Energiekontor AG

Annual Report • Jul 19, 2017

Energiekontor AG

Bremen

Jahres- und Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2016 bis zum 31.12.2016

UMDENKEN LOHNT SICH

KURZPORTRAIT DER ENERGIEKONTOR AG

Eine solide Geschäftspolitik und viel Erfahrung in Sachen Windkraft: Dafür steht Energiekontor seit über 25 Jahren. 1990 in Bremerhaven gegründet, zählt das Unternehmen zu den Pionieren der Branche und ist heute einer der führenden deutschen Projektentwickler. Das Kerngeschäft erstreckt sich von der Planung über den Bau bis hin zur Betriebsführung von Windparks im In- und Ausland und wurde 2010 um den Bereich Solarenergie erweitert. Darüber hinaus betreibt Energiekontor aktuell 31 Windparks mit einer Nennleistung von rund 238 Megawatt im eigenen Bestand.

Neben dem Firmensitz in Bremen unterhält Energiekontor Büros in Bremerhaven, Hagen im Bremischen, Aachen, Bernau bei Berlin und Dortmund. Außerdem ist das Unternehmen mit Niederlassungen in England (Leeds), Schottland (Glasgow), Portugal (Lissabon) und den Niederlanden (Nijmegen) vertreten. Die stolze Bilanz seit Firmengründung: 104 realisierte Windparks mit 576 Anlagen und einer Gesamtleistung von über 860 Megawatt. Das entspricht einem Investitionsvolumen von etwa € 1,4 Mrd.

Das Unternehmen ging am 25. Mai 2000 an die Börse. Die Aktie der Energiekontor AG (WKN 531350 / ISIN DE0005313506) ist im General Standard der Deutschen Börse in Frankfurt gelistet und kann an allen deutschen Börsenplätzen gehandelt werden.

ANLEGERINFORMATIONEN (ÜBERSICHT)

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Börsennotierung:	Deutsche Börse, Frankfurt (handelbar an der Frankfurter Wertpapierbörse, Xetra sowie an allen anderen deutschen Handelsplätzen)
Marktsegment:	General Standard
Aktiengattung:	Inhaberaktien
Branche:	Regenerative Energien
Erstnotierung (IPO):	25. Mai 2000
WKN:	531350
ISIN:	DE0005313506
Reuters:	EKT
Beteiligungsstruktur:	57,1 % Organe; 42,5 % Freefloat; 0,4 % Energiekontor AG
Research:	Dr. Karsten von Blumenthal, First Berlin Arash Roshan Zamir, Warburg Research
Designated Sponsor:	Oddo Seydler Bank AG
Finanzkalender:	11.04.17	Veröffentlichung Jahresfinanzbericht 2016
	15.05.17	Veröffentlichung Zwischenmitteilung Q1 / 2017
	23.05.17	Hauptversammlung der Energiekontor AG
	31.08.17	Veröffentlichung Halbjahresbericht 2017
	15.11.17	Veröffentlichung Zwischenmitteilung Q3 / 2017
	27.-29.11.17	Deutsches Eigenkapitalforum in Frankfurt
Investor Relations:	Dr. Stefan Eckhoff; Tel: 0421 3304 - 0 E-Mail: IR@energiekontor.de; Internet: www.energiekontor.de

KONZERN-KENNZAHLEN

Ergebnis

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in Mio. EUR	2016	2015	Veränderung
Umsatz	201,8	191,3	+5 %
Gesamtleistung	166,7	210,1	-21 %
EBITDA (EBIT zzgl. Abschreibungen)	72,1	66,1	+9 %
EBIT (EBT zzgl. Finanzergebnis)	53,8	49,7	+8 %
EBT (Ergebnis vor Steuern)	35,5	29,7	+20 %
Konzernjahresergebnis	25,3	20,9	+21 %
Ergebnis pro Aktie (EPS) in €	1,74	1,43	+22 %

Bilanz

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in Mio. EUR	2016	2015	Veränderung
Technische Anlagen (Windparks)	170,9	222,7	-23 %
Eigenkapital	69,5	50,5	+38 %
Bilanzsumme	361,4	399,1	-9 %
Eigenkapitalquote	19,2 %	12,6 %
Fiktive Eigenkapitalquote (vgl. Ausführungen im Lagebericht auf Seite 61)	20,5 %	14,9 %

Cashflow

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in Mio. EUR	2016	2015	Veränderung
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit (Operativer Cashflow)	92,9	91,4	+ 2 %
Finanzmittelfonds am Ende der Periode	118,5	104,0	+ 14 %

EBT und EBIT

Dividende pro Aktie

Zu den Pro-forma-Kennzahlen vgl. Hinweis auf Seite 165.

REALISIERTE WIND- UND SOLARPARKS

Deutschland

Großbrittannien

Portugal

BRIEF AN DIE AKTIONÄRE

Sehr geehrte Aktionäre, Geschäftspartner, Investoren und Mitarbeiter,

die Energiekontor AG konnte im Geschäftsjahr 2016 erneut eine deutliche Ergebnissteigerung erzielen. Während sich der Umsatz des Konzerns um 5 Prozent auf € 201,8 Mio. erhöhte (Vorjahr € 191,3 Mio.), stieg das Konzernergebnis vor Steuern (EBT) um knapp 20 Prozent auf € 35,5 Mio. (Vorjahr € 29,7 Mio.). Das Konzernjahresergebnis lag bei € 25,3 Mio. (Vorjahr € 20,9 Mio.), was einem Anstieg von 21 Prozent entspricht.

Das abgelaufene Geschäftsjahr verlief damit insgesamt planmäßig. Dazu trugen neben dem bereits in der ersten Jahreshälfte 2016 fertiggestellten Windpark Hürth in der Nähe von Köln mit Debstedt und Breitendeich in Niedersachsen sowie Grevenbroich in Nordrhein-Westfalen insbesondere drei Repowering-Projekte bei. Außerdem konnte mit dem Projekt Nadrensee ein weiterer Solarpark, der 2015 erfolgreich aus der ersten Ausschreibungsrunde hervorging, errichtet und verkauft werden. Hinzu kam der Verkauf des bereits Ende 2015 fertiggestellten britischen Windparks Gayton le Marsh, dessen Erlös für die vorzeitige Rückführung bestehender Kredite für Windparks im Eigenbestand genutzt wurde, was wiederum zur Erhöhung der Konzern-Eigenkapitalquote auf über 19 Prozent beigetragen hat. Darüber hinaus ging Energiekontor mit einer soliden Grundlage an genehmigten Projekten mit einer Gesamtkapazität von insgesamt rund 100 Megawatt in das aktuelle Geschäftsjahr.

Diese erfolgreiche Entwicklung der Energiekontor AG innerhalb der letzten Jahre soll nicht darüber hinwegtäuschen, dass sich der Wettbewerb mittlerweile deutlich verschärft hat und die Förderhöhen für neue Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien nun auch in Deutschland über Ausschreibungsverfahren ermittelt werden. Darauf haben wir uns in den letzten Jahren intensiv vorbereitet. Der für das Unternehmen insgesamt dritte Zuschlag für ein Photovoltaik-Projekt in einer Ausschreibung vom Februar 2017 macht deutlich, dass Energiekontor die nötige Erfahrung aufweist, um bei Ausschreibungen erfolgreich agieren zu können.

In unserem zweiten Kernmarkt Großbritannien rechnen wir sogar damit, dass die Förderung von Onshore-Wind zukünftig ganz ausbleibt. Aus unserer Sicht bilden die Ausschreibungen nur eine Art Übergangsphase, bevor die erneuerbaren Energien, allen voran Wind und Solar, direkt mit der konventionellen Stromerzeugung konkurrieren werden. Teilweise ist dies bereits heute der Fall. So gründet Energiekontor die Wirtschaftlichkeit von Windparks in Schottland nur noch auf Stromabnahmeverträgen mit großen Industrieunternehmen als Endverbraucher, sogenannten Power Purchase Agreements (PPAs). Damit werden die Projekte unmittelbar am Marktpreis bemessen.

Um auch in dieser Phase weiter erfolgreich wachsen zu können, hat die Energiekontor-Gruppe diverse Maßnahmen entwickelt. Dazu gehören die Erschließung neuer Märkte, wie Frankreich, die Niederlande und die USA, der weitere Ausbau des Solargeschäfts sowie der Einsatz von Effizienzmaßnahmen und das Ausschöpfen von Optimierungspotenzialen in den Bereichen Projektentwicklung und Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks.

So wurden in den Niederlanden erste Nutzungsverträge für die Entwicklung von Windparks unterzeichnet. Die Bearbeitung des niederländischen Marktes erfolgt seit 2016 durch einen holländischen Projektkoordinator aus einem eigenen Büro in Nijmegen. Er wird dabei von lokalen Akquisiteuren unterstützt, die für Energiekontor nach geeigneten Flächen Ausschau halten und mit den Menschen vor Ort in Verbindung stehen. Aufgrund der branchenüblichen Entwicklungszeiten wird jedoch erst in einigen Jahren mit einem ergebnisrelevanten Beitrag aus realisierten Windparks in den Niederlanden gerechnet.

Anders sieht es in Frankreich und den USA aus. Denn hier konzentriert sich Energiekontor zunächst auf Solarprojekte, die deutlich kürzere Entwicklungszeiten benötigen als Windparks. So wurden erste Flächen im Südwesten Frankreichs sowie im Südwesten der USA identifiziert. In beiden Ländern arbeitet Energiekontor mit freien Mitarbeitern bzw. Kooperationspartnern vor Ort. Ziel ist auch hier der Aufbau jeweils eines eigenen Büros. Während es in Frankreich ein dem deutschen System ähnliches Ausschreibungssystem zur Ermittlung der Förderhöhen gibt, werden die erneuerbaren Energien in den USA hauptsächlich durch Steueranreize für Investoren gefördert. Aufgrund der gegenüber Deutschland wesentlich höheren Solarstrahlungswerte lässt die Wirtschaftlichkeitsberechnung in diesen Ländern mehr Spielraum zu. Daher beurteilt Energiekontor die Wirtschaftlichkeit der Solarprojekte in den USA wie bei den Windparks in Schottland rein auf der Grundlage von PPAs.

Die gesamte Branche steht vor einem Umbruch. Wir machen derzeit einen weiteren Schritt in Richtung eines freien Wettbewerbs aller Energieversorgungssysteme. Durch den kontinuierlichen Ausbau der erneuerbaren Energien mit sukzessiv sinkenden Stromgestehungskosten ist allgemein ein starkes Wachstum dieses Sektors zu erwarten. Sobald die Preise für den Strom aus erneuerbaren Energien mit den Stromgestehungskosten fossil befeuerter Kraftwerke gleichziehen, besteht keine Abhängigkeit von Fördermaßnahmen mehr. Ab dann ist eine Mengenbegrenzung für den Zubau erneuerbarer Energien obsolet, was zu einer rapiden Markterweiterung für erneuerbare Energien führen sollte. Auch hier wollen wir wieder eine Pionierrolle übernehmen und streben die Realisierung der wirtschaftlichsten Wind- und Solarprojekte an, um in den Ausschreibungs- und Auktionsverfahren erfolgreich zu sein und unsere Wettbewerbsposition zu sichern.

Im Zuge dessen soll unser Portfolio an eigenen Wind- und ggf. auch Solarparks über die Jahre weiter ausgebaut werden. Wie bereits in der Vergangenheit geschehen, ist auch für die kommenden Jahre davon auszugehen, dass das weitere Unternehmenswachstum dabei nicht immer linear verläuft. So wurde der Aufbau des Eigenparkbestands im abgeschlossenen Geschäftsjahr zum Beispiel zugunsten der Entschuldung des Gesamtunternehmens zurückgestellt. Demgegenüber könnte sich der weitere Aufbau mit neuen Projekten aus eigener Entwicklung aufgrund der dadurch einbehaltenen Gewinnmargen, die bei einem Verkauf aufgedeckt würden, zwischenzeitlich im Nettoergebnis niederschlagen. Wichtig ist für uns jedoch nicht der kurzfristige Gewinn, sondern das nachhaltige Wachstum der Energiekontor-Gruppe. In dieser Prämisse werden wir auch immer wieder durch Sie als unsere langfristig orientierten Aktionäre und Investoren bestärkt.

In diesem Sinne danken wir Ihnen sowie unseren Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern und allen anderen Stakeholdern des Unternehmens für das ausdauernde Engagement und den vorausschauenden Weitblick und freuen uns, dieses Ziel gemeinsam mit Ihnen weiter erfolgreich zu verfolgen.

Bremen, im März 2017

Der Vorstand

Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender

Günter Eschen, Vorstand

BERICHT DES AUFSICHTSRATS

Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre,

der Aufsichtsrat der Energiekontor AG hat im Geschäftsjahr 2016 die ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben wahrgenommen. Er befasste sich im Geschäftsjahr 2016 regelmäßig und ausführlich mit der Lage und der Entwicklung der Energiekontor AG und des Konzerns. Er hat sich mit dem Vorstand des Unternehmens regelmäßig beraten und seine Tätigkeit sorgfältig überwacht. Der Aufsichtsrat wurde in alle Entscheidungen, die für das Unternehmen von grundlegender Bedeutung waren, unmittelbar eingebunden. Des Weiteren hat der Aufsichtsrat strategische Überlegungen in regelmäßigen Abständen gemeinsam mit dem Vorstand diskutiert.

Der Vorstand informierte den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend in schriftlicher und mündlicher Form über alle für das Unternehmen wesentlichen Aspekte der Planung, der Geschäftsentwicklung, der Lage der Energiekontor AG und des Konzerns einschließlich der Risikolage und des Risikomanagements sowie über jeweils aktuelle Themen und die Compliance.

Den Beschlussvorschlägen des Vorstands hat der Aufsichtsrat jeweils nach gründlicher Prüfung zugestimmt.

Insgesamt fanden vier ordentliche Aufsichtsratssitzungen statt, am 7. April 2016, am 19. Mai 2016, am 2. November 2016 und am 5. Dezember 2016. Darüber hinaus hat der Aufsichtsrat unterjährig soweit erforderlich Beschlüsse im schriftlichen Umlaufverfahren gefasst.

Gegenstand regelmäßiger Beratungen in den Aufsichtsratssitzungen waren die Umsatz-, Ergebnis- und Beschäftigungsentwicklung sowie die Finanzlage und Liquiditätsentwicklung der Energiekontor AG und des Konzerns.

Schwerpunkte der Beratungen im Aufsichtsrat

Das Hauptthema in der Aufsichtsratssitzung vom 7. April 2016 war die Feststellung des Jahresabschlusses 2015. Außerdem wurde die aktuelle Erklärung zum Corporate Governance Kodex unterzeichnet sowie die Tagesordnung der Hauptversammlung 2016 genehmigt.

In der Aufsichtsratssitzung am 19. Mai 2016 wurde die Hauptversammlung im Detail vorbereitet.

In der Sitzung vom 2. November 2016 konnte eine positive Zwischenbilanz zum Geschäftsjahr 2016 gezogen werden. Mit Blick auf das kommende Geschäftsjahr 2017 wurden vor allem die Vorbereitungsmaßnahmen für die anstehenden Ausschreibungen in Deutschland, die Ausweitung der Aktivitäten im Solarbereich sowie die Bearbeitung der neuen Märkte besprochen.

In der Aufsichtsratssitzung vom 5. Dezember 2016 befasste sich der Aufsichtsrat eingehend mit der Effizienzprüfung in Bezug auf die Zusammenarbeit zwischen Vorstand und Aufsichtsrat. Beim Rückblick auf das Gesamtjahr 2016 wurden die letzten ausstehenden Geschäftsereignisse zum Erreichen des geplanten Jahresziels diskutiert. Beim Blick auf das Geschäftsjahr 2017 wurden Strategien zur Unternehmensentwicklung und die Positionierung der Energiekontor AG vor dem Hintergrund des mittelfristig zu erwartenden Branchenwachstums erörtert.

Besetzung des Vorstands und des Aufsichtsrats

Die Besetzung von Vorstand und Aufsichtsrat blieb im Geschäftsjahr 2016 unverändert.

Ausschüsse

Da der Aufsichtsrat nur aus drei Mitgliedern besteht, wurden im Geschäftsjahr 2016 keine Ausschüsse gebildet.

Corporate Governance

Kein Mitglied des Aufsichtsrats hat an weniger als der Hälfte der Aufsichtsratssitzungen teilgenommen.

Interessenkonflikte der Aufsichtsratsmitglieder im Zusammenhang mit ihrer Tätigkeit als Mitglieder des Aufsichtsrats der Energiekontor AG sind nicht aufgetreten.

Der Aufsichtsrat hat in seiner Sitzung am 5. Dezember 2016 die im Corporate Governance Kodex vorgesehene Effizienzprüfung vorgenommen.

Vorstand und Aufsichtsrat haben im März 2016 eine gemeinsame Entsprechenserklärung gemäß § 161 AktG abgegeben. Die Erklärung wurde auf der Internetseite der Gesellschaft unter www.energiekontor.de dauerhaft öffentlich zugänglich gemacht.

Jahres- und Konzernabschluss

Der in der Hauptversammlung am 26. Mai 2016 gewählte und vom Aufsichtsrat beauftragte Abschlussprüfer, die PKF Deutschland GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Niederlassung Stuttgart, hat den Jahresabschluss und den Konzernabschluss der Energiekontor AG für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 sowie den zusammengefassten Lagebericht der Energiekontor AG und des Konzerns für das gleichlautende Geschäftsjahr geprüft.

Der Abschlussprüfer hat entsprechend § 317 Abs. 4 HGB geprüft und befunden, dass der Vorstand ein Überwachungssystem eingerichtet hat, die gesetzlichen Forderungen zur Früherkennung existenzbedrohender Risiken für das Unternehmen erfüllt sind und der Vorstand geeignete Maßnahmen ergriffen hat, frühzeitig Entwicklungen zu erkennen und Risiken abzuwehren.

Der Abschlussprüfer hat gegenüber dem Aufsichtsrat die vom Corporate Governance Kodex geforderte Unabhängigkeitserklärung abgegeben und die im jeweiligen Geschäftsjahr angefallenen Prüfungs- und Beratungshonorare dem Aufsichtsrat gegenüber offengelegt.

In seinem Prüfungsbericht erläutert der Abschlussprüfer die Prüfungsgrundsätze. Als Ergebnis ist festzuhalten, dass die Energiekontor AG die Regeln des HGB bzw. der IFRS eingehalten hat. Es wurden seitens der Abschlussprüfer keinerlei Beanstandungen vorgenommen.

Dem Jahresabschluss und dem Konzernabschluss sowie dem zusammengefassten Lagebericht für die AG und den Konzern wurde jeweils ein uneingeschränkter Bestätigungsvermerk erteilt. Jahresabschluss, Konzernabschluss, zusammengefasster Lagebericht für die AG und den Konzern sowie der Prüfungsbericht des Abschlussprüfers haben allen Mitgliedern des Aufsichtsrats rechtzeitig vorgelegen. Die Abschlussunterlagen wurden in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 30. März 2017 in Gegenwart und nach einem Bericht des Abschlussprüfers ausführlich besprochen. Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht der AG und des Konzerns sowie den Vorschlag für die Verwendung des Bilanzgewinns in eigener Verantwortung eingehend geprüft.

Nach Abschluss dieser Prüfung waren Einwendungen nicht zu erheben. Der Aufsichtsrat stimmte dem Ergebnis der Abschlussprüfung zu und billigte die vom Vorstand für das Geschäftsjahr 2016 aufgestellten Abschlüsse und den zusammengefassten Lagebericht. Damit war der Jahresabschluss 2016 der Energiekontor AG festgestellt. Den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns hat der Aufsichtsrat geprüft. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Vorschlag des Vorstands an. Nach dem abschließenden Ergebnis der Prüfung des Aufsichtsrats sind keine Einwendungen zu erheben.

Dank

Für die im Berichtsjahr 2016 geleistete, ausgezeichnete Arbeit spricht der Aufsichtsrat dem Vorstand und allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern seinen Dank und seine Anerkennung für ihr hohes Engagement und ihre Leistung aus.

Bremen, im März 2017

Dr. Bodo Wilkens, Vorsitzender des Aufsichtsrats

DER UMSTIEG LOHNT SICH

Strom aus erneuerbaren Energien ist viel zu teuer! Dies ist eines der Argumente, die im Zusammenhang mit der Energiewende oft zu hören sind. Aber stimmt das überhaupt?

Während die Förderung von erneuerbaren Energien gemäß Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) auf die Stromverbraucher umgelegt wird, erfolgt die Subventionierung der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern hauptsächlich über staatliche Finanzhilfen oder Steuervergünstigungen aus dem öffentlichen Haushalt. Der Betrag der EEG-Umlage ist für jeden Stromverbraucher, der nicht - wie z. B. energieintensive Unternehmen - von der Umlage befreit ist, explizit auf der monatlichen Stromrechnung ersichtlich. Die Förderung von Strom aus Kern- und Kohlekraftwerken wird hingegen auf alle Steuerzahler verteilt und ist für den Einzelnen daher nicht transparent.

Das Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) hat im Auftrag von Greenpeace Energy eG1 in verschiedenen Ansätzen die tatsächlichen Kosten der einzelnen Energieträger gegenübergestellt. Demnach profitierte im Zeitraum 1970-2014 mit insgesamt € 327 Mrd. die Steinkohle am meisten von staatlichen Förderungen, gefolgt von der Kernenergie mit insgesamt € 219 Mrd. Darin enthalten sind neben Finanzhilfen und Steuervergünstigungen Vorteile aus dem Emissionshandel sowie, bei der Kernenergie, der Förderwert für Rückstellungen zur Endlagerung von radioaktiven Abfällen. Die erneuerbaren Energien sind mit einer vor allem über die EEG-Umlage geprägten Förderung von insgesamt € 102 Mrd. etwa gleichauf mit der Braunkohle (€ 95 Mrd.). Die Verteilung der rein auf die Stromproduktion bezogenen Fördersummen (manche Energieträger werden auch als Heiz- und Kraftstoff verwendet) ergibt ein ähnliches Bild mit der Kernenergie an der Spitze.

Dieser Vergleich lässt zwei Aspekte außer Acht: Zum einen ist die Förderung erneuerbarer Energien im Wesentlichen erst seit der Jahrtausendwende relevant, während die konventionellen Energieträger bereits viel früher und damit über einen viel längeren Zeitraum subventioniert wurden. Zum anderen bleiben hier die externen Kosten für Umwelt-, Klima- und Gesundheitsschäden, die letztlich auch von der Gesellschaft getragen werden müssen, unberücksichtigt. Am schwierigsten zu erfassen sind die externen Kosten für die Kernenergie im Zusammenhang mit dem Unfallrisiko und der Lagerung radioaktiver Abfälle.

Deshalb hat das FÖS auch die Vollkosten einer jeweils neuen Anlage für die verschiedenen Energieträger miteinander verglichen. Diese beinhalten die Stromgestehungskosten für die Errichtung und den Betrieb einer Anlage unter Berücksichtigung der Gesamtlaufzeit und des durchschnittlich generierten Stroms sowie die "versteckten Kosten" durch staatliche Förderung mit Budgetwirkung und nicht internalisierte externe Kosten. Die Vollkosten für eine Kilowattstunde (kWh) Strom aus Kernkraftwerken liegt demnach zwischen 18,5 und 49,8 €-Cent im Vergleich zu 5,1 bis 8,7 €-Cent / kWh bei Onshore-Wind. Auch Strom aus Braunkohle ist nach dieser Kalkulation mit 12,6 bis 14,1 €-Cent / kWh deutlich teurer. Abb. 1 zeigt, wie hoch der Strompreis tatsächlich wäre, wenn man alle relevanten Kosten berücksichtigte, und verdeutlicht, dass die Folgekosten für Steuerzahler und Gesellschaft beim Einsatz konventioneller Energieträger viel höher sind als die Umlage für erneuerbare Energien.

Der Umstieg von der konventionellen Stromversorgung auf erneuerbare Energien lohnt sich also nicht nur unter gesundheitlichen Aspekten und dem Gesichtspunkt der Schonung von Klima, Umwelt und Ressourcen, sondern auch volkswirtschaftlich.

1) Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS): "Was Strom wirklich kostet", aktualisierte und ergänzte Auflage vom Januar 2015

Abb. 1: Strompreis bezogen auf das Jahr 2014 in €-Cent / kWh

Quelle: Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS): "Was Strom wirklich kostet", aktualisierte und ergänzte Auflage vom Januar 2015

DAS POTENZIAL VON SONNE UND WIND

2016 erfuhr die akkumulierte Leistung an erneuerbaren Energien einen erneuten Anstieg. Am Ende des Jahres waren weltweit etwa 487 Gigawatt (GW)2 an Windenergie-3 und mehr als 300 GW an Photovoltaik (PV)-Leistung4 installiert.

Dabei ist das Potenzial für den Ausbau der erneuerbaren Energien bei Weitem nicht ausgeschöpft. In einer Publikation der Harvard University vom Juli 2009 wurde unter sehr konservativen Annahmen abgeschätzt, dass ein globaler Verbund von Windparks an Land mehr als 40-mal so viel Strom erzeugen könnte wie weltweit verbraucht wird5 . Allein in Deutschland, wo die installierte Leistung von Onshore-Windparks bis Ende 2016 auf rund 46 GW6 angestiegen ist, schätzt das Umweltbundesamt das Gesamtleistungspotenzial für Onshore-Wind auf 1.188 GW (entsprechend einer Fläche von 49.361 km2 ) ein7 .

Aber schon heute ist das Ergebnis des stetigen Ausbaus erneuerbarer Energien über die vergangenen Jahre beachtlich, auch wenn sich deren Anteil am Strommix in Deutschland 2016 gemäß den vorläufigen Zahlen gegenüber dem Vorjahr mit rund 30 Prozent der Bruttostromerzeugung kaum verändert hat. Dabei trägt die Windenergie mit etwa 12 Prozent den größten Anteil bei, gefolgt von der Stromgewinnung aus Biomasse inklusive Hausmüll (8 Prozent) und Photovoltaik mit rund 6 Prozent8 (siehe Abb. 2).

Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, den Anteil der erneuerbaren Energien am Strombedarf in Deutschland bis zum Jahr 2020 auf 35 Prozent und bis 2030 auf 50 Prozent zu erhöhen. In Frankreich wurde Mitte 2015 ein eigenes Energiewende-Gesetz verabschiedet. Bis 2030 soll der Anteil an erneuerbaren Energien auf 40 Prozent steigen bei gleichzeitiger Verminderung des Anteils an Kernenergie. Auch für Gesamt-Europa gelten verbindliche Vorgaben. Die Europäische Union hat 2007 das 20 / 20 / 20-Ziel beschlossen: Senkung der Treibhausgasemissionen um 20 Prozent gegenüber 1990, Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch auf 20 Prozent und Verbesserung der Energieeffizienz um 20 Prozent bis 2020. Diese Ziele wurden vom Europäischen Rat sogar auf 40 Prozent, 27 Prozent und 27 Prozent für das Jahr 2030 aufgestockt9 . Weltweit haben sich 144 Staaten eigene Ziele für den Ausbau regenerativer Energien gesetzt. 138 Staaten und Regionen setzen Politikmaßnahmen ein, um den Anteil erneuerbarer Energien an der Energieversorgung zu erhöhen10 .

Im Bereich der Windenergie rechnet das Global Wind Energy Council (GWEC) auch weiterhin mit einem jährlichen Zuwachs der weltweit kumulierten Windenergiekapazität von etwa 13 Prozent, wobei Asien seine Führungsrolle beim Ausbau voraussichtlich festigen wird. 2016 wurden mit einer Gesamtleistung von über 23 GW erneut die mit Abstand meisten neuen Windparks in China errichtet. Aber auch die USA treiben ihren Ausbau weiter voran. In China und den USA zusammen wurden bislang über die Hälfte aller bislang errichteten Windkraftanlagen installiert.

Geophysikalisch ist das Potenzial für die Nutzung von Solarenergie sogar noch wesentlich größer als für Wind. Die Sonne schickt jährlich über eine Milliarde Terawattstunden (TWh) Strahlungsenergie auf die Erde. Das ist etwa 50.000-mal so viel wie weltweit an Strom produziert wird (2014 grob 24.000 TWh11 ). Eine geschlossene Fläche eines Quadrats mit der Seitenlänge von rund 300 Kilometern im Südwesten der USA zugebaut mit Solarkraftwerken eines mittleren Wirkungsgrads von 15 Prozent würde theoretisch ausreichen, um diese Strommenge zu generieren.

Bis 2020 prognostiziert der Europäische Dachverband der PV-Industrie, Solar Power Europe, in einem mittleren Szenario ein durchschnittliches Wachstum für die akkumulierte PV-Kapazität zwischen 2015 und 2020 von rund 20 Prozent. Im Vergleich zu heute bedeutet dies in etwa eine Verdopplung der installierten PV-Leistung auf über 600 GW (siehe Abb. 3).

Abb. 2: Anteil der regenerativen Energien an der Bruttostromerzeugung in Deutschland (gerundet)7

Abb. 3: Weltweit installierte Leistung und Prognose (gerundet): Wind3,12 und Solar4,13

2) Terawatt (TW) = 1.000 Gigawatt (GW) = 1 Mio. Megawatt (MW) = 1 Mrd. Kilowatt (kW)

3) Global Wind Energy Council (GWEC): "Global Wind Statistics 2016" vom 10.02.2017

4) PV Market Alliance: Pressemitteilung vom Januar 2017

5) Lu, McElroy and Kiviluoma: "Global potential for windgenerated electricity", PNAS, vol. 106, No. 27, 7. Juli, 2009

6) Deutsche WindGuard GmbH: "Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, Jahr 2016"

7) Umweltbundesamt: Potenzial der Windenergie an Land. Studie zur Ermittlung des bundesweiten Flächen- und Leistungspotenzials der Windenergie an Land; 2013

8) AG Energiebilanzen e. V. (AGEB), 07.02.2017

9) Europäische Union: EU leaders agree 2030 climate and energy goals; Pressemitteilung vom 24.10.2014

10) Website der Agentur für Erneuerbare Energien

11) International Energy Agency (IEA): IEA Headline Energy Data 2016

12) Global Wind Energy Council (GWEC): Market Forecast for 2016-2020

13) Solar Power Europe (EPIA): Global Market Outlook for Solar Power 2016-2020

DREI SÄULEN DES ERFOLGS

Das Geschäftsmodell von Energiekontor besteht aus drei sich gegenseitig unterstützenden Bereichen: der Projektentwicklung in ausgewählten Ländermärkten und Schwerpunktregionen, dem Betrieb konzerneigener Wind- und ggf. Solarparks und der Optimierung der Wertschöpfung durch Betriebsführung, Effizienzsteigerung und Innovation.

Projektentwicklung

Energiekontor schaut mittlerweile auf über 25 Jahre Erfahrung in der Projektentwicklung zurück. Von der Standortakquisition über die Planung und Finanzierung bis hin zum schlüsselfertigen Bau der Wind- und Solarparks ist die Projektentwicklung das Kerngeschäft der Gruppe. Aufgrund der Größe und Komplexität der Projekte bei der Projektierung von Wind- und Solarparks kann es zu unvorhergesehenen Abweichungen oder Verzögerungen im Ablaufplan kommen, die eine genaue Vorhersage von daran gekoppelten Umsätzen und Erträgen innerhalb einer bestimmten Berichtsperiode erschweren.

Zugleich ist eine konstante Weiterentwicklung der Projekte notwendig, damit sie zur erfolgreichen Genehmigung und Errichtung geführt werden können. Dies erfordert einen gleichmäßigen Personalstand bei einem konstanten Niveau an Vorlaufkosten, und zwar auch in möglichen Zeiten ungünstiger Rahmenbedingungen für die Projektentwicklung. Um diese Unabhängigkeit zu erhalten, bedarf es einer stabilen Liquiditätsbasis, deren konstante Erträge die anfallenden Kosten der Projektentwicklung decken. Dafür hat die Energiekontor-Gruppe im Laufe der letzten Jahre einen Bestand an konzerneigenen Windparks aufgebaut.

Eigenparkbestand

Das Eigenparkportfolio umfasst bislang ausschließlich Onshore-Windparks mit einer Gesamtnennleistung von derzeit rund 238 MW per Ende 2016. Bei entsprechender Projektgüte kommen grundsätzlich auch Projekte aus dem Solarbereich zur Übernahme in den Eigenbestand infrage. Die Stromerzeugung durch die konzerneigenen Windparks beträgt etwa 500 Mio. kWh pro Jahr. Dies entspricht dem jährlichen Stromverbrauch von rund 170.000 Haushalten in Mitteleuropa.

Die Anlagen im Eigenbestand befinden sich in Deutschland, Großbritannien und Portugal. Die Verteilung auf unterschiedliche Windregionen sorgt dabei für eine natürliche Diversifikation und eine Verstetigung des Cashflows auch bei jährlichen regionalen Schwankungen des Windangebots. Eine aktuelle Liste der konzerneigenen Windparks befindet sich im Kapitel "Geschäftsmodell der Energiekontor AG" unter dem Gliederungspunkt "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks".

Betriebsführung

Energiekontor übernimmt für die selbst entwickelten Projekte in der Regel die Betriebsführung unabhängig davon, ob diese veräußert werden oder im Eigenbestand verbleiben. Dazu gehören sowohl kaufmännische Dienstleistungen, wie die Abwicklung sämtlicher Geschäftsvorfälle mit Energieversorgern, Verpächtern und Investoren, als auch das technische Management vom Monitoring über die Wartung bis hin zur vorbeugenden Instandhaltung (siehe Abschnitt "Innovativ und effizient in die Zukunft"). Dadurch werden bei der Betreuung von Eigenparks zusätzlich zu den Stromerträgen kontinuierliche Erträge aus der Betriebsführung erwirtschaftet. Im Falle der Betreuung von Fremdparks werden die Kunden durch diesen Service außerdem langfristig an das Unternehmen gebunden.

GARANT FUR EIN NACHHALTIGES WACHSTUM

Als Pionier der Energiewende wird Energiekontor von der Vision einer 100-prozentigen Deckung der Stromnachfrage durch erneuerbare Energien geleitet. Daher hat sich das Unternehmen auf seine Fahne geschrieben, die wirtschaftlichsten Projekte im Bereich der Windkraft und Photovoltaik zu realisieren, um auch unter verschärften Wettbewerbsbedingungen weiter wachsen und sich bei den Stromgestehungskosten mit der konventionellen Energieerzeugung vergleichen zu können.

Bei der proaktiven Herangehensweise an diese Herausforderung steht der von Energiekontor seit Jahren erfolgreich entwickelte regionale Ansatz mit Expertenteams direkt vor Ort, wo das Unternehmen tätig ist, weiterhin im Fokus. Darüber hinaus sollen Innovation und Effizienzmaßnahmen sowie die Sondierung von Auslandsmärkten verstärkt werden (siehe hierzu auch nachfolgende Kapitel). Ein zentraler Aspekt bei all diesen Aktivitäten ist die Mitwirkung und Mitbestimmung der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.

Wachstumsmodell der Energiekontor AG

Den Generator und das Kernelement des Wachstumsmodells bildet der Ausbau der Stromerzeugung aus konzerneigenen Windparks. Durch den Verkauf des in den Windparks erzeugten Stroms werden kontinuierliche Erträge generiert. Zusammen mit den stetigen Einnahmen aus der Betriebsführung von Eigen- und Fremdparks sorgen die Erträge aus dem Stromverkauf für eine finanzielle Stabilität und bilden die Grundlage für ein nachhaltiges Wachstum des Unternehmens. Mit den durch die Eigenparks und die Betriebsführung erwirtschafteten Cash-Überschüssen deckt Energiekontor im Wesentlichen die Kosten der Projektentwicklung einschließlich der konzernweiten Personal- und Gemeinkosten ab. Die Erträge aus dem Verkauf der selbst entwickelten Wind- und Solarparks bestimmen das Jahresergebnis und werden zur Zahlung von Steuern und Dividenden sowie zur Bildung von Liquiditätsrücklagen verwendet.

Das Unternehmenswachstum erfolgt in den einzelnen Segmenten in unterschiedlicher Weise. Im Bereich Projektentwicklung treibt Energiekontor das Wachstum durch die Verstärkung der Standortakquisition sowie die Expansion in neue Märkte voran. Demgegenüber wächst der Bereich Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks dadurch, dass das Unternehmen Projekte aus der Projektentwicklung in den eigenen Bestand übernimmt oder externe operative Windparks zukauft. Je mehr Windparks in den Eigenbestand übergehen, umso stärker steigen die Cash-Überschüsse aus dem Stromverkauf und der Betriebsführungstätigkeit. Damit wiederum stehen mehr Mittel für die Projektentwicklung zur Verfügung, die das Wachstum forcieren. Verstärkt wird dieser organische Wachstumsprozess durch flankierende Innovations- und Effizienzmaßnahmen, die zu weiteren Ertragssteigerungen führen und den Cash-Überschuss aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks weiter erhöhen.

UNSERE LÄNDERMÄRKTE UND SCHWERPUNKTREGIONEN

Bislang hat die Energiekontor-Gruppe in Deutschland, Großbritannien und Portugal Windparks mit einer Gesamtnennleistung von über 860 MW realisiert. Rund 238 MW betrieb das Unternehmen Ende 2016 im eigenen Bestand. Auch wenn sich die Marktbedingungen verschärfen, sieht Energiekontor weiterhin erhebliches Potenzial für die Entwicklung von Wind- und Solarparks in diesen Ländern. Mit Blick auf die Diversifikation der Geschäftsaktivitäten und zugunsten eines weiteren Unternehmenswachstums plant Energiekontor die Erweiterung des Geschäfts auf neue Regionen und Märkte.

Deutschland

Mit der Einführung des Stromeinspeisegesetzes und des späteren EEGs galt Deutschland als Wegbereiter für den Ausbau der regenerativen Energien in Europa. Seit der Nuklearreaktorkatastrophe von Fukushima im März 2011 und dem darauf folgenden, erneuten Beschluss der Bundesregierung zum Ausstieg aus der Kernenergie ist in Deutschland das Interesse am Ausbau der Windkraft deutlich gestiegen.

Trotz der jährlich sinkenden Einspeisevergütungen und der Einführung eines Ausschreibungsmodells lassen sich Projekte im Bereich der Windenergie mit ausgewählten Standorten weiterhin profitabel umsetzen. Im Solarbereich wurden in einer Pilotphase bereits 2015 Ausschreibungen für Freiflächen-PV-Anlagen eingeführt. Mit mittlerweile drei Zuschlägen für PV-Projekte hat Energiekontor gezeigt, dass es auch bei der Ermittlung der Stromvergütung über Auktionsverfahren erfolgreich agiert.

Durch die konsequente Akquisitionstätigkeit der Energiekontor-Gruppe in den Schwerpunktregionen Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Brandenburg konnte das Unternehmen eine nachhaltige Projektpipeline für die nächsten Jahre aufbauen. Als weitere Schwerpunktregion ist Thüringen hinzugekommen.

Darüber hinaus erschließt die Energiekontor-Gruppe neue Regionen innerhalb Deutschlands durch Kooperationen mit geeigneten Partnern aus dem Bereich der Energieversorgung.

Großbritannien

Auch in Großbritannien hat Energiekontor durch seine intensive Akquisitionstätigkeit eine gut gefüllte Projektpipeline erarbeitet. Sämtliche hier bisher realisierten Projekte zeichnen sich durch eine hohe Wirtschaftlichkeit aufgrund eines attraktiven Vergütungssystems aus. Nachdem die konservative Regierung die Förderung neuer Projekte im Bereich Onshore-Wind seit Mitte 2015 faktisch eingestellt hat, basiert deren Wirtschaftlichkeit im Wesentlichen nur noch auf direkten Stromabnahmeverträgen mit großen Industriekunden (PPAs). Voraussetzung dafür sind hohe Windgeschwindigkeiten, wie sie beispielsweise in Schottland vorherrschen. Daher konzentriert sich Energiekontor auch auf diese Region, zumal dort auch die ausgewiesenen Flächen den Bau von größeren Windparks erlauben. Hier hat sich Energiekontor mittlerweile viele Flächen vertraglich gesichert.

Inwieweit der Brexit mit möglichen Einfuhrzöllen sowie Währungs- und Zinsschwankungen Einfluss auf das Geschäft von Energiekontor haben wird, bleibt abzuwarten. Soweit möglich sind solche Effekte in den Wirtschaftlichkeitsberechnungen des Unternehmens bereits eingepreist.

Portugal

Portugal verfügt über eine Vielzahl von windreichen Standorten. Im Süden des Landes herrschen zudem gute Einstrahlungsbedingungen für die Umsetzung von Solarprojekten. Nach wie vor hemmen die Auswirkungen der Finanzkrise jedoch die Entwicklung neuer Projekte in Portugal. So beschränken sich die Aktivitäten von Energiekontor weiterhin auf das Management bestehender Windparks und die Ausstattung eigener Anlagen mit der Rotorblattverlängerung (siehe Abschnitt "Innovativ und effizient in die Zukunft").

Während es Tendenzen der Regierung gibt, den Bau weiterer Projekte im Bereich erneuerbarer Energien zu vereinfachen, erhöhen sich vielerorts die Auflagen hinsichtlich Umwelt- und Naturschutz. Weiterhin prüft Energiekontor die Möglichkeit, bestehende Anlagen auszubauen und damit Vergütungen für den zusätzlich generierten Strom zu erhalten. Grund hierfür sind sogenannte Überkapazitäten bei der Netzeinspeisung gegenüber der genehmigten Lizenz, deren Ausnutzung in der Vergangenheit nicht vergütet wurde.

DER WERT DER REGIONALEN PRÄSENZ

Im Gegensatz zu einigen Mitbewerbern, deren Aktivitäten flächendeckend auf möglichst große Gebiete verteilt sind, konzentriert sich die Energiekontor AG auf bestimmte Schwerpunktregionen, um dadurch eine starke regionale Präsenz und eine langfristige Verankerung zu erreichen.

Überall dort, wo Energiekontor national und international Wind- und Solarparks projektiert, ist das Unternehmen mit eigenen Büros vor Ort, deren spezialisierte Mitarbeiter mit Kultur, Sprache und Abläufen bei der Projektentwicklung in der jeweiligen Region vertraut sind und somit eine effektive und maßgeschneiderte Planung und Steuerung der Projekte gewährleisten.

Energiekontor bietet den lokalen Gemeinden und Kommunen ein hohes Maß an Kompetenz und langjähriger Erfahrung. Die regionale Aufstellung erlaubt es, auf die jeweiligen Bedürfnisse von Kommunen, Anwohnern und Grundstückseigentümern in besonderer Weise einzugehen. Die intensive Zusammenarbeit mit Stadtwerken, Handwerk und Banken sowie Angebote zur Bürgerbeteiligung an den entwickelten Projekten fördern zudem die Wertschöpfung auf regionaler Ebene. Das alles schafft Vertrauen und erhöht die Akzeptanz für den Ausbau der erneuerbaren Energien.

Da sich die regionale Präsenz im Laufe der Jahre für alle Beteiligten als eine wichtige und wertvolle Voraussetzung für die erfolgreiche Projektentwicklung bewährt hat, geht Energiekontor auch bei der Erschließung von Auslandsmärkten nach diesem Prinzip vor.

ERSCHLIESSUNG NEUER MÄRKTE

Um ein Volumenwachstum auch in den nächsten Jahren zu generieren, plant Energiekontor die Erschließung neuer Auslandsmärkte. Dazu gehören momentan die Niederlande, Frankreich und die USA. Hierbei soll auch der Solarbereich in Regionen mit günstigen Einstrahlungsbedingungen wie in Südfrankreich und dem Südwesten der USA weiter ausgebaut werden. Anstelle eines reinen Einkaufs in neue Märkte bevorzugt Energiekontor, kostenschonend mit eigenen Mitarbeitern die Bedingungen in den neuen Märkten zu analysieren und bei positiver Bewertung eine eigene

Niederlassung aufzubauen. Ein mögliches Resultat dieser Sondierungsmaßnahmen kann durchaus sein, dass der ein oder andere Ansatz nicht weiterverfolgt wird. Mittelfristig plant die Energiekontor-Gruppe jedoch, ihre Aktivitäten zu diversifizieren und über die bisherigen Kernmärkte Deutschland, Großbritannien und Portugal hinaus auszuweiten.

Im Verlauf der nächsten Seiten werden die neuen Märkte Niederlande, Frankreich und USA sowie die derzeitigen Entwicklungen in diesen Ländern einzeln vorgestellt.

1 NIEDERLANDE

WER KENNT NICHT HOLLAND oder besser, die Niederlande, dieses kleine sympathische Land mit seinen langen Stränden, Tulpen, Holzschuhen, Windmühlen und freundlichen Menschen, die diese lustige Sprache sprechen, welche mal ein bisschen wie Deutsch, mal ein bisschen wie Englisch klingt? Das Land ist flach, man findet überall Wasser und mancherorts hohe Deiche, die seine Einwohner vor eben diesem schützen.

Das Land hat Amsterdam, laute Hauptstadt und kultureller Schmelztiegel, wo Menschen aus der ganzen Welt friedlich Seite an Seite leben. Die Vielfalt von Amsterdam repräsentiert, was die Niederlande wirklich ausmacht: eine bunte Mischung von Leuten und Menschengruppen, die durch ihren kulturellen Hintergrund zusammengehalten werden, durch Sprache, Dialekte, Farben, Musik, Religionen und Glauben, selbst durch ihr Verhalten.

Am 1. Juli 2016 wurde die Energiekontor NL B.V. in diesem Land gegründet und ein Büro eröffnet in einer Stadt, die sich Nijmegen oder, einfacher für Deutsche, "Nimwegen" nennt. Nijmegen liegt in der Nähe von Kleve und, Richtung Norden, von Arnheim, der Hauptstadt der Provinz Gelderland, nicht weit von der Grenze zu Deutschland entfernt. Der Herzog von Gelde besaß einst einen mittelalterlichen Staat, der so groß war wie ein Drittel der gesamten heutigen Niederlande. Aber heute leben natürlich die meisten Niederländer in einer der vier größten Städte des Landes, in Amsterdam, Rotterdam, Den Haag oder Utrecht.

2016 wurden acht bis zehn potenzielle Windenergiestandorte durch Analyse von Geoinformationsdaten identifiziert, Pläne wurden angefertigt und die Landbesitzer ermittelt. Diese Landbesitzer werden nun mit Unterstützung von freien Mitarbeitern vom Büro in Nijmegen aus angesprochen. Neben der Provinz Gelderland will Energiekontor auch in Noord Brabant, Limburg und Zuid Holland aktiv werden. Diese Provinzen mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten um die 7 m / s stehen noch nicht so stark im Fokus der Projektentwickler wie die windstärkeren Küstenregionen im Nordwesten des Landes, lassen jedoch aufgrund eines Verteilungsschlüssels ähnlich hohe Vergütungen für Strom aus Windkraftanlagen zu. Falls sich neue Gelegenheiten ergeben sollten, werden auch andere Provinzen mit berücksichtigt. Darüber hinaus versucht Energiekontor Kooperationen mit kleineren Entwicklern einzugehen, die den langen Entwicklungsprozess eines Windparks von mehreren Jahren beschleunigen könnten.

Nicht, dass es technisch besonders schwierig wäre, einen Windpark in den Niederlanden zu errichten. Die Standorte sind fast alle gut zugänglich und das Stromnetz ist nie weit weg, man muss kein schwieriges Gelände kreuzen und die Gesetze sind klar und verlässlich. Anspruchsvoll beim Entwickeln von Windparks in den Niederlanden ist vielmehr die kritische Haltung der Anwohner und das Erreichen einer lokalen Akzeptanz, denn die Menschen vertreten einen deutlichen Standpunkt, sobald das Thema Windenergie diskutiert wird. In den vergangenen 15 Jahren ist aus der rein technischen Arbeit eines Projektentwicklers ein Job geworden, der auch soziale und kommunikative Fähigkeiten erfordert. Neben der Lobbyarbeit bei Politikern muss man die Menschen vor Ort dazu bewegen, mit einem zusammenzuarbeiten, indem man versucht, Misstrauen und Zweifel zu beseitigen und sie davon überzeugt, dass man einer von ihnen ist, auch wenn man nicht ihren Dialekt spricht. Wer in den Niederlanden möchte, dass die Menschen seinem Vorhaben zustimmen, muss ihnen zeigen, dass sie einem trauen können. Wer hierbei scheitert, der vergisst seine Pläne besser und geht nach Hause.

MIT WIND UND SONNE ZU 1GG PROZENT ERNEUERBARER ENERGIE

Der Schutz des Klimas und eine sichere Energieversorgung gehören für Energiekontor zu den wichtigsten globalen Herausforderungen der Menschheit. Erneuerbare Energien, Energieeinsparungen und der Einsatz effizienter Technologien sind zentrale Strategien, um diese Herausforderungen zu meistern.

Energiekontor hat sich den Ausbau und die Nutzung der erneuerbaren Energien aus Wind- und Sonnenkraft zur Aufgabe gemacht. Das Engagement der Energiekontor-Gruppe wird begleitet von der Vision, den Strombedarf zu 100 Prozent mit erneuerbaren Energien zu decken. Ansätze finden sich sowohl auf regionaler als auch auf globaler Ebene. So lässt sich die geografisch-meteorologisch bedingte Fluktuation des Stromangebots aus erneuerbaren Energiequellen durch die intelligente Verknüpfung verschiedener regenerativer Technologien an verschiedenen, u. U. weit voneinander entfernten Standorten in einem paneuropäischen Stromverbund ausgleichen.

Insbesondere in Zentraleuropa ergänzen sich die Stromerzeugung aus Sonne und Wind klimabedingt sehr gut. So gelangten in Deutschland bei einer installierten Leistung von 38 GW Photovoltaik und 36 GW Wind am Ende des Jahres 2014 in der Summe nur selten mehr als 30 GW in das Stromnetz14 . Das nachfolgende Diagramm demonstriert diese Korrelation exemplarisch für die wöchentliche Nettostromerzeugung von Kraftwerken zur öffentlichen Stromerzeugung im Jahr 2016 in Deutschland (siehe Abb. 4).

Insofern leistet Energiekontor durch die strategische Positionierung in den wesentlichen erneuerbaren Erzeugungstechnologien Wind- und Solarenergie einen wichtigen Beitrag zur 100-Prozent-Vision.

14) Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE): "Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland", Fassung vom 24. Januar 2011

Abb. 4: Veranschaulichung der Ergänzung von Wind- und Solarenergie (Nettostromerzeugung 2014)

Quelle: Website des Fraunhofer Instituts für Solare Energiesysteme (ISE): Energy Charts, Update vom 12. März 2017

2 FRANKREICH

FRANKREICH IST DAS GRÖSSTE LAND EUROPAS und neben den Niederlanden, Belgien, Luxemburg, Italien und Deutschland einer der Gründungsstaaten der Europäischen Union. Baguette und Wein gehören ebenso zu Frankreich wie Chansons und die Künstler am Montmartre. Paris - die Stadt der Liebe, der Museen und kleinen Restaurants, des mondänen Chics und des Savoir-vivre. Die französische Hauptstadt ist der Knotenpunkt eines napoleonisch geprägten Zentralstaates. Hier läuft alles zusammen, die Straßen, die Fluglinien, die Verwaltung, die Politik, die Kultur und das öffentliche Leben.

Das Land ist umrahmt von Küsten zum Ärmelkanal, zum Atlantik und zum Mittelmeer und zieht sich auf der Kontinentalseite von den Ardennen über das Elsass bis zu den Alpen; im Süden bilden die Pyrenäen eine Brücke vom Golf von Biskaya bis zum Golf von Lion. Die rund 66 Millionen Franzosen leben auf einer mehr als zweieinhalbmal so großen Fläche wie etwa gleich viele Briten im Vereinigten Königreich. Hervorragende Küstenstandorte mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten von mehr als 8 m / s werden ergänzt durch den sonnenverwöhnten Süden des Landes mit Globalstrahlungswerten von jährlich 1.300 bis 1.700 kWh / m2 von Bordeaux an der Atlantikküste über Toulouse bis nach Marseille an der Côte d'Azur.

Über Jahrzehnte hinweg waren die Franzosen konservative Verfechter der Kernenergie. Noch heute werden mehr als 70 Prozent des Stroms in Kernkraftwerken erzeugt. Doch die allgemeine Stimmungslage hat sich gewandelt. 2015 hat Frankreich ein eigenes Energiewendegesetz eingeführt und sich klare Ziele für den Ausbau der erneuerbaren Energien bei gleichzeitigem Rückbau der alternden Atommeiler gesetzt.

2016 hat Energiekontor angefangen, mit Hilfe freier Mitarbeiter systematisch Regionen für die Entwicklung von Solar- und Windparks zu identifizieren. Wegen der kürzeren Entwicklungszeiten konzentriert sich das Unternehmen zunächst auf die Solarenergie im Südwesten des Landes. Ziel ist es, auch hier ein eigenes Büro zu gründen, um von dort aus die Landbesitzer und Gemeindevertreter in den einzelnen Provinzen anzusprechen - mit Muttersprachlern. Franzosen lieben ihre Sprache und weichen ungern von ihr ab. Wie überall gilt auch hier die Maxime der regionalen Präsenz.

INNOVATIV UND EFFIZIENT IN DIE ZUKUNFT

Um in einem wachsenden Wettbewerb die wirtschaftlichsten Projekte realisieren zu können, braucht es innovative und effiziente Lösungen auf allen Ebenen des Unternehmens. Dafür setzt Energiekontor sowohl technische als auch strukturelle Neuerungen um.

Repowering steigert den Flächenertrag

Das Repowering von Standorten, d. h. der Ersatz von alten Anlagen durch neue, leistungsstärkere Anlagen, ist für die Energiekontor-Gruppe ein wichtiger Teil der Planung. Seit dem Jahr 2001 / 2002 werden hier Projekte erfolgreich umgesetzt. So lässt sich auf derselben Fläche durch den Einsatz weniger großer und moderner Turbinen der Ertrag vervielfachen. Beispiele sind das umfangreiche Repowering im Windpark Holßel (Landkreis Cuxhaven) aus dem Jahr 2012, wo 25 Anlagen der 1-MW-Klasse durch 20 Anlagen mit einer Leistung von jeweils 2,3 MW ersetzt wurden. Trotz einer Reduzierung der Anlagenanzahl hat sich der Stromertrag für diesen Park mit über 100 Gigawattstunden (GWh) p. a. mehr als verdoppelt. 2014 wurde das Repowering-Projekt Flögeln (18 MW) in Betrieb genommen, wo sich der Ertrag durch die größeren und höheren Anlagen sogar etwa verzehnfachte. Mit Debstedt (13,5 MW), Breitendeich (6,4 MW) und Grevenbroich (7,5 MW) sind 2016 gleich drei weitere Repowering-Projekte in Betrieb genommen worden.

Vorbeugende Instandhaltung erhöht die Verfügbarkeit

Durch Anwendung der prognostizierenden, vorbeugenden Instandhaltung kann die Lebensdauer des Gesamtprojekts entscheidend verlängert werden. Gleichzeitig lassen sich die Kosten für die Reparatur der Hauptkomponenten deutlich vermindern. Hierzu führt Energiekontor vorausschauende, regelmäßige Zustandsanalysen an den Windkraftanlagen durch, z. B. mittels Getriebeölüberprüfung oder Video-Endoskopie. Auf diese Weise kann rechtzeitig eingegriffen werden, bevor es zu möglichen Ertragseinbußen durch suboptimale Betriebsbedingungen oder Verschleißerscheinungen kommt. Dadurch werden die Instandhaltungskosten minimiert und die Verfügbarkeit der Anlagen auf teilweise über 99 Prozent verbessert.

Rotorblattverlängerung vergrößert die Turbinenauslastung

Die Rotorblattverlängerung ist eine Technologie zur Steigerung der Erträge von Windenergieanlagen. Die mit der Rotorblattverlängerung einhergehende Vergrößerung des Rotordurchmessers wird durch ein zusätzliches, auf die bestehende Blattspitze aufgebrachtes Flügelsegment erreicht. Das Produkt zielt somit insbesondere auf Windenergieanlagen ab, die aufgrund ihres Standortes Reserven gegenüber ihrer Auslegung und ihren theoretischen Lastannahmen haben (z. B. Starkwindanlagen an Schwachwindstandorten). Der Effekt dieser Maßnahme spiegelt sich in einer Verschiebung der Leistungskennlinie wider und führt zu deutlichen Mehrerträgen im unteren und mittleren Lastbereich - also dort, wo Windkraftanlagen bei einer typischen Windverteilung die überwiegende Zeit im Jahr betrieben werden.

Nach erfolgreichen Tests der Rotorblattverlängerung für die 1-MW-Klasse in Deutschland und Portugal wurde die Entwicklung auf größere Turbinen mit 1,3-MW-Leistung ausgeweitet. Weitere Prototypen sind in Vorbereitung. Das Ziel ist einerseits die internationale Vermarktung der Technologie. Andererseits sollen auch die konzerneigenen Windparks mit der Rotorblattverlängerung ausgestattet werden, um mit vergleichsweise geringem Aufwand deutliche Effizienzsteigerungen und damit höhere Erträge zu erwirken.

Innovation und Effizienz nicht nur in technischer Hinsicht

Neben den oben beschriebenen Verfahren der Ingenieurskunst gehören für Energiekontor auch organisatorische Neuerungen zu den Maßnahmen der Effizienzsteigerung. So setzt Energiekontor bewusst auf eine starke Dezentralisierung von Arbeits- und Entscheidungsprozessen mit flachen Hierarchien. Zum einen vermeidet diese Art der Organisation eine unnötige Bürokratisierung und damit verbundene Prozesse und Kosten. Zum anderen werden damit Gestaltungsräume geschaffen, die es Teamleitern, aber auch jedem einzelnen Mitarbeiter erlauben, die Informationen und Kenntnisse aus dem jeweiligen Arbeitsumfeld flexibel und eigenverantwortlich für die bestmögliche Lösung der jeweiligen Anforderung in einem komplexen Geschäft einzusetzen. Dies ist für Energiekontor die Grundlage des Erfolgs, denn eine "Kultur der Neuerung" kann nur in einem Umfeld kreativer und motivierter Menschen entstehen.

DIE USA - DAS LAND DER UNBEGRENZTEN MÖGLICHKEITEN... Bei den Vereinigten Staaten von Amerika denken wir vielleicht an Burger und Cola, die Freiheitsstatue und die Golden Gate Bridge, an die hektische Betriebsamkeit der Menschen in den engen Straßenschluchten von Manhattan und die atemberaubende Stille über den weiten Schluchten des Grand Canyons, an Cowboys auf Pferden und endlos lange Highways, an Baywatch und Superbowl, an die Traumfabrik Hollywood und die IT-Schmiede Silicon Valley.

Die USA sind die Wiege des Jazz, sie haben eine Reihe schillernder Gouverneure und Präsidenten hervorgebracht, aber auch eine der ältesten Verfassungen der Welt. Sie ist die rechtliche Grundlage für das Zusammenleben von 325 Millionen Menschen verschiedenster Herkunft und Hautfarbe. Ein mächtiges Land in der internationalen Wirtschaft und Politik und ein gigantischer Markt für die Energieversorgung. Auf der einen Seite haben die US-Amerikaner einen der höchsten Pro-Kopf-Energieverbräuche der Welt, und das Straßenbild wird noch immer geprägt von treibstoffschluckenden Pick-ups. Auf der anderen Seite wurden die weltweit ersten Windparks und größten Solarkraftwerke in den USA errichtet, und neben den asiatischen Herstellern ist es insbesondere ein US-amerikanisches Unternehmen, das die deutschen Automobilhersteller mit Elektroautos der Premiumklasse aus ihrem jahrelangen Tiefschlaf weckt.

Zwischen den Wolkenkratzern in New York City und den Surfer-Paradiesen am Strand von Kalifornien liegen etwa 4.500 Kilometer. Von der Grenze zu Kanada bis an die texanische Küste am Golf von Mexico sind es nochmals etwa 2.500 Kilometer. Auf einer Breite von etwa 500 Kilometern ziehen sich hier die Great Plains, die klassische Prärie und heutige Kornkammer Amerikas am Fuße der Rocky Mountains, vom äußersten Norden in den Süden des Landes. Hier fegt der Wind in 80 Meter Höhe mit einer mittleren Geschwindigkeit von 8 bis 10 m / s in über die Ebene - Bedingungen, wie man sie in Europa fast ausschließlich auf freier See vorfindet. Zudem gehört der berühmte Südwesten der USA mit gegenüber Deutschland doppelt so hohen durchschnittlichen Globalstrahlungswerten von über 2.000 kWh / m2 pro Jahr zu den sonnenreichsten bevölkerten Regionen der Erde. Das Potenzial für erneuerbare Energien ist also riesig, allerdings auch die Entfernungen von den geophysikalisch begünstigten Flächen in die Ballungszentren des Landes - eine Herausforderung für Stromproduzenten und Netzbetreiber gleichermaßen.

Während sich Energiekontor bei potenziellen Windstandorten auf Staaten wie North Dakota, aber auch Texas konzentriert, hat man sich für die Solaraktivitäten bereits für die Region Texas und New Mexico entschieden. Neben der hohen Globalstrahlung im Süden der USA hat vor allem Texas einen sehr hohen Strombedarf. Auch die Genehmigungsverfahren sind hier wesentlich unkomplizierter als zum Beispiel in Kalifornien, dem derzeitigen Solarprimus in den Vereinigten Staaten. Nicht zuletzt deswegen erwarten viele, dass der texanische Solarmarkt innerhalb der nächsten zehn Jahre den kalifornischen Markt von der Spitzenposition hinsichtlich der Ausbauzahlen verdrängt.

Derzeit bereitet das Auslandssondierungsteam die Firmengründung in den USA vor und hat dafür sogenannte Land Agents für die Akquise von Grundstücken in Texas unter Vertrag genommen. Ziel ist es, 2017 die ersten Nutzungsverträge abschließen zu können. Hierzu wurden nach intensiven Recherchen die ersten passenden Grundstücke identifiziert. So gibt es in den USA z. B. keine Grundbücher.

Die Identifikation der Grundstückseigentümer wird damit zu einer ganz eigenen Phase der Grundstücksakquise. Auch der Ausschluss etwaiger Risiken bezüglich des Genehmigungsverfahrens stellt das Auslandsteam vor besondere Herausforderungen, denn die Dauer der Umweltverträglichkeitsprüfung variiert je nach zuständiger Behörde zwischen sechs Monaten und bis zu fünf Jahren. Wie in den Niederlanden und Frankreich beginnt nun die Suche nach Akquisiteuren zur Standortsicherung.

EIGENKAPITALQUOTE UND DIE VERBORGENEN WERTE IM EIGENBESTAND

Ein wichtiger Teil der Unternehmensstrategie von Energiekontor ist der weitere Ausbau des Bestands an konzerneigenen Windparks, um mit den laufenden Einnahmen aus den Stromerlösen das Wachstum zu steigern und die Liquiditätszuflüsse zu verstetigen.

Die Übernahme von Windparks in den eigenen Bestand hat allerdings Konsequenzen für die Bilanz sowie für die Gewinn- und Verlustrechnung (GuV) des Konzerns. Da die selbst entwickelten konzerneigenen Windparks lediglich zu externen Herstellkosten bilanziert werden, also ohne die Gewinnmargen aus der Errichtung bzw. dem Verkauf der Projekte, enthält die Konzernbilanz verborgene Werte in Form von stillen Reserven. Folglich verringert sich die Konzern-Eigenkapitalquote mit jedem weiteren Windpark, der aus der Projektentwicklung in den Eigenbestand übernommen wird, weil die Gewinnmarge im Rahmen der Konzernkonsolidierung eliminiert wird und daher nicht ergebniswirksam in die GuV eingeht.

Auf der anderen Seite bergen die stillen Reserven einen bedeutenden substanziellen Mehrwert des Unternehmens, der jederzeit durch den vollständigen oder teilweisen Verkauf der konzerneigenen Windparks zu ihren Verkehrswerten realisiert werden könnte. In diesem Fall würde sich die Konzern-Eigenkapitalquote schlagartig erhöhen. Ein solcher Verkauf entspricht allerdings nicht der aktuellen Unternehmensstrategie. Der Hinweis soll lediglich verdeutlichen, wie viel zusätzliche Substanz im Unternehmen steckt, die nicht unmittelbar durch die Finanzkennzahlen widergespiegelt wird.

Unabhängig davon werden die stillen Reserven der konzerneigenen Windparks sukzessive über die Nutzungsdauer aufgedeckt und führen somit, selbst bei ansonsten gleichbleibenden Bedingungen, zu einer allmählichen Ergebnisverbesserung sowie zu einer Erhöhung der Konzern-Eigenkapitalquote bzw. der möglichen Dividendenzahlungen. Grund dafür sind die geringeren jährlichen Abschreibungen, die durch die geringeren Abschreibungsbemessungsgrundlagen, in denen die stillen Reserven nicht enthalten sind, zustande kommen. Dieser langfristige Effekt wird jedoch innerhalb der kommenden Jahre noch keine deutliche Auswirkung haben, da planmäßig jedes Jahr neue Windparks mit stillen Reserven in den Eigenbestand übernommen werden, wodurch die Eigenkapitalquote voraussichtlich auf einem niedrigeren Niveau bleiben wird, als es der komfortablen Finanzlage des Konzerns entspricht. Mittelfristig ist der Ausbau des Eigenparkportfolios auf etwa 500 MW vorgesehen.

TRANSPARENZ UND SICHERHEIT FÜR UNSERE ANLEGER

Bei der Projektentwicklungs- und Unternehmensfinanzierung verfolgt die Energiekontor AG im Wesentlichen drei verschiedene Wege:

a) Projektentwicklung aus Eigenmitteln

Die Projektentwicklung als Kerngeschäft der Energiekontor AG wird mit Eigenmitteln finanziert. Aufgrund der Vielzahl an Unwägbarkeiten bei der Projektakquise, der Planung und dem Genehmigungsverfahren stecken in diesem Schritt der Umsetzung von Wind- und Solarparks die größten Risiken. Daher gehört es zu den wichtigsten strategischen Grundsätzen von Energiekontor, die Liquiditätsreserven auf einem ausreichenden Niveau zu halten, um stets genügende Mittel für die Projektentwicklung zur Verfügung zu haben.

b) Zwischenfinanzierung von Projekten via Unternehmensanleihe

Kurz nach Erhalt der Baugenehmigung eines Wind- oder Solarparks erfolgt typischerweise der Financial Close bzw. die Kreditvalutierung, also die Ausreichung der langfristigen Bankendarlehen. Voraussetzung dafür ist eine gesicherte Zwischenfinanzierung für die Zeit der Errichtung bis zur Inbetriebnahme der Wind- und Solarparks, also die Bereitstellung des für den Bau benötigten Eigenkapitals in Cash durch die Energiekontor AG.

Für die Baufinanzierung der Wind- oder Solarparks werden Kontokorrentlinien bei Banken, sogenannte Betriebsmittelkredite (BMK), sowie Unternehmensanleihen mit einer Laufzeit von fünf Jahren genutzt. Mit dem Verkauf der Projekte wird die Zwischenfinanzierung abgelöst. Damit können die Kreditinanspruchnahmen wieder zurückgeführt und für das nächste Projekt eingesetzt werden.

Die Energiekontor AG hat in den vergangenen zehn Jahren sechs Unternehmensanleihen mit einem Gesamtvolumen von insgesamt rund € 45 Mio. begeben. Nachdem die ersten drei Anleihen bereits planmäßig zurückgeführt wurden, valutiert der aktuelle Bestand per 31. Dezember 2016 mit rund € 21 Mio. Eine weitere Anleihe über € 23 Mio. soll noch in der ersten Jahreshälfte 2017 begeben werden.

c) Projektzukauf und -refinanzierung über die Stufenzinsanleihen

Zur Finanzierung von Windparkzukäufen sowie zur Refinanzierung bereits im Eigenbestand befindlicher Windparks hat die Energiekontor AG ein weiteres Instrument entwickelt: die Stufenzinsanleihe. Diese wird beim Kauf der Bestandsanlagen herangezogen, um die Kaufpreisforderung des Verkäufers zu bedienen und das Fremdkapital vollständig aus der Betreibergesellschaft, üblicherweise eine Kommanditgesellschaft, abzulösen. Die Stufenzinsanleihe hat eine Laufzeit von acht bis zehn Jahren und eine Verzinsung von aktuell 5,0 Prozent, die sich nach einigen Jahren auf 5,5 Prozent erhöht. Auch die Tilgung der Anleihen erfolgt in zwei Stufen. 20 bis 30 Prozent werden nach fünf bis sechs Jahren getilgt. Die Resttilgung erfolgt endfällig. Diese Anleihen sind am geregelten Markt handelbar.

Wie bereits ihre Vorgängerin wurde die Stufenzinsanleihe IX erneut von der ECOreporter.de AG (www.ecoreporter.de) geprüft und in ihrem ECO anlagecheck vom Januar 2016 aufgrund des durch konkrete Windparks unterlegten Besicherungskonzepts als nachhaltiges Finanzprodukt ausgezeichnet.

Die Energiekontor AG hat in den vergangenen sechs Jahren neun Stufenzinsanleihen mit einem Gesamtvolumen von rund € 100 Mio. begeben.

DIE ENERGIEKONTOR-AKTIE

Ergänzend zu diesem Kapitel sind im Einband des Geschäftsberichts die wichtigsten Anlegerinformationen tabellarisch zusammengefasst.

Allgemeine Informationen zur Aktie

a) Name und Sitz der Gesellschaft

Energiekontor AG, Mary-Somerville-Straße 5

28359 Bremen

Telefon: +49 421 3304-0

Die Energiekontor AG hat weitere Büros in Bremerhaven, Hagen im Bremischen, Aachen, Dortmund und Bernau bei Berlin. Außerdem ist das Unternehmen mit Niederlassungen in England (Leeds), Schottland (Glasgow), Portugal (Lissabon) und den Niederlanden (Nijmegen) vertreten.

b) Gegenstand des Unternehmens

(1) Gegenstand des Unternehmens ist die Planung, Entwicklung, Errichtung, Veräußerung und der Betrieb von Anlagen und Projekten im Energie- und Umweltbereich sowie der Vertrieb von elektrischer Energie, jeweils einschließlich der damit in Zusammenhang stehenden Tätigkeit der Finanzierung und des Handels.

(2) Die Gesellschaft ist berechtigt, ihre Tätigkeit auch auf andere Handelszweige auszudehnen sowie im In- und Ausland gleichartige oder ähnliche Unternehmen zu erwerben, sich an solchen Unternehmen zu beteiligen und Zweigniederlassungen sowie Tochtergesellschaften zu errichten.

(3) Die Gesellschaft kann sich darüber hinaus auf verwandten Gebieten betätigen und alle Geschäfte vornehmen, die geeignet sind, den Gesellschaftszweck unmittelbar oder mittelbar zu fördern, oder die damit in Zusammenhang stehen.

c) Grundkapital

Das gezeichnete und im Handelsregister eingetragene Kapital (Grundkapital) der Gesellschaft beträgt zum 31. Dezember 2016 € 14.653.160 und ist in 14.653.160 auf den Inhaber lautende Stückaktien eingeteilt.

d) Geschäftsjahr

Das Geschäftsjahr der Gesellschaft ist das Kalenderjahr.

Genehmigtes Kapital

Nachdem das zuvor bestehende genehmigte Kapital am 24. Mai 2016 auslief, hat die Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 ein neues genehmigtes Kapital geschaffen. Im Zuge dessen wurde der Gesellschaft ermöglicht, bei zukünftigen Kapitalerhöhungen u. a. auch Vorzugsaktien ausgeben zu können.

Der Vorstand wurde ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 23. Mai 2021 das Grundkapital der Gesellschaft einmalig oder mehrfach um bis zu insgesamt € 7.326.580 durch Ausgabe von bis zu 7.326.580 neuen, auf den Inhaber lautenden Stamm- und / oder Vorzugsaktien mit oder ohne Stimmrecht gegen Bar- und / oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital 2016).

Die Ermächtigung umfasst die Befugnis, bei mehrmaliger Ausgabe von Vorzugsaktien weitere Vorzugsaktien (mit oder ohne Stimmrecht) auszugeben, die den früher ausgegebenen Vorzugsaktien bei der Verteilung des Gewinns oder des Gesellschaftsvermögens vorgehen oder gleichstehen. Dabei ist den Aktionären grundsätzlich ein Bezugsrecht einzuräumen. Der Vorstand wird jedoch ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das gesetzliche Bezugsrecht der Aktionäre auszuschließen (für die genauen Bedingungen siehe Beschlussfassung in der Einladung zur Hauptversammlung am 26. Mai 2016 auf www.energiekontor.de >Investor Relations >Hauptversammlung).

Von diesen Ermächtigungen wurde bisher kein Gebrauch gemacht.

Bedingtes Kapital

Auf der Hauptversammlung am 28. Mai 2014 wurde beschlossen, das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu insgesamt € 500.000,00 durch Ausgabe von bis zu insgesamt 500.000 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien bedingt zu erhöhen (Bedingtes Kapital 2014 I). Die bedingte Kapitalerhöhung wird nur insoweit durchgeführt, wie die Inhaber von Bezugsrechten, die von der Gesellschaft im Rahmen des Aktienoptionsprogramms 2014 gewährt werden, ihre Bezugsrechte ausüben und die Gesellschaft nicht in Erfüllung der Bezugsrechte eigene Aktien gewährt. Die neuen Aktien nehmen jeweils vom Beginn des Geschäftsjahres an, in dem sie durch Ausübung des Bezugsrechts entstehen, am Gewinn teil. Im Rahmen des Aktienoptionsprogramms 2014 können bis zum 31. Dezember 2018 Bezugsrechte auf bis zu 500.000 Aktien der Gesellschaft nur an Mitglieder des Vorstands der Gesellschaft ausgegeben werden. Jedes Bezugsrecht berechtigt nach Maßgabe der vom Aufsichtsrat festzulegenden Bezugsrechtsbedingungen zum Bezug einer auf den Inhaber lautenden Stückaktie der Energiekontor AG.

2014 wurden 100.000 Bezugsrechte im Rahmen des Aktienoptionsprogramms an den Vorstand ausgegeben.

Aktienrückkaufprogramm

Gemäß Hauptversammlungsbeschluss vom 25. Mai 2011 wurden seit dem Beschluss bis zum 31. Dezember 2016 insgesamt 185.535 Aktien zum Zwecke der Einziehung und Kapitalherabsetzung im Namen der Energiekontor AG erworben, davon 20.165 Aktien im Geschäftsjahr 2016. Nach der Kapitalherabsetzung vom September 2014 verbleiben zum Ende der Berichtsperiode 2016 61.085 Aktien bei der Energiekontor AG.

Directors' Dealings

Am 19. September 2016 meldeten die Unternehmensgründer und Mitglieder des Aufsichtsrats der Energiekontor AG, Dr. Bodo Wilkens (Vorsitzender) und Günter Lammers, der Gesellschaft gemäß § 19 MAR (Marktmissbrauchsverordnung), dass sie am 15. September 2016 jeweils einen rund 7,0 Prozent des Grundkapitals entsprechenden Anteil ihres Aktienbesitzes an der Energiekontor AG im Rahmen einer Privatplatzierung an mehrere institutionelle Investoren veräußert haben. Als Gründe für diese Transaktion wurden die Erhöhung des Freefloats und dadurch potenziell auch der Liquidität und der Attraktivität der Energiekontor-Aktie sowie die Diversifikation des jeweiligen Privatvermögens genannt.

Das Mitglied des Aufsichtsrats Darius Oliver Kianzad sowie die Vorstände Peter Szabo (Vorsitzender) und Günter Eschen hielten im Berichtszeitraum keine Aktien der Gesellschaft.

Aktionärsstruktur

Dem Vorstand sind keine direkten oder indirekten Beteiligungen am Kapital (§ 315 Abs. 4 Nr. 3 HGB) größer als 10 Prozent bekannt, mit Ausnahme der nachfolgend dargestellten Beteiligungsverhältnisse, die sich nach der oben beschriebenen Transaktion gegenüber dem Halbjahresbericht 2016 entsprechend geändert haben:

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Name, Funktion	Aktien Stück
Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender)	4.184.335
Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender)	4.187.974

Zum 31. Dezember 2016 ergibt sich somit folgende Aktionärsstruktur der Energiekontor AG:

Aktionärsstruktur zum 31.12.2016

Aktienkursentwicklung und Handelsvolumen der Energiekontor AG im Jahr 2015 / 2016

Im folgenden Diagramm ist die Entwicklung der Aktien-Schlusskurse in Frankfurt (grün) sowie das tägliche Gesamt-Umsatzvolumen der Energiekontor AG an allen deutschen Handelsplätzen (grau) vom 1. Januar 2015 bis zum 31. Dezember 2016 dargestellt.

Aktienkursentwicklung und Handelsvolumen der Energiekontor AG im Jahr 2015 / 2016

Aktienhandel und Marktkapitalisierung im Geschäftsjahr 2016

Die folgende Tabelle zeigt die monatlichen Höchst- und Tiefstwerte sowie die durchschnittlichen Schlusskurse (Frankfurt) der Energiekontor-Aktie im Jahr 2016. Aus dem durchschnittlichen Gesamt-Handelsvolumen und den gemittelten Schlusskursen wurde außerdem die mittlere monatliche Marktkapitalisierung berechnet.

Aktienhandel und mittlere Marktkapitalisierung der Energiekontor AG

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2016 Monat	Hoch (€)	Tief (€)	Durchschnitt Schluss (€)	Mittlerer Tagesumsatz (Stück)	Mittlere Marktkapitalisierung (Mio. €)
Januar	12,35	11,48	11,99	5.572	175,7
Februar	13,50	11,84	12,75	7.023	186,8
März	14,29	12,61	13,49	3.857	197,7
April	15,96	13,20	14,35	19.260	210,3
Mai	15,59	12,96	14,41	20.709	211,1
Juni	13,26	11,15	12,28	16.965	179,9
Juli	13,30	12,08	12,70	4.926	186,1
August	14,95	13,16	14,12	6.712	206,8
September	14,93	13,83	14,42	8.587	211,3
Oktober	15,44	14,30	14,87	5.888	218,0
November	15,10	14,20	14,80	7.083	216,9
Dezember	15,01	13,90	14,66	4.731	214,8

Quelle: Oddo Seydler / Bloomberg

Unser Leitbild

Lagebericht UND KONZERNLAGEBERICHT 2016

Gemäß § 315 Abs. 3 HGB i. V. m. § 298 Abs. 3 HGB wurden der Lagebericht der Energiekontor AG, Bremen, als Mutterunternehmen des Energiekontor-Konzerns und der Lagebericht des Energiekontor-Konzerns zusammengefasst. Soweit keine anderweitigen einschränkenden Hinweise gegeben werden, gelten die nachfolgenden Ausführungen sowohl für die Energiekontor AG als auch für den Konzern.

GRUNDLAGEN DES KONZERNS

Geschäftsmodell der Energiekontor AG

Die Energiekontor AG hat sich auf die Projektierung und den Betrieb von Windparks im In- und Ausland spezialisiert. Als einer der Pioniere auf diesem Gebiet greift das Unternehmen auf eine Erfahrung von über 25 Jahren zurück und deckt dabei im Bereich Onshore-Windparks die gesamte Wertschöpfungskette von der Akquisition und Projektentwicklung über die Finanzierung und die Errichtung der Anlagen bis zur Betriebsführung ab.

Vor einigen Jahren wurde das Geschäftsmodell um die Projektierung von Solarparks erweitert. Dieser Bereich soll deutlich ausgebaut werden, v. a. in den neuen Märkten Frankreich und USA.

Bis zur Veröffentlichung des vorliegenden Geschäftsberichts hat die Energiekontor-Gruppe insgesamt 576 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von über 860 MW in 104 Windparks in Deutschland, Großbritannien und Portugal sowie zwei PV-Freiflächenanlagen von rund 20 MW in Deutschland projektiert und errichtet. Das Gesamtinvestitionsvolumen dieser Projekte beträgt etwa € 1,4 Mrd.

Neben dem Verkauf der schlüsselfertigen Projekte betreibt die Energiekontor-Gruppe als unabhängiger Stromproduzent ein Portfolio konzerneigener Windparks. Momentan (Stand März 2017) befinden sich rund 238 MW operativ im eigenen Bestand.

Organisatorisch ist die Energiekontor-Gruppe in drei Geschäftsbereiche unterteilt, nach denen auch die Segmentberichterstattung erfolgt:

―	a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)
―	b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks
―	c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges

a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)

Das Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) umfasst die Projektierung von Onshore-Wind- und Solarparks, die an Dritte veräußert werden. In diesem Geschäftsbereich wird die gesamte Wertschöpfungskette von der Akquisition über die Planung, die Finanzierung und den Bau bzw. das Repowering bis hin zum Verkauf der Anlagen abgebildet. Darüber hinaus wird hier auch die Projektentwicklung im Solarbereich erfasst. Der Verkauf der Wind- und Solarparks erfolgt im In- und Ausland an institutionelle Investoren, private Komplettabnehmer oder Bürger vor Ort. Für jeden Wind- / Solarpark wird eine eigenständige Projektgesellschaft gegründet.

Das Repowering von Standorten, d. h. der Ersatz von alten Anlagen durch neue, leistungsstärkere Anlagen, ist für die Energiekontor-Gruppe ein wichtiger Teil der Geschäftstätigkeit. Bereits 2001 / 2002 wurden erste Repowering-Projekte erfolgreich umgesetzt.

b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks

Dieses Segment umfasst die Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks. Mit dem Ausbau des Eigenbestands an Windparks wird das Ziel verfolgt, die Unabhängigkeit von politischen Rahmenbedingungen sowie Zins- und Rohstoffpreisentwicklungen zu erhöhen und die laufenden Unternehmenskosten im Falle von Verzögerungen bei der Projektrealisierung weiter decken zu können. Darüber hinaus bilden die Anlagen im eigenen Bestand stille Reserven. Im Bedarfsfall könnten diese Anlagen veräußert und die darin gebundenen Finanzmittel zuzüglich der stillen Reserven freigesetzt werden. Zusätzliches Potenzial liegt in der Möglichkeit, die unternehmenseigenen Windparks beispielsweise durch Repowering oder effizienzsteigernde Maßnahmen, wie der dem dritten Segment zugeordneten und unter c) beschriebenen Rotorblattverlängerung, aufzuwerten.

Den ersten Windpark hat die Energiekontor-Gruppe im Jahr 2002 in den eigenen Bestand übernommen. Das Portfolio ist seitdem kontinuierlich weiter ausgebaut worden. Dies geschieht derzeit hauptsächlich durch die Übernahme selbst entwickelter Projekte in den Eigenbestand. In der Vergangenheit wurden auch wirtschaftlich interessante operative Windparks zugekauft. Hierbei handelte es sich sowohl um Projekte, die in früheren Jahren von Energiekontor selbst entwickelt und verkauft wurden, als auch um Projekte von anderen Entwicklern und Betreibern. Die Gesamtleistung der von Energiekontor in Deutschland, Großbritannien und Portugal betriebenen Windparks betrug zum Ende des Geschäftsjahres 2016 238,2 MW.

Konzerneigene Windparks (Stichtag 31.12.2016)

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Name des Windparks	Gesamtleistung / MW
Debstedt	3,0
Breitendeich	6,0
Sievern (Tandem II)	2,0
Briest (Tandem II)	7,5
Briest II	1,5
Geldern	3,0
Mauritz-Wegberg (Energiekontor hält 88,52 Prozent)	7,5
Halde Nierchen I	5,0
Halde Nierchen II	4,0
Osterende	3,0
Nordleda (Energiekontor hält 51 Prozent)	6,0
Kajedeich	4,1
Engelrod	5,2
Krempel	14,3
Schwanewede	3,0
Giersleben	11,3
Beckum	1,3
Balje-Hörne	3,9
Hanstedt-Wriedel	16,5
Lengers	4,5
Krempel II	6,5
Prenzlau	1,5
Flögeln	9,0
Altlüdersdorf	13,5
Thüle	14,0
Windparks in Deutschland	157,1
Marão	10,4
Montemuro	10,4
Penedo Ruivo	13,0
Mafomedes	4,2
Windparks in Portugal	38,0
Hyndburn	24,6
Withernwick	18,5
Windparks in Großbritannien	43,1
Insgesamt	238,2

c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges

Sämtliche Leistungen, die nach der Inbetriebnahme der Wind- und Solarparks auf eine Optimierung der operativen Wertschöpfung abzielen, werden in dem Segment Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges zusammengefasst. Dazu zählen insbesondere:

―

die technische und kaufmännische Betriebsführung von Windparks

―

alle Maßnahmen zur Kostensenkung, Lebensdauerverlängerung und Ertragssteigerung, z. B. durch

―	prognostizierende, vorbeugende Instandhaltung
―	Direktvermarktung des erzeugten Stroms
―	die Rotorblattverlängerung

Unabhängig davon, ob die projektierten Anlagen veräußert werden oder in den Eigenbestand übernommen werden, erbringt Energiekontor in der Regel die kaufmännische und technische Betriebsführung und generiert so einen laufenden Cashflow für das Unternehmen.

Im kaufmännischen Bereich gehören insbesondere die Abrechnung mit dem Energieversorger, den Service- und Wartungsfirmen und den Verpächtern zu den Kernaufgaben. Ebenso fällt die Kommunikation mit Banken, Versicherungen und Investoren darunter.

Im technischen Bereich umfassen die Aufgaben neben der Überwachung der Windkraftanlagen sowie der Aus- und Bewertung von Daten hauptsächlich die Koordination von Reparatur- und Wartungseinsätzen sowie die Planung und Umsetzung von Maßnahmen zur vorbeugenden Instandhaltung. Durch dieses Verfahren kann die Lebensdauer der einzelnen Anlage und des Gesamtprojekts entscheidend verlängert werden. Gleichzeitig lassen sich die Kosten für die Reparatur der Hauptkomponenten deutlich vermindern.

Auch technische Innovationen, wie die Rotorblattverlängerung, gehören zu den Maßnahmen der Leistungs-, Ertrags- und Kostenoptimierung. Hierbei handelt es sich um ein von Energiekontor patentiertes Verfahren zur Vergrößerung des Rotordurchmessers, das seit einigen Jahren erfolgreich in der Praxis getestet und eingesetzt wird. Die Montage erfolgt dabei am hängenden Blatt, d. h. ohne Demontage des Blattes. Dadurch können Krankosten und Stillstandzeiten deutlich minimiert werden. Derzeit wird die Herstellung der Rotorblattverlängerungen für den Serienbetrieb vorbereitet.

Geschäftsaktivitäten von Energiekontor am Beispiel eines Onshore-Windenergieparks (Schema)

Ziele und Strategie

In den mehr als 25 Jahren seit der Unternehmensgründung hat sich der Markt für erneuerbare Energien fortlaufend verändert und kontinuierlich weiter entwickelt. Im Jahr 1990, zum Zeitpunkt der Einführung des ersten Stromeinspeisegesetzes, wurden die erneuerbaren Energien noch vielfach als "Spinnerei" von Ökoidealisten angesehen. Insbesondere die großen Stromkonzerne, die heute eine große Rolle im Sektor der erneuerbaren Energien spielen, standen den neuen Technologien zunächst äußerst kritisch gegenüber. Heute, ein Vierteljahrhundert später, haben sich die erneuerbaren Energien zu einer reifen, etablierten und anerkannten Technologie entwickelt, die in vielen Industrienationen bereits einen signifikanten Teil zur Energieversorgung beiträgt. Allein in Deutschland lag der Anteil der erneuerbaren Energien an der gesamten Energieerzeugung im Jahr 2016 bereits bei rund einem Drittel. Je höher der Anteil der erneuerbaren Energien an der Deckung der Nachfrage ist, desto nachhaltiger und umweltschonender wird die gesamte Energieversorgung.

Neues Selbstverständnis der Pionierrolle

Energiekontor hat seinem Leitbild die Vision einer 100-prozentigen Vollversorgung des Energiebedarfs mit erneuerbaren Energien vorangestellt. Damit dies Wirklichkeit werden kann und die erneuerbaren Energien sukzessive und nachhaltig eine höhere Marktdurchdringung erreichen, müssen sie sich mit der konventionellen Energieerzeugung wirtschaftlich vergleichen können. Dazu bedarf es weiterer Fortschritte in Bezug auf Technologie und Wirtschaftlichkeit. Wie bereits bei der Einführung der erneuerbaren Energien in die überwiegend fossile Technologielandschaft der frühen 1990er Jahre, ist sich Energiekontor auch hier wieder seiner Pionierrolle bewusst und will in seiner Branche die wirtschaftlichsten Projekte im Wind- und Solarbereich realisieren, um damit im Wettbewerb erfolgreich zu bestehen und einen substanziellen Beitrag auf dem Weg zu 100 % erneuerbarer Energie zu leisten.

Nachhaltiges Wachstum auf solidem Fundament

Das Wachstumsmodell der Energiekontor AG orientiert sich insgesamt eng am Leitbild des Unternehmens. Durch die Verstärkung des regionalen Ansatzes und die Diversifikation in neue Auslandsmärkte soll das organische Unternehmenswachstum gefestigt werden, um den Ausbau erneuerbarer Energien auch in einem verschärften Wettbewerbsumfeld weiter aktiv zu beschleunigen. Dabei setzt die Geschäftsführung stark auf die Mitwirkung und Entfaltung der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und schafft den dafür notwendigen organisatorischen Rahmen. Grundlage und Fundament der Wachstumsstrategie ist die finanzielle Stabilität von Energiekontor, die ganz wesentlich auf den stabilen Cash-Überschüssen aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks und aus der kaufmännischen und technischen Betriebsführungstätigkeit basiert.

Nachhaltiges Wachstum auf solidem Fundament

Verstärkung des regionalen Ansatzes

Energiekontor hat seit jeher auf einen regionalen Ansatz Wert gelegt. Dieser erlaubt eine enge Zusammenarbeit mit den Kommunen und Regionen sowie maßgeschneiderte regionale Vorgehensweisen mit hoher Akzeptanz vor Ort. Zugleich wird hierdurch in der jeweiligen Region ein Wettbewerbsvorteil generiert und die Projektentwicklung beschleunigt. Organisatorisch wird dieser Ansatz mit eigenen Teams vor Ort und weitgehend eigenständigen Entscheidungskompetenzen umgesetzt. Dieses Prinzip soll weiter verstärkt werden, indem die Anzahl der Regionen, in denen Energiekontor präsent ist, in Deutschland und auch im Ausland deutlich ausgebaut wird. Aufgrund der sinkenden Kosten im Solarbereich sollten sich hier schon bald Ansätze ergeben, wirtschaftlich mit den konventionellen Energieträgern gleichzuziehen.

Erschließung neuer Auslandsmärkte

Ein wesentliches Element der Energiekontor-Wachstumsstrategie ist die sukzessive Erweiterung des bestehenden Länderportfolios (Deutschland, Großbritannien, Portugal) durch verstärkte Internationalisierung und Diversifikation in neue Auslandsmärkte, um zusätzliche Wachstumspotenziale für die nächsten Jahre zu erschließen. Im Zuge dessen soll auch der Solarbereich, besonders in Ländern mit günstigen Einstrahlungsbedingungen und entsprechenden Stromgestehungskosten, weiter ausgebaut werden. Aktuelle Zielländer sind:

―	die Niederlande (Wind)
―	Frankreich (Wind, Solar)
―	die USA (Wind, Solar)

In allen drei Ländern hat Energiekontor mit der Akquisition geeigneter Flächen und ersten Projektentwicklungsaktivitäten begonnen. Die getroffene Länderauswahl kann im Rahmen weiterer Sondierungsprozesse auch erweitert oder - falls die Geschäftsleitung zu dem Schluss kommen sollte, dass ein vertieftes Engagement in einem oder mehreren der Länder nicht erfolgsversprechend ist - verringert werden. Darüber hinaus könnten ggf. auch weitere Ländermärkte hinzu kommen.

Bei jedem neuen Ländermarkt ist zunächst kein unmittelbarer Markteintritt und kostenintensiver Aufbau der Projektentwicklung geplant, sondern die Durchführung eines systematischen Sondierungs-, Analyse- und Auswahlprozesses, in dessen Rahmen die spezifischen Bedingungen in den einzelnen Ländern (rechtlich, politisch, Fördersystem, Netzanschlussregelungen, Genehmigungspraxis etc.) für Wind- und Solarprojekte analysiert und bewertet werden sollen. Darüber hinaus sollen erste Partner für die Flächenakquisition und die weitere Markterschließung identifiziert und ggf. vertraglich gebunden werden, um frühzeitig die strukturellen Voraussetzungen für einen möglichen Markteintritt zu schaffen. Ziel dieses sukzessiven und kostenschonenden Sondierungsprozesses - der im Wesentlichen mit vorhandenem Personal durchgeführt werden kann - ist es, die für einen Markteintritt am besten geeigneten Auslandsmärkte zu identifizieren. Erst wenn die finale Markteintrittsentscheidung getroffen wird, soll mit dem Aufbau eigener Niederlassungen, eigenen Personals und der Projektentwicklung vor Ort begonnen werden. Durch diese Vorgehensweise sollen die Erfolgschancen für die Markterschließung verbessert und die Risiken der Fehlallokation von Ressourcen reduziert werden.

Innovation und Effizienzmaßnahmen

Energiekontor will als Beitrag zu der Vision von 100 % erneuerbarer Energie in seiner Branche die wirtschaftlichsten Projekte realisieren. Zugleich gewährleistet dies die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens in einem zunehmend marktorientierten Umfeld. In diesem Umfeld wird Energiekontor seine Maßnahmen in Bezug auf Innovation und Effizienz weiter verstärken. Bei der Innovation kann es sich um technische Eigenentwicklungen handeln, wie z. B. die Rotorblattverlängerung. Zum überwiegenden Teil ist mit Innovation jedoch die möglichst schnelle Adaption neuer Techniken und Methoden für die Projekte von Energiekontor gemeint. Hierbei gibt es drei Stoßrichtungen:

―	die Erhöhung der Wirtschaftlichkeit der von Energiekontor geplanten Projekte
―	die Ergebnissteigerung bei den Windparks im konzerneigenen Bestand
―	die beschleunigte Lösungsfindung in der Projektentwicklung

Diese Maßnahmen sind eng verzahnt mit der Vertiefung der dezentralen Organisation, einer mitarbeitergeführten Projektorganisation und der Schaffung einer "Kultur der Erneuerung".

Gestaltungsräume und organisatorische Dezentralisierung

Innovation und Effizienz sind nicht zwangsläufig auf technische Neuerungen beschränkt. Zur Effizienzsteigerung des Unternehmens gehört für Energiekontor die Vertiefung der dezentralen Organisation. So setzt die Geschäftsleitung bewusst auf eine starke Dezentralisierung von Arbeits- und Entscheidungsprozessen mit flachen Hierarchien, um somit eine unnötige Bürