG ohne Hinzurechnung nach § 20 Abs. 2 AktG mehr als der vierte Teil der Aktien (§ 20 Abs. 1 und 3 AktG) der UGC gehört. Darüber hinaus liegt der UGC eine Mitteilung der UBG Uniper Beteiligungsholding GmbH, Berlin (UBG) vor, laut derer UBG mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG eine Mehrheitsbeteiligung (§ 20 Abs. 4 AktG) an der UGC sowie mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG ohne Hinzurechnung nach § 20 Abs. 2 AktG mehr als der vierte Teil der Aktien (§ 20 Abs. 1 und 3 AktG) der UGC gehört. Schließlich liegt der UGC eine Mitteilung der Bundesrepublik Deutschland (BRD) vor, laut derer der BRD mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG eine Mehrheitsbeteiligung (§ 20 Abs. 4 AktG) an der UGC sowie mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG ohne Hinzurechnung nach § 20 Abs. 2 AktG mehr als der vierte Teil der Aktien (§ 20 Abs. 1 und 3 AktG) der UGC gehört.

Angaben gemäß § 6 b Abs. 2 EnWG

UGC ist in das Konzern-Cash-pooling der USE eingegliedert. Zum Bilanzstichtag beläuft sich die Verbindlichkeit aus dem Cash-pooling auf 3.232,5 Mio. €. Der Saldo wird zu Marktkonditionen verzinst.

Darüber hinaus wurden von der Uniper IT GmbH, Düsseldorf Dienstleistungen in Höhe von 108,6 Mio. € bezogen.

Haftungsverhältnisse, außerbilanzielle Geschäfte und sonstige finanzielle Verpflichtungen

Aus Garantien und Haftungsverhältnissen resultieren Verpflichtungen in Höhe von 347,0 Mio. €.

UGC verfügt bei zwei Clearinginstituten über eine gesamte Sicherheitenlinie in Höhe von 827,0 Mio. € (Vorjahr 477,1 Mio. €). Diese ist zum Bilanzstichtag in Höhe von 327,0 Mio. € in Anspruch genommen. Von der gesamten Sicherheitenlinie hat UGC 27,0 Mio. € an ein verbundenes Unternehmen weitergereicht. Für deren Inanspruchnahme (27,0 Mio. €) haftet UGC dem entsprechenden Clearinginstitut gegenüber in voller Höhe.

Weiterhin wurden UGC von USE Banksicherheiten in Höhe von 456,8 Mio. € (Vorjahr 287,1 Mio. €) gewährt. Diese sind zum Bilanzstichtag in voller Höhe in Anspruch genommen.

Zum Bilanzstichtag bestehen sonstige finanzielle Verpflichtungen in Höhe von 3.941,1 Mio. € (Vorjahr 3.931,6 Mio. €), von denen 328,2 Mio. € (Vorjahr 415,1 Mio. €) auf verbundene Unternehmen entfallen. Im Wesentlichen bestehen diese aus vertraglichen Verpflichtungen für Gas- und LNG-Speicher und Transportkapazitäten (3.286,6 Mio. €), von denen 212,0 Mio. € auf verbundene Unternehmen entfallen. Weitere wesentliche Bestandteile sind Verpflichtungen aus dem Frachtgeschäft in Höhe von 484,9 Mio. €.

Bei den Haftungsverhältnissen wird das Risiko einer Inanspruchnahme jeweils als gering eingeschätzt. Diese Einschätzung beruht auf einer kontinuierlichen Evaluierung der Risikosituation der eingegangenen Haftungsverhältnisse unter Berücksichtigung der bis zum Aufstellungszeitpunkt gewonnenen Erkenntnisse.

Nachtragsbericht

Vorgänge von besonderer Bedeutung nach dem Schluss des Geschäftsjahres liegen nicht vor.

Organe der Gesellschaft

Aufsichtsrat

Der Aufsichtsrat der UGC setzt sich wie folgt zusammen:

Vorstand

Der Vorstand der UGC setzt sich wie folgt zusammen:

Organbezüge

Gesamtbezüge des Aufsichtsrats

Insgesamt wurden dem Aufsichtsrat für das abgelaufene Geschäftsjahr Bezüge in Höhe von 73,5 T€ (im Vorjahr 76,7 T€) gewährt.

Gesamtbezüge des Vorstands

Kein Vorstandsmitglied ist bei UGC beschäftigt. UGC verzichtet daher auf die Veröffentlichung der Bezüge der Vorstandsmitglieder.

Früheren Mitgliedern des Vorstands wurden im Geschäftsjahr Bezüge in Höhe von 2,7 Mio. € gewährt. Darüber hinaus wurden für diesen Personenkreis für laufende Pensionen und Anwartschaften auf Pensionen Rückstellungen in Höhe von 45,3 Mio. € gebildet.

Honorar des Abschlussprüfers

Die Angaben zum Gesamthonorar des Abschlussprüfers sind in der Gesamtangabe im Konzernabschluss der Uniper SE enthalten.

Anteilsbesitz

An den folgenden Gesellschaften hält UGC direkte und/oder indirekte Anteile.

¹⁾ Für die Gesellschaft wird § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264 b HGB für das aktuelle, wie auch das Vorjahr ⁱⁿ Anspruch genommen

²⁾ Werte nach IFRS

³⁾ Gewinnabführungsvertrag (Ergebnis nach Gewinnabführung) innerhalb der Uniper Gruppe

⁴⁾ Basierend auf dem letztverfügbaren Jahresabschluss

Entwicklung des Anlagevermögens

Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf

BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf

VERMERK ÜBER DIE PRÜFUNG DES JAHRES ABSCHLUSSES UND DES LAGEBERICHTS

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2024 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der Uniper Global Commodities SE für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 geprüft. Die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f Abs. 4 HGB (Angaben zur Frauenquote) haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des Lageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen.

Sonstige Informationen

Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f Abs. 4 HGB (Angaben zur Frauenquote) als nicht inhaltlich geprüften Bestandteil des Lageberichts.

Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab.

Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die oben genannten sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den Lagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen (d.h. Manipulationen der Rechnungslegung und Vermögensschädigungen) oder Irrtümern ist.

Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern ist, und ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht beinhaltet.

Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus dolosen Handlungen oder Irrtümern resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger bedeutsamer Mängel in internen Kontrollen, die wir während unserer Prüfung feststellen.

SONSTIGE GESETZLICHE UND ANDERE RECHTLICHE ANFORDERUNGEN

Vermerk über die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Prüfungsurteil

Wir haben geprüft, ob die Gesellschaft ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 eingehalten hat.

Nach unserer Beurteilung wurden die Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten.

Grundlage für das Prüfungsurteil

Wir haben unsere Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Führung getrennter Konten in Übereinstimmung mit § 6b Abs. 5 EnWG unter Beachtung des IDW Prüfungsstandards: Prüfung nach § 6b Energiewirtschaftsgesetz (IDW PS 610 n.F. (07.2021)) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG" weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir wenden als Wirtschaftsprüfungsgesellschaft die Anforderungen des IDW Qualitätsmanagementstandards: Anforderungen an das Qualitätsmanagement in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QMS 1 (09.2022)) an. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für die Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig erachtet haben, um die Pflichten zur Führung getrennter Konten einzuhalten.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten der Gesellschaft nach § 6b Abs. 3 EnWG.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob die gesetzlichen Vertreter ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten haben.

Ferner umfasst unsere Zielsetzung, einen Vermerk in den Bestätigungsvermerk aufzunehmen, der unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG beinhaltet.

Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten umfasst die Beurteilung, ob die Zuordnung der Konten zu den Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 4 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt ist und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde.

Bericht des Aufsichtsrates

Der Aufsichtsrat der Uniper Global Commodities SE (die " Gesellschaft") wurde zeitnah und umfassend in schriftlicher und mündlicher Form informiert Der Aufsichtsrat ließ sich vom Vorstand regelmäßig über die Entwicklung und die Lage der Gesellschaft unterrichten. Zu den Beschlussvorschlägen des Vorstands hat der Aufsichtsrat, soweit dies nach Gesetz, Satzung oder Geschäftsordnung erforderlich war, nach gründlicher Prüfung und Beratung Stellung genommen. Der Aufsichtsrat hatte Gelegenheit, sich aktiv mit den Berichten, Anträgen und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen.

Auf der Grundlage der vorgelegten Berichte und Informationen überwachte der Aufsichtsrat die Geschäftsführung der Gesellschaft, einschließlich der für die Gesellschaft wichtigen Geschäftsvorgänge, und überzeugte sich von der Ordnungsmäßigkeit der Geschäftsführung. Im Jahr 2024 fanden zwei ordentliche Sitzungen des Aufsichtsrats statt, in denen sich der Aufsichtsrat mit wichtigen unternehmensrelevanten Themen befasste.

Der Aufsichtsrat erörterte insbesondere die Geschäftsaktivitäten, die geopolitischen Auswirkungen, die Marktpreise, die Speicherstände, den MTP 2025-2027, den Umbau des Gas- und LNG-Portfolios, die Risikoübersicht, die Aktualisierung des Ratings und den Prüfungsplan 2025. Im Jahr 2024 konzentrierte sich der Aufsichtsrat auf die strategischen Initiativen von CCO und das Programm CT 2030. Der Aufsichtsrat prüfte auch die Compliance-Berichte.

Der Jahresabschluss und der Lagebericht der Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf, zum 31. Dezember 2024 sind unter Einbeziehung der Buchführung von der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen worden. Der Prüfungsbericht wurde den Mitgliedern des Aufsichtsrates ausgehändigt. Der Aufsichtsrat hat von dem Ergebnis der Prüfung zustimmend Kenntnis genommen.

Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss und den Lagebericht zum 31. Dezember 2024 geprüft. Der Abschlussprüfer hat an den Beratungen des Aufsichtsrats über diese Vorlagen teilgenommen und über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfung berichtet. Der Aufsichtsrat erklärt, dass er nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung keine Einwendungen gegen den Jahresabschluss und den Lagebericht erhebt. Der Aufsichtsrat billigt die vom Vorstand aufgestellten Jahresabschlüsse, die damit festgestellt sind.

Der Aufsichtsrat spricht dem Vorstand, den Arbeitnehmervertretern und allen Mitarbeitern seinen Dank und seine Anerkennung für die im Geschäftsjahr 2024 geleistete Arbeit aus.

Der Jahresabschluss zum 31.12.2024 wurde am 18.02.2025 festgestellt.