Netze ODR GmbH

Netze ODR GmbH

Ellwangen

Jahres- und Tätigkeitsabschluss nach EnWG zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 31.12.2023

Lagebericht für das Geschäftsjahr 2023

der Netze ODR GmbH

1 Grundlagen des Unternehmens

1.1 Geschäftsmodell des Unternehmens

Die Netze ODR GmbH (Netze ODR), als 100-Prozent-Tochter der EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG (ODR) mit Sitz in Ellwangen (Jagst), übernimmt als einer der großen Verteilnetzbetreiber in Baden-Württemberg und in Gebieten in Bayern die Verteilung von Strom und Gas über eigene Verteilnetze. Des Weiteren betreibt die Netze ODR im Rahmen von Pachtverhältnissen Strom- und Gasnetze von anderen Gesellschaften. Konzerneigenen und fremden Lieferanten bietet sie einen transparenten und diskriminierungsfreien Zugang zum Strom- und Gasnetz und eine zuverlässige Strom- und Gasverteilung. Marktpartner sind Energielieferanten, Energiehändler, Messstellenbetreiber und Messdienstleister sowie die konzessionsgebenden Kommunen. Netzkunden sind Netzanschlussnehmer, Netzanschlussnutzer sowie Netznutzer in ihrer Funktion als Weiterverteiler, Letztverbraucher oder Einspeiser von Energie. Als Regulierungsbehörde ist die Bundesnetzagentur (BNetzA) ein weiterer bedeutsamer Akteur im Rahmen des Verteilnetzbetriebs. Das technische Know-how und die Strukturen sind spartenübergreifend auf Strom- und Gasversorgung ausgerichtet.

Die Zusammenarbeit mit den Kommunen ist auf eine langfristige Beziehung über direkt mit den Kommunen abgeschlossenen Konzessions- und Pachtverträgen angelegt. Gemeinsam wollen wir mit den Städten und Gemeinden eine zuverlässige, wirtschaftliche und umweltschonende Infrastruktur aufrechterhalten.

Durch die Umsetzung und Weiterentwicklung der Netzbewirtschaftungsstrategie sowie der Planung, Optimierung und Steuerung der Anlagenbudgets für die Sparten Strom und Gas werden die Qualität und Wirtschaftlichkeit des Netze ODR Netzes durch das strategische Anlagenmanagement sichergestellt. Dabei werden die regulatorischen und gesetzlichen Rahmenbedingungen berücksichtigt und eingehalten.

Das Regulierungsmanagement erfüllt die normativen und behördlichen Vorgaben der Bundesnetzagentur, um eine höchstmögliche Erlösobergrenze zu erzielen und die Einhaltung regulatorischen Vorgaben sicherzustellen. Dadurch wird ein wesentlicher Beitrag zum Unternehmensergebnis der Netze ODR geleistet und der Substanzerhalt des Unternehmens sichergestellt.

1.2 Steuerungssystem

1.2.1 Finanzielle Leistungsindikatoren

Für die Steuerung der aktuellen und künftigen Ergebnisentwicklung der Netze ODR kommt der nachhaltigen Ertragskraft der laufenden Geschäftstätigkeit besondere Bedeutung zu. Die Netze ODR verwendet hierfür den operativen EBITDA nach IFRS als zentrale Größe.

1.2.2 Nicht-finanzielle Leistungsindikatoren

Anzahl Konzessionen

Die Sicherung der gehaltenen Strom- und Gaskonzessionen bilden einen wesentlichen Baustein für den wirtschaftlichen Erfolg der Netze ODR. Daher bewirbt sich die Netze ODR auf jede auslaufende Bestandskonzession der Sparten Strom und Gas. Zusätzlich werden auslaufende Konzessionen von Wettbewerbern in angrenzenden Gebieten kontinuierlich beobachtet.

Die personalwirtschaftliche Steuerung der Netze ODR erfolgt mit den folgenden Kennzahlen:

SAIDI Strom

Als zentrale Steuerungskennzahl für die Versorgungszuverlässigkeit Strom verwendet die Netze ODR die mittlere System-Unterbrechungsdauer oder Nichtverfügbarkeit, den System Average Interruption Duration Index (SAIDI). Aus d er Kenngröße SAIDI geht hervor, wie lange ein Verbraucher im Jahr durchschnittlich von einer Stromunterbrechung betroffen ist. Angegeben wird der SAIDI-Wert in Minuten pro Jahr.

2 Wirtschaftsbericht

2.1 Rahmenbedingungen

2.1.1 Entflechtung gemäß § 6b EnWG

Folgende nach § 6b Abs. 3 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und im § 3 Abs. 4 Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) werden von der Netze ODR ausgeführt:

Die Tätigkeiten "Elektrizitätsverteilung" und "Gasverteilung", von welchen die Geschäftstätigkeiten sowie die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Netze ODR wesentlich bestimmt werden, umfassen die Netztechnik und den Netzbetrieb für die Strom- und Gasverteilnetze der Netze ODR sowie für die gepachteten Netze. Außerdem sind das Konzessions- und Netzregulierungsmanagement sowie das strategische Anlagenmanagement hier zugeordnet. Für diese Tätigkeitsbereiche werden im Rechnungswesen gesonderte Konten geführt und es werden separate Tätigkeitsabschlüsse aufgestellt. Für den grundzuständigen Messstellenbetrieb für moderne Messeinrichtungen und intelligente Messsysteme gemäß § 3 Abs. 4 MsbG werden ebenfalls buchhalterisch gesonderte Konten geführt sowie ein Tätigkeitsabschluss erstellt, um dessen Unabhängigkeit von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung zu gewährleisten.

2.1.2 Regulatorischer Ordnungsrahmen

Unbundling Compliance

Das Unbundling Compliance hat bei der Netze ODR einen hohen Stellenwert. In dem Unbundling-Compliance-Programm des EnBW-Konzerns nach § 7a Abs. 5 EnWG sind die zum Unbundling und damit zur Förderung eines fairen Wettbewerbs ergriffenen Maßnahmen, Sensibilisierungsprogramme und Schulungen abgebildet. Die Veröffentlichung des Unbundling Compliance-Berichts der EnBW erfolgt regelmäßig im Frühjahr jeden Jahres für das Vorjahr.

2.1.3 Energiewirtschaftliches Umfeld

Entwicklungen im Bereich des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG)

Im Jahr 2023 ist die Anzahl der EEG-bedingten Netzanschlussbegehren gegenüber dem Vorjahr deutlich angestiegen. Nach rund 2.600 Neuanlagen im Jahr 2022 wurden im Jahr 2023 mehr als 6.200 Anlagen bearbeitet.

Mit dem EEG gibt die Bundesregierung den Erneuerbaren Energien gesetzlichen Vorrang. Mit dem Solarpaket I folgt nun ein weiterer wichtiger Schritt, um den Ausbau der Photovoltaik zu beschleunigen, Bürokratie abzubauen und die im EEG 2023 gesetzten Ziele zu erreichen: Nämlich bis 2030 insgesamt mindestens 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs aus Erneuerbaren Energien zu decken.

Messstellenbetrieb und Messdienstleistungen (Liberalisierung Messwesen)

Anschlussnutzer können ihren Messstellenbetreiber frei wählen und einen Dritten mit der Durchführung des Messstellenbetriebs beauftragen. Die Verträge und Geschäftsprozesse im Bereich des Messstellenbetriebs entsprechen im Netzgebiet der Netze ODR den derzeit gültigen regulatorischen Vorgaben. Der aktuelle Messstellenbetreiberrahmenvertrag ist im Internet veröffentlicht.

Intelligente Messsysteme (Smart Meter)

Der Messstellenbetreiber ist nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MSbG) verpflichtet, bei Neuanlagen und Renovierungen bei Letztverbrauchern mit mehr als 6.000 kWh/a und EEG-/Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)-Neuanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als sieben kW Messsysteme einzubauen, die in ein Kommunikationsnetz eingebunden sind und über ein Schutzprofil verfügen.

Der Rollout der Messsysteme werden bei der Netze ODR in dem Projekt "ROMI - Rollout Messsysteme-Infrastruktur" koordiniert.

Der Hochlauf bei den (nicht kommunikativen) modernen Messeinrichtungen verläuft stabil und berechenbar. Ende 2023 waren über 87.000 moderne Messeinrichtungen (mME) verbaut. Aufgrund der komplexen regulatorischen und technischen Anforderungen waren zum Jahreswechsel 2023/2024 erst rund 975 ImSys Messsysteme im Feld verbaut. Die Rollout-Planung sieht vor bis Ende 2025 die erforderliche Stückzahl zur Erfüllung der Quote verbaut zu haben.

2.2 Geschäftsverlauf

2.2.1 Netzentgelte Strom

Die Netze ODR hat ihre Netzentgelte 2023 für das Stromverteilnetz fristgerecht zum 15. Oktober 2022 veröffentlicht. Die Netzentgelte in 2023 erhöhen sich gegenüber dem Vorjahr, wobei der Grundpreis in 2023 stabil bei 80,30 € bleibt. Die durchschnittlichen Netznutzungsentgelte für Standardlastprofilkunden steigen im Stromnetz von 7,54 ct/kWh in 2022 auf 9,58 ct/kWh bei einem jährlichen Stromverbrauch von 3.500 kWh. Ursächlich für die Preissteigerung sind im Wesentlichen regulatorische Effekte. Die Anpassung der Netzentgelte erfolgte nach den Vorgaben der ARegV und der BNetzA.

2.2.2 Netzentgelte Gas

Die Netze ODR hat ihre Netzentgelte 2023 für das Gasverteilnetz fristgerecht zum 15. Oktober 2022 veröffentlicht. Die durchschnittlichen Netznutzungsentgelte für Standardlastprofilkunden betragen in 2023 bei einem Verbrauch von 20.000 kWh/a 2,79ct/kWh (Vj. 2,07 ct/kWh).

2.2.3 Netzbetrieb

Betriebsführung Stromnetze

Der Umbau des Energiesystems zu mehr Effizienz und Nachhaltigkeit bei gleichbleibender Anforderung an die Qualität der Stromversorgung hat auch im Jahr 2023 bei der Netze ODR zu einer hohen Anspannung in Bezug auf Maßnahmenumsetzung im Mittel- und Niederspannungsnetz geführt. Außerdem führte die hohe Anzahl an Baumaßnahmen in der öffentlichen Infrastruktur wie Straßen- und Breitbandausbau zu einer zusätzlichen Belastung im Netzbetrieb zur Sicherung und Erneuerung der Stromleitungen im Mittel- und Niederspannungsnetz. Eine weitere Herausforderung war die hohe Anzahl an neu errichteten Photovoltaikanlagen fristgerecht in Betrieb zu nehmen. Erschwerend kommt hinzu, dass die Komplexität der Anschluss- und Messkonzepte immer mehr zunimmt.

Die Kosten für die Instandhaltung und Betriebsführung des Stromnetzes summierten sich für Mittel- und Niederspannung auf 14,7 Mio. €. Bei den herkömmlichen Zählern bestand ein Investitionsbedarf von 0,5 Mio. € und ein Aufwand von 2,1 Mio. €. Für den grundzuständigen Messstellenbetreiber resultierten Investitionen in Höhe von 1,5 Mio. € und ein Aufwand in Höhe von 1,2 Mio. €.

Ausnahme-Wettersituationen mit sehr großflächigen Versorgungsunterbrechungen traten im Jahr 2023 zwar nicht auf, aber einzelne Sturm- und Gewittertätigkeiten führten zu mehreren lokal begrenzten Störungen die die Nichtverfügbarkeit nachteilig beeinflussten. Der Wert der Nichtverfügbarkeit (ohne geplante Versorgungsunterbrechungen, inkl. höherer Gewalt) liegt mit einem Wert von 15,8 min/a über dem Niveau von 2022 (10,6 min/a). Insbesondere eine Störung des vorgelagerten Netzbetreibers im Umspannwerk in Ellwangen trug mit über 3,1 min/a maßgeblich zu dem höheren Wert bei.

Der Maximalwert der Bezugsleistung aus dem vorgelagerten Hochspannungsnetz betrug in 2023 rund 319 MW (Vj. 360 MW). Die im Netzgebiet angeschlossenen dezentralen Erzeugungsanlagen hatten eine maximale Rückspeisung in das vorgelagerte Hochspannungsnetz in Summe von 440 MW (Vj. 416 MW) zur Folge.

Technische Daten Stromnetz

Zum 31. Dezember 2023 betrug die Gesamtlänge des von der Netze ODR und den übrigen Netzgesellschaften gepachteten Stromnetzes 13.313 km (Vj. 13.267 km). Rund 67 Prozent hiervon sind Niederspannungsleitungen. Der Kabelanteil am Stromnetz beträgt rund 77 Prozent. Während die Länge der Freileitungen weiter abnahm, vergrößerte sich die Länge des Kabelnetzes entsprechend.

In den Ausbau des Stromverteilernetzes wurden in 2023 durch den Netzeigentümer ODR insgesamt 36,1 Mio. € (Vj. 32,7 Mio. €) investiert.

Die Anzahl der Umspannwerke, Schaltwerke, Umspannstationen sowie des Verteilnetzes entwickelte sich wie folgt:

Technische Daten Gasnetz

Zum 31. Dezember 2023 betrug die Gesamtlänge des Erdgasnetzes 2.338 km (Vj. 2.312 km). In 2023 erweiterten wir unser Gasnetz um insgesamt 26 km. In den Ausbau des Gasnetzes wurden in 2023 rund 3,6 Mio. € (Vj. 11,6 Mio. €) investiert.

2.3 Lage

2.3.1 Entwicklung der EEG-Einspeisung

Die Bereitschaft - in Erneuerbare Energien zu investieren - stieg erneut deutlich im Netzgebiet der Netze ODR gegenüber dem Vorjahr an.

Die Anzahl an neuen EEG-KWKG-Anlagen stieg 2023 gegenüber dem Vorjahr um über 17 Prozent an. Zum Jahresende 2023 speisen rund 42.200 Erzeugungsanlagen Strom in unser Netz ein. Über 1.518 GWh (Vj. 1.587 GWh) wurden in das Netz eingespeist.

Bestandsanlagen

Bei mittlerweile über 42.000 Bestandsanlagen verzeichnen wir in den letzten Jahren einen dauerhaften Anstieg an Informations- Beratungs- und Änderungsaufwand in diesem Segment. Mehrere tausend Kundenanfragen wurden in diesem Zusammenhang abgearbeitet. Neben klassischen Betreiberwechseln, Erweiterungen von Anlagen, Umbauten und Stilllegungen an Anlagen, Abrechnungsänderungen, Fragen zur auslaufenden EEG-Förderung sind es auch die jährlichen Gutachten und Bescheinigungen, die im Zusammenhang mit der Jahresabrechnung geprüft werden.

EEG-Eigenverbrauch

Der Großteil der Neuanlagen hat sich für den Eigenverbrauch entschieden - so nutzen 2023 rund 25.000 Anlagenbetreiber ihre Anlage anteilig für die Eigenversorgung.

Rückspeisung

Der Höchstwert für die Rückspeisung lag in 2023 bei 440 MW (Vj. 416 MW).

Speicher

Die Anzahl der angemeldeten Speicher stieg im Jahr 2023 wieder enorm an. Inzwischen sind über 11.500 Speicheranlagen bei der Netze ODR gemeldet.

Die zukünftige Nachfrage nach Solarstromspeichern ist nicht nur davon abhängig, ob die Stromspeicher-Preise weiter stark sinken, sondern auch davon, wie dynamisch sich die Akku-Industrie im Bereich der Elektromobilität entwickeln wird. Ebenso wird sich die gesetzliche Vorgabe zum Bau von EEG-Anlagen auf Neubauten in Baden-Württemberg auswirken.

Auslaufende EEG-Vergütung:

Für den Weiterbetrieb von EEG-Anlagen nach Ende der Förderung haben sich aus dem EEG weiterhin drei Möglichkeiten etabliert. Neben der weiteren Volleinspeisung mit Einspeisevergütung für Anlagen bis 100 kW und der Möglichkeit der Direktvermarktung ist es durch die Nachfolgeregelung für Kleinanlagen möglich, ohne wirtschaftliche Nachteile die Anlage von Voll- auf Überschusseinspeisung umzustellen und den erzeugten Strom teilweise selbst zu nutzen. Eine Anschlussvergütung in Höhe des Jahresmarktwertes ist bis 31.12.2027 festgeschrieben. Im Jahr 2023 waren davon rund 700 Anlagen betroffen.

2.3.2 Ertragslage

In 2023 erzielte die Netze ODR wegen deutlich gestiegenen, jedoch ebitneutralen Erlösen für Direktvermarktung sowie einer deutlich gestiegenen Erlösobergrenze im Stromnetz einen gegenüber dem Vorjahr um 54,7 Mio. € höheren Umsatz in Höhe von 474,6 Mio. € (Vj. 419,9 Mio. €).

Die Umsatzerlöse bestehen im Wesentlichen aus Umsatzerlösen aus EEG in Höhe von 223,7 Mio. € (Vj. 210,2 Mio. €) sowie Umsatzerlösen aus der Netznutzung Strom in Höhe von 166,5 Mio. € (Vj. 153,0 Mio. €) und der Netznutzung Gas in Höhe von 20,4 Mio. € (Vj. 14,9 Mio. €).

Die sonstigen betrieblichen Erträge betragen in 2023 1,7 Mio. € (Vj. 3,7 Mio. €) und resultieren im Wesentlichen insbesondere aus der Auflösung von Rückstellungen und sonstigen Erträgen.

Der Materialaufwand stieg um 43,1 Mio. € auf - 382,9 Mio. € im Berichtsjahr. Dies resultiert im Wesentlichen aus einem gestiegenen ebitneutralen Aufwand für EEG, sowie dem gestiegenen Aufwand für die Bewirtschaftung des Differenzbilanzkreises.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen (u.a. Servicekosten für den kaufmännischen Support der ODR, Fremdleistungen für Verwaltung,- Prüfungs- und Beratungskosten) erhöhten sich auf - 32,8 Mio. € (Vj. - 30,6 Mio. €). Dies resultiert im Wesentlichen aus höheren Verrechnungen.

Das Finanzergebnis beträgt - 1,9 Mio. € (Vj. - 4,8 Mio. €) und ist geprägt von der Zuführung der Zinsen für die Pensionsrückstellungen.

Das Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit (EBIT) beträgt 13,1 Mio. € (Vj. 6,6 Mio. €). Nach Berücksichtigung des Finanzergebnisses konnte von der Netze ODR vertragsgemäß ein Überschuss in Höhe von 10,9 Mio. € an die Muttergesellschaft ODR ausgeschüttet werden (Vj. 1,6 Mio. €).

2.3.3 Vermögens- und Finanzlage

Die Bilanzsumme der Netze ODR ist leicht von 420,8 Mio. € auf 422,9 Mio. € gestiegen. Auf der Aktivseite der Bilanz gab es größere Veränderungen bei den Sachanlagen. Diese stiegen von 349,0 Mio. € in 2022 auf 370,4 Mio. € in 2023. Dies spiegelt den deutlichen Zuwachs bei den Investitionen wieder.

Die Forderungen reduzierten sich von 57,9 Mio. € auf 36,9 Mio. €. Auf der Passivseite der Bilanz gab es nur marginale Änderungen.

Die Finanzierung der Netze ODR ist über den mit der ODR abgeschlossenen Vertrag zum Cash-Pooling sowie dem bestehenden Ergebnisabführungsvertrag gesichert.

Die Ziele des Finanzmanagements der Netze ODR beschränken sich auf einen möglichst ausgeglichenen Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit unter den gegebenen Rahmenbedingungen einer nicht die Kosten deckenden Erlösobergrenze der regulierten Netzentgelte.

Der Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit reduzierte sich aufgrund niedrigerer Rückstellungen auf 27,6 Mio. €.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit führte zu einem Mittelzufluss von 24,7 Mio. €.

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit führte zu einem Mittelabfluss in Höhe von 10,9 Mio. € (Vj. 1,6 Mio. € Mittelabfluss) und resultiert aus der Gewinnabführung an die ODR.

Die Gesellschaft war im Geschäftsjahr 2023 jederzeit ausreichend finanziert und damit in der Lage, ihren Zahlungsverpflichtungen uneingeschränkt nachzukommen. Nennenswerte Haftungsverhältnisse oder außerbilanzielle Verpflichtungen bestanden zum Stichtag nicht.

2.3.4 Gesamtaussage der Geschäftsführung zur wirtschaftlichen Lage

Die Geschäftsführung der Netze ODR beurteilt die Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage als nicht zufriedenstellend. Sie spiegelt jedoch die Branchenentwicklung wider, da nicht alle Kostenbestandteile von der BNetzA anerkannt werden.

2.4 Finanzielle Leistungsindikatoren

Ergebnisgröße: Operativen EBITDA nach IFRS (das um neutrale und periodenfremde Effekte bereinigte Ergebnis vor Beteiligungs- und Finanzergebnis, Ertragsteuern und Abschreibungen). Der operative EBITDA der Netze ODR nach IFRS beträgt 40,2 Mio. € (Vj. 31,4 Mio. € operative EBITDA). Die abweichenden Rechnungslegungsvorschriften zwischen IFRS und HGB führen zu unterschiedlichen Bewertungsansätzen, vor allem bei den Rückstellungen und bei den latenten Steuern. Unter Berücksichtigung der Abweichungen ergibt sich ein vergleichbarer EBITDA nach HGB i. H. v.13,1 Mio. € (Vj. 26,3 Mio. €).

2.5 Nicht finanzielle Leistungsindikatoren

2.5.1 Konzessionen

Zum 31. Dezember 2023 hält die Netze ODR insgesamt 190 Konzessionen, davon 119 Strom- und 71 Gaskonzessionen, von denen 112 Strom- und 68 Gaskonzessionen direkt gehalten werden. Weitere sieben Strom- und drei Gaskonzessionen werden zum Betrieb gepachtet.

2.5.2 Personal

Entwicklung der Mitarbeiterzahl

Zum 31. Dezember 2023 beschäftigte die Netze ODR 359 Mitarbeiter/innen (331,55 MAK-Mitarbeiterkapazitäten). Die Ausbildungsquote gemessen an der Gesamtbelegschaft von 359 Mitarbeitern beträgt 13,4 Prozent.

LTIF

Der LTIF für das Jahr 2023 beträgt 0 (Vj. 1,9).

2.5.3 SAIDI Strom

Die Nichtverfügbarkeit Strom im Netzgebiet der Netze ODR betrug pro Netzkunde im Jahr 2023 durchschnittlich 15,8 Minuten (Vj. 10,6 Minuten).

3 Prognosen-, Chancen- und Risikobericht

3.1 Prognosebericht

3.1.1 Erwartete Branchenentwicklung

Entwicklungen bei den erneuerbaren Energien

Die Bundesregierung präzisiert die Ziele für das EEG eindeutig. So schreibt sie: "Das neue EEG 2023 wird erstmals konsequent auf das Erreichen des 1,5-Grad-Pfades nach dem Pariser Klimaschutzabkommen ausgerichtet. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch wird innerhalb von weniger als einem Jahrzehnt fast verdoppelt. Zudem wird die Geschwindigkeit beim Ausbau der erneuerbaren Energien verdreifacht - zu Wasser, zu Land und auf dem Dach."

So gehen wir von noch höheren Anmeldezahlen für das Jahr 2024 aus und rechnen mit mehr als 7.000 Neuanmeldungen durch die vielen gesetzlichen Änderungen und neuen Anreize der Bundesregierung.

Netzentgelte Strom 2024

Die Netze ODR hat ihre Netzentgelte 2024 für Strom fristgerecht zum15. Oktober 2023 veröffentlicht und musste aufgrund einer Gesetzesänderung die Netzentgelte am18. Dezember 2023 anpassen und veröffentlichen. Aufgrund regulatorischer Effekte steigen die Netzentgelte in 2024 gegenüber dem Vorjahr deutlich an. Die durchschnittlichen Netznutzungsentgelte für Standardlastprofilkunden (SLP) bei einem jährlichen Stromverbrauch von 3.500 kWh steigen im Stromnetz von 9,58 ct/kWh in 2023 auf 12,03 ct/kWh in 2024.Der Grundpreis für SLP-Kunden steigt von 80,30 € auf 91,50 €. Ursächlich für die Preisanpassung sind im Wesentlichen regulatorische Effekte. Die Anpassung der Netzentgelte erfolgte nach den Vorgaben der ARegV und der BNetzA.

Netzentgelte Gas 2024

Die Netze ODR hat ihre Netzentgelte 2024 für Gas fristgerecht zum 15. Oktober 2023 veröffentlicht. Im Gasnetz steigen die Netzentgelte hauptsächlich aufgrund der deutlich gesunkenen Durchleitungsmengen wegen der Ukrainekrise stark an. Zusätzlich wirken sich regulatorische Effekte steigend bei den Gasnetznutzungsentgelten aus. Die durchschnittlichen Netznutzungsentgelte für Standardlastprofilkunden betragen in 2024 bei einem Verbrauch von 20.000 kWh/a 3,10 ct/kWh (Vj. 2,79 ct/kWh).

3.1.2 Erwartete Entwicklung der finanziellen Kennzahlen

Erwartete Ergebnisentwicklung

Im Rahmen dieser Marktveränderungen, Transaktionsprozesse und politisch sowie wirtschaftlich risikobehafteten Einflüssen können wir die weitere Entwicklung und insbesondere auch die Folgen der geopolitischen Krisen für unser Unternehmen nicht in dem sonst üblichen Maß beurteilen. Unsere Prognose für das Geschäftsjahr 2024 ist mit größeren Unsicherheiten verbunden. Die Geschäftsführung der Netze ODR geht davon aus, dass die Umsatzerlöse in 2024 sowie das operative EBITDA sich auf dem Niveau von 2023 bewegen.

3.1.3 Erwartete Entwicklung der nicht finanziellen Kennzahlen

Ausblick Personal

a) Entwicklung der Mitarbeiterzahlen

Aufgrund der Herausforderung die Energiewende umzusetzen, gehen wir im Strombereich von einer weiter steigenden Mitarbeiterzahl aus.

b) LTIF

Die Netze ODR geht davon aus, den niedrigen LTIF-Wert auch in den nächsten Jahren zu halten.

Ausblick Konzessionen

Seit 2020 werden die Konzessionen für mehrere Gemeinden neu verhandelt, welche in künftig neu vergeben werden. Wir hoffen, dass wir alle unsere bisherigen Konzessionsgebiete weiter versorgen dürfen.

SAIDI Strom

Sofern sich der Einfluss des Wettergeschehens auf den SAIDI in 2024 in der Größenordnung des Jahres 2023 darstellt, kann davon ausgegangen werden, dass sich die Versorgungszuverlässigkeit im Jahr 2024 auf ähnlich hohem Niveau wie 2023 bewegt. Darüber hinaus unterstützen Maßnahmen im Rahmen der Erneuerungsstrategie das Ziel, das hohe Maß der Versorgungssicherheit weiter zu verbessern

3.2 Chancen- und Risikobericht

Die Netze ODR ist in das integrierte Chancen- und Risikomanagement (iRM) der ODR und somit des EnBW-Konzerns einbezogen. Das iRM hat zum Ziel, in einem ganzheitlichen und integrierten Ansatz eine wirksame und effiziente Identifikation, Bewertung, Steuerung der Chancen und Risiken (inklusive Überwachung) und Berichterstattung über die Chancen-/Risikolage sowie über die Angemessenheit und Funktionsfähigkeit der Prozesse zu gewährleisten.

Die wesentlichen Risiken bei der Netze ODR resultieren aus der Gewährleistung der Versorgungssicherheit, Informationssicherheit und dem regulatorischen Umfeld. Dabei stellt die Festlegung der Erlösobergrenze für die vierte Regulierungsperiode eine hohe Herausforderung für das Unternehmen dar.

Die Risiken aufgrund der hohen Volatilität auf den Energiebeschaffungsmärkten sowie aus den derzeit nicht einschätzbaren und zunehmenden globalen Krisen werden auch im Jahr 2024 im Mittelpunkt stehen. Die Auswirkungen der Krisen sind für unser Unternehmen, unsere Kunden und unsere Geschäftspartner nicht ersichtlich. Aus heutiger Sicht wird die Versorgungssicherheit als stabil angesehen, Risiken aus Cyberangriffen für Unternehmen der kritischen Infrastruktur werden weiterhin als kritisch bewertet.

Das Risiko von Konzessionsverlusten ist steigend, auch aufgrund von Änderungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen. In 2024 und den kommenden Jahren gilt es, im Wettbewerb um die Konzessionen mit den Kommunen in einer partnerschaftlichen Beziehung neue Chancen und Lösungsansätze umzusetzen.

Die steigenden Netzentgelte im Strombereich, bedingt durch den starken Netzausbau, verursachen einen zunehmenden Nachteil gegenüber städtischen Netzgebieten. Beim Gas sind die deutlich geringeren Durchleitungsmengen aufgrund der Ukrainekrise ebenfalls von Nachteil für die Netzentgelte. Der kundengetriebene EEG-Ausbau, der innerhalb gesetzlich vorgegebener Bearbeitungsfristen vom Netzbetreiber sicherzustellen ist, ist zu gewährleisten.

Das Unbundling Compliance ist im EnBW-Konzern ein integraler Bestandteil des unternehmerischen Handelns. Die ODR und Netze ODR als EnBW-Gesellschaften übernehmen die Vorgaben und Empfehlungen des zentralen Unbundling Compliance-Bereichs des EnBW-Konzerns. Im Unbundling Compliance-Programm der EnBW werden gemäß Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) die zur Förderung eines fairen Wettbewerbs ergriffenen Maßnahmen, Sensibilisierungsprogramme und Schulungen abgebildet. Die Umsetzung und Kontrolle erfolgt durch Unbundling Compliance-Ansprechpartner vor Ort. Die Veröffentlichung des Gleichbehandlungsberichts der EnBW erfolgt regelmäßig im Frühjahr jeden Jahres für das Vorjahr.

Die Netze ODR hat für alle erkennbaren Risiken weitestgehend bilanzielle, organisatorische und personelle Vorkehrungen getroffen. Bestandsgefährdende Risiken sind zum heutigen Zeitpunkt nicht erkennbar.

Im abgelaufenen Geschäftsjahr erfolgte ein regelmäßiges, vierteljährliches Reporting gemeinsam mit der ODR an den Konzern. Der Aufsichtsrat der Netze ODR wurde 2023 in seinen Sitzungen regelmäßig und umfassend über die Chancen- und Risikosituation unterrichtet.

Bilanz zum 31. Dezember 2023

Aktiva

Gewinn- und Verlustrechnung für die Zeit vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023

Anhang für das Geschäftsjahr 2023

Allgemeine Grundlagen

Die Netze ODR GmbH (Netze ODR) hat ihren Sitz in Ellwangen und ist eingetragen in das Handelsregister beim Amtsgericht Ulm (Reg. Nr. HRB 510654).

Der Jahresabschluss zum 31. Dezember 2023 ist entsprechend den Bestimmungen des HGB, unter Berücksichtigung der Änderungen des Bilanzrichtlinien-Umsetzungsgesetz (BilRUG), sowie nach den einschlägigen Vorschriften des GmbHG aufgestellt. Es gelten die Vorschriften für große Kapitalgesellschaften. Der Jahresabschluss ist in Tausend Euro (T€) aufgestellt.

Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

Zur übersichtlicheren Darstellung sind in der Bilanz sowie in der Gewinn- und Verlustrechnung Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert aufgeführt und erläutert. Die nachstehend in Klammern vorgenommene Nummerierung des Anhangs bezieht sich auf die entsprechenden Ziffern in der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung.

Bilanzierung und Bewertung

Für die Aufstellung des Jahresabschlusses waren die nachfolgenden Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden maßgebend. Soweit gegenüber dem Vorjahr Bewertungsänderungen vorgenommen wurden, sind diese im Folgenden erläutert.

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände sind zu Anschaffungskosten abzüglich linearer Abschreibungen bewertet. Bei voraussichtlich dauernder Wertminderung werden außerplanmäßige Abschreibungen auf den niedrigen beizulegenden Wert vorgenommen.

Die Sachanlagen sind zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Die Herstellungskosten beinhalten Fertigungs- und Materialeinzelkosten sowie aktivierungspflichtige Gemeinkosten. Von dem handelsrechtlichen Wahlrecht für die Aktivierung angemessener Verwaltungsgemeinkosten wird seit 2022 Gebrauch gemacht. Fremdkapitalzinsen sind nicht aktiviert worden. Die Sachanlagen werden planmäßig entsprechend der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer abgeschrieben. Die Zugänge im Geschäftsjahr 2023 wurden linear, Zugänge früherer Jahre (bis 31.12.2009) - soweit steuerlich zulässig - auch degressiv abgeschrieben.

Die Abschreibungen auf Zugänge der immateriellen Vermögensgegenstände und des Sachanlagevermögens erfolgen zeitanteilig. Die Festlegung der Nutzungsdauern erfolgt in Anlehnung an die amtlichen AfA-Tabellen.

Geringwertige Anlagegüter im Sinne von § 6 Abs. 2 EStG werden aufgrund der untergeordneten Bedeutung aus Vereinfachungsgründen im Jahr der Anschaffung bzw. Herstellung voll aufwandswirksam berücksichtigt. In den Geschäftsjahren 2008 bis 2017 wurde für geringwertige Anlagegüter im Sinne von § 6 Abs. 2a EStG aufgrund der untergeordneten Bedeutung aus Vereinfachungsgründen ein im Jahr der Bildung und in den folgenden vier Geschäftsjahren mit jeweils einem Fünftel ergebniswirksam aufzulösender Sammelposten gebildet.

Vorräte werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten oder niedrigeren Tagespreisen bewertet. In die Herstellkosten der unfertigen Leistungen werden neben den direkt zurechenbaren Einzelkosten auch anteilige Gemeinkosten einbezogen. Die Bewertung erfolgt unter Beachtung des Niederstwertprinzips.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert angesetzt. Eventuelle Ausfallrisiken werden durch Einzel- und Pauschalwertberichtigungen abgedeckt.

Auf Grund des Geschäftsmodells sind die Umsatzerlöse aus Strom und Gas bis zum Abschlusszeitpunkt nicht komplett abgerechnet. Es erfolgt eine Hochrechnung aufgrund durchschnittlicher Verbräuche und Gradtagzahlen zum 31.12. Etwaige Abweichungen werden im Folgejahr als periodenfremde Umsatzerlöse erfasst.

Das gezeichnete Kapital ist zum Nennbetrag angesetzt.

Von Kunden bis 2002 geleistete Baukostenzuschüsse (BKZ) werden planmäßig in gleichen Jahresraten mit 5 % aufgelöst. Die ab 2003 vereinnahmten Baukostenzuschüsse werden entsprechend der Nutzungsdauer der bezuschussten Sachanlagen aufgelöst. Die Zugänge im Jahr 2006 werden degressiv aufgelöst. Ab dem Berichtsjahr 2007 erfolgte die Erhebung der Baukostenzuschüsse für Strom- und Gasnetz bei der Netze ODR. Die Auflösung erfolgt ab 2007 linear über 20 Jahre. Die von Netze ODR weitergeleiteten Baukostenzuschüsse werden ab dem Geschäftsjahr 2019 unter den Baukostenzuschüssen ausgewiesen. Im Zuge der Ausgliederung der großen Netzgesellschaft 2021 wurden die Baukostenzuschüsse mit Netzbezug von der ODR auf die Netze ODR übertragen. Die ab 2021 vereinnahmten Baukostenzuschüsse werden entsprechend der Nutzungsdauer der bezuschussten Sachanlagen aufgelöst.

Bei den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen wurde als Bewertungsmethode die in der internationalen Rechnungslegung verwendete projizierte Einmalbeitragsmethode (Projected Unit Credit Methode) unter Verwendung der "Richttafeln 2018 G" von Prof. Dr. Klaus Heubeck verwendet. Die Rückstellungen wurden zum Barwert mit einem durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Geschäftsjahre abgezinst. Für die Abzinsung wurde pauschal der durchschnittliche Marktzinssatz der vergangenen zehn Jahre bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren von 1,83 % (Vj. 1,78 %) gemäß der Rückstellungsabzinsungsverordnung vom 18. November 2009 (zuletzt durch Artikel 9 des Gesetzes vom 11. März 2017 BGBI. I S. 396 geändert) verwendet.

Des Weiteren wurden folgende Prämissen berücksichtigt (Durchschnittswerte):

Die sonstigen Rückstellungen berücksichtigen alle ungewissen Verbindlichkeiten. Sie sind in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags (d. h. einschließlich zukünftiger Kosten- und Preissteigerungen) angesetzt. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr wurden mit einem laufzeitkongruenten Zinssatz, der von der Bundesbank veröffentlicht wird, abgezinst.

Die ausschließlich der Erfüllung der Verpflichtungen für Altersteilzeit dienenden, dem Zugriff aller übrigen Gläubiger entzogenen Vermögensgegenstände (Deckungsvermögen i. S. d. § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB) wurden mit ihrem beizulegenden Zeitwert mit den Rückstellungen verrechnet.

Verbindlichkeiten sind mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Angaben zur Bilanz

(1) Gliederung und Entwicklung des Anlagevermögens

(Beträge in T€):

(2) Immaterielle Vermögensgegenstände

Es handelt sich im Wesentlichen um geleistete Baukostenzuschüsse für Nutzungsrechte an Umspannwerken in Kooperation mit der Netze BW GmbH, außerdem um Strom- und Gasbezugsrechte, sowie um Software.

Die Zugänge betreffen Beschaffungen für Software-Lizenzen und Nutzungsrechte.

(3) Sachanlagen

(4) Vorräte

Die Vorräte (Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe) enthalten Materialien und Ersatzteile für die Verteilungsanlagen.

(5) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ist die Verbrauchsabgrenzung für nicht abgelesene Netznutzung an Kunden in Höhe von 36.877 T€ (Vj. 23.919 T€) abzüglich erhaltener Abschlagszahlungen in Höhe von 17.252 T€ (Vj. 14.297 T€) enthalten. Für Insolvenzfälle wurden 15 T€ (Vj. 85 T€) wertberichtigt. Es bestehen keine Forderungen aus Lieferungen und Leistungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr.

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen betreffen im Berichtsjahr im Wesentlichen Forderungen gegenüber Transnet BW in Höhe von 5.543 T€ (Vj. 13.174 T€).

Die sonstigen Vermögensgegenstände sind innerhalb eines Jahres fällig.

(6) Gezeichnetes Kapital

Das gezeichnete Kapital wird unverändert zu 100 % von der ODR gehalten. Mit der ODR besteht ein Beherrschungs- und Gewinnabführungsvertrag sowie bezüglich der Körperschaftsteuer und Gewerbesteuer ein Organschaftsverhältnis.

(7) Kapitalrücklage

Die Kapitalrücklage ist zum Vorjahr unverändert.

Ausschüttungssperre

Der ausschüttungsgesperrte Unterschiedsbetrag zwischen dem Ansatz der Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen zehn sowie den vergangenen sieben Geschäftsjahren beträgt 7.882 T€ (Vj. 7.882 T€). Die Ausschüttungssperre in diesem Sachverhalt entspricht nicht einer Abführungssperre.

(8) Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen decken alle erkennbaren Risiken und Verpflichtungen ab. Sie betreffen insbesondere Verpflichtungen aus dem Personalbereich in Höhe von 9.405 T€ (Vj. 9.011 T€) und ausstehenden Rechnungen 5.983 T€ (Vj. 7.815 T€).

Angaben zur Verrechnung nach § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB (Altersteilzeitverpflichtungen):

Die verrechneten Vermögensgegenstände betreffen in Höhe von 498 T€ (Vj. 926 T€) eine ATZ-Kontenrückversicherung, die den sonstigen Vermögensgegenständen zuzurechnen wäre. Die verrechneten Aufwendungen in Höhe von -27 T€ (Vj. 1 T€) betreffen Zinsaufwendungen. Die verrechneten Erträge in Höhe von 21 T€ (Vj. 21 T€) betreffen Erträge aus Versicherungen, die den sonstigen betrieblichen Erträgen zuzurechnen wären.

(9) Verbindlichkeiten

Die erhaltenen Anzahlungen auf Bestellungen, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie gegenüber verbundenen Unternehmen sowie die sonstigen Verbindlichkeiten haben - wie im Vorjahr - eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr; Pfand- oder ähnliche Rechte waren nicht eingeräumt.

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen resultieren wesentlich aus dem Cash-Pooling mit der Gesellschafterin ODR in Höhe von 8.265 T€ (Vj. 15.743 T€ Forderungen)

Durch den mit der ODR abgeschlossenen Cash-Pool-Vertrag werden die in das Cash-Pooling-System einbezogenen Konten der Netze ODR durch einen valutagerechten Saldenübertrag an die ODR glattgestellt. Diese werden ebenso wie Salden aus dem Forderungs- und Verbindlichkeitsclearing valutagerecht seit dem 03. Januar 2022 wie folgt verzinst:

Ein Forderungssaldo der Netze ODR gegenüber der ODR wird auf €STR flat (Euro Short-Term Rate) verzinst, wobei eine negative Verzinsung ausgeschlossen ist. Ein Verbindlichkeitssaldo der Netze ODR gegenüber der ODR wird auf Basis €STR flat zuzüglich 250 Basispunkte Marge verzinst. Weist der €STR-Zinssatz einen negativen Wert aus, fließt dieser mit dem Wert Null in die Berechnung ein. Die Marge von 250 Basispunkten bleibt auch bei einer negativen Verzinsung erhalten.

Angaben zur Gewinn- und Verlustrechnung

(10) Umsatzerlöse

Die periodenfremden Umsatzerlöse betragen im Berichtsjahr 9.963 T€ Erlöse (Vj. 768 T€ Erlösminderungen)

(11) Sonstige betriebliche Erträge

In den sonstigen betrieblichen Erträgen sind 719 T€ (Vj. 290 T€) periodenfremde Erträge enthalten, die insbesondere aus der Auflösung von Rückstellungen resultieren.

(12) Materialaufwand

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe beinhalten neben den Kosten für Ausgleichsenergie im Wesentlichen die Aufwendungen für den EEG- und KWK-Strombezug. In diesem Posten sind periodenfremde Aufwendungen in Höhe von 17.737 T€ (Vj. 3.007 T€) enthalten.

Die Aufwendungen für bezogene Leistungen bestehen im Wesentlichen aus Kosten für Netznutzung im vorgelagerten Netz, Kosten für Aufwendungen Differenzbilanzkreis, Pachtaufwendungen für das Strom- bzw. Gasnetz sowie Kosten der Service Level Agreements (SLA) mit der ODR. Außerdem sind Konzessionsabgaben in Höhe von 10.362 T€ (Vj. 10.971 T€) in den bezogenen Leistungen enthalten. In den Aufwendungen für bezogenen Leistungen sind periodenfremde Aufwandsminderungen in Höhe von - 3.701 T€ enthalten (Vj. - 3.457 T€).

(13) Personalaufwand

Im Personalaufwand sind 449 T€ periodenfremde Aufwendungen (Vj. 179 T€) enthalten.

Im Geschäftsjahr waren durchschnittlich 334 Arbeitnehmer (ohne Auszubildende) (Vj. 318) in der Netze ODR beschäftigt. Dabei handelte es sich im Durchschnitt um 79 weibliche und 255 männliche Arbeitnehmer.

(14) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen in Höhe von insgesamt 32.775 T€ (Vj. 30.611 T€) bestehen hauptsächlich aus Servicekosten für den kaufmännischen Support der ODR. Weitere Aufwandsposten sind Fremdleistungen für Verwaltung sowie sonstigen Leistungen. Es sind 580 T€ (Vj. 0 T€) periodenfremde Aufwendungen enthalten.

(15) Finanzergebnis

(16) Sonstige Steuern

In den sonstigen Steuern in Höhe von 221 T€ (Vj. 143 T€) sind 22 T€ periodenfremden Steuern enthalten (Vj. 0 T€).

(17) Gewinnverwendungsvorschlag

Wir schlagen der Gesellschafterversammlung vor, den Bilanzgewinn in Höhe von 35.258,37 € auf neue Rechnung vorzutragen.

Übrige Angaben

Mitglieder der Geschäftsführung sind:

Matthias Steiner, Schwieberdingen

Geschäftsführer

Auf die Angabe nach § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabea HGB wird nach § 286 Abs. 4 HGB in Verbindung mit dem BMJ-Schreiben vom 6. März 1995 verzichtet, nachdem nur ein Geschäftsführer Gehalt von der Gesellschaft bezieht.

Der Aufsichtsrat setzt sich wie folgt zusammen:

Sebastian Maier Ellenberg

Vorstand der EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG Vorsitzender

Frank Reitmajer, Reichenbach

Vorstand der EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG

Dr. Stefan Rogat, Karlsruhe

Leiter Regulierungsmanagement und Netzwirtschaft bei der Netze BW GmbH

Thorsten Häußer, Rainau-Dalkingen

Betriebsratsvorsitzender der EnBW Ostwürttemberg DonauRies AG

Im Berichtsjahr betrugen die Bezüge des Aufsichtsrats 3 T€ (Vj. 3 T€).

Auf eine Angabe des im Geschäftsjahr als Aufwand erfassten Honorars des Abschlussprüfers wird verzichtet, da der Jahresabschluss der Gesellschaft in den Konzern der EnBW AG einbezogen wird.

Sonstige Angaben

Haftungsverhältnisse

Nennenswerte Haftungsverhältnisse bestanden am Bilanzstichtag nicht.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen in Höhe von 53.202 T€. Davon betreffen 26.888 T€ das Bestellobligo und 26.314 T€ Zahlungsverpflichtungen aus Pachtverträgen. 3.261 T€ haben eine Restlaufzeit bis zu einem Jahr, 11.624 T€ von einem bis fünf Jahren und 11.429 T€ von mehr als fünf Jahren.

Die sonstigen finanziellen Verpflichtungen bestehen in Höhe von 3.261 T€ aus dem Strom- und Gasnetzpachtvertrag gegenüber Gesellschaften, mit denen ein Pachtverhältnis besteht

Nachtragsbericht

Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung vom 7. Juli 2005 (EnWG)

Gemäß § 6b Abs. 2 EnWG sind Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen sowie assoziierten Unternehmen, wenn sie aus dem Rahmen der gewöhnlichen Energieversorgungstätigkeit herausfallen und für die Beurteilung der Vermögens- und Ertragslage von wesentlicher Bedeutung sind, gesondert auszuweisen. Im Geschäftsjahr 2023 waren dies:

Konzernverhältnisse

Die Gesellschaft wird in den Konzernabschluss der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG), Karlsruhe, einbezogen, der beim Bundesanzeiger offengelegt wird. Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG erstellt den Konzernabschluss für den größten und kleinsten Kreis von Unternehmen.

Der Konzernabschluss der EnBW AG wird entsprechend § 315a Abs. 1 HGB zu den am Bilanzstichtag verpflichtend in der Europäischen Union anzuwendenden International Financial Reporting Standards (IFRS) des International Accounting Standards Board (IASB) aufgestellt.

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die Netze ODR GmbH

Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der Netze ODR GmbH, Ellwangen (Jagst) - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2023 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der Netze ODR GmbH für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 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.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für den Jahresabschluss und den Lagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden 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.

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 Mängel im internen Kontrollsystem, 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 und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG

Prüfungsurteile

Wir haben geprüft, ob die Gesellschaft ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG zur Führung getrennter Konten für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 eingehalten hat. Darüber hinaus haben wir die Tätigkeitsabschlüsse für die Tätigkeiten Elektrizitätsverteilung, Gasverteilung und Messstellenbetrieb nach § 6b Abs. 3 Satz 1 EnWG sowie § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG - bestehend jeweils aus der Bilanz zum 31. Dezember 2023 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 sowie die als Anlage beigefügten Angaben zu den Rechnungslegungsmethoden für die Aufstellung der Tätigkeitsabschlüsse - geprüft.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Führung getrennter Konten und der Tätigkeitsabschlüsse in Übereinstimmung mit § 6b Abs. 5 EnWG unter Beachtung des IDW Prüfungsstandards: Prüfung nach § 6b Abs. 5 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 und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG" 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 Qualitätssicherungsstandards: Anforderungen an die Qualitätssicherung in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QS 1) an. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für die Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG zur Führung getrennter Konten. Die gesetzlichen Vertreter sind auch verantwortlich für die Aufstellung der Tätigkeitsabschlüsse nach den deutschen Vorschriften des § 6b Abs. 3 Sätze 5 bis 7 EnWG und des § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig erachtet haben, um die Pflichten zur Führung getrennter Konten einzuhalten. Die Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für die Tätigkeitsabschlüsse entspricht der im Abschnitt "Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für den Jahresabschluss und den Lagebericht" hinsichtlich des Jahresabschlusses beschriebenen Verantwortung mit der Ausnahme, dass der jeweilige Tätigkeitsabschluss kein unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens , Finanz- und Ertragslage der Tätigkeit zu vermitteln braucht.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen,

Ferner umfasst unsere Zielsetzung, einen Vermerk in den Bestätigungsvermerk aufzunehmen, der unsere Prüfungsurteile zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG beinhaltet.

Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG und § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG zur Führung getrennter Konten umfasst die Beurteilung, ob die Zuordnung der Konten zu den Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 4 EnWG sowie nach § 3 Abs. 4 Satz 2 MsbG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt ist und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde.

Unsere Verantwortung für die Prüfung der Tätigkeitsabschlüsse entspricht der im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts" hinsichtlich des Jahresabschlusses beschriebenen Verantwortung mit der Ausnahme, dass wir für den jeweiligen Tätigkeitsabschluss keine Beurteilung der sachgerechten Gesamtdarstellung vornehmen können.

Beschlussfassung der Gesellschafterversammlung über die Verwendung des Bilanzgewinns für das Geschäftsjahr 2023

Die Gesellschafterversammlung hat am 12. Juni 2024 beschlossen, den Bilanzgewinn in Höhe von 35.258,37 € auf neue Rechnung vorzutragen.

Tätigkeitsabschlüsse gemäß § 6b Abs. 3 EnWG

Ellwangen (Jagst) zum 31. Dezember 2023

Buchhalterisches Unbundling

Nach dem Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz EnWG) vom 07. Juli 2005 mit Änderung vom 28. Juli 2011 sind vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen zum buchhalterischen Unbundling verpflichtet. Hierunter ist die interne Aufstellung jeweils einer Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung für die in § 6b Abs. 3 EnWG aufgeführten Tätigkeitsbereiche zu verstehen.

Für die Netze ODR GmbH (Netze ODR) ergeben sich danach folgende Tätigkeitsbereiche:

Vermögen und Schulden sowie Erträge und Aufwendungen werden innerhalb der Finanzbuchhaltung auf Basis von Konten und Geschäftsbereichen in der Regel direkt den Tätigkeitsbereichen zugeordnet. In Fällen, in denen dies nicht möglich ist oder mit unverhältnismäßig hohem Aufwand verbunden wäre, werden Schlüsselungen und Kostenumlagen vorgenommen. Darüber hinaus werden Dienstleistungen über Service Level Agreements (SLA) der Netze ODR von der EnBW Ostwürttemberg DonauRies Aktiengesellschaft (ODR) berechnet.

Tätigkeiten-Bilanz zum 31.12.2023 gemäß § 6b Abs. 3 EnWG

Aktiva

Tätigkeiten-Gewinn- und Verlustrechnung vom 1.1. bis 31.12.2023 gemäß § 6b Abs. 3 EnWG

Gliederung und Entwicklung des Anlagevermögens

1. Elektrizitätsverteilung

(Beträge in T€):

2. Gasverteilung

(Beträge in T€):

3. MSB im Sinne des § 3 Abs. 4 MsbG

(Beträge in T€):

Bilanzierung und Bewertung

Hinsichtlich der für die Aufstellung der Tätigkeitsabschlüsse maßgeblichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden verweisen wir auf den Anhang der Netze ODR.

Für den grundzuständigen Messstellenbetrieb für moderne Messeinrichtungen und intelligente Messsysteme gemäß § 3 Abs. 4 MsbG werden ebenfalls buchhalterisch gesonderte Konten geführt sowie ein Tätigkeitsabschluss erstellt, um dessen Unabhängigkeit von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung zu gewährleisten.

Restlaufzeiten Forderungen und Verbindlichkeiten

Es bestehen keine Forderungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr (Vj. 0 T€). Verbindlichkeiten mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr bestehen in den Tätigkeiten Elektrizitäts- und Gasverteilung sowie dem Messbetrieb nicht.

In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen der Elektrizitätsverteilung ist die Verbrauchsabgrenzung für nicht abgelesene Netznutzung an Kunden in Höhe von 25.797 T€ abzüglich erhaltener Abschlagszahlungen in Höhe von 13.260 T€ enthalten. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen der Gasverteilung ist die Verbrauchsabgrenzung für nicht abgelesene Netznutzung an Kunden in Höhe von 11.079 T€ abzüglich erhaltener Abschlagszahlungen in Höhe von 3.992 T€ enthalten.

Haftungsverhältnisse

Nennenswerte Haftungsverhältnisse bestanden am Bilanzstichtag nicht.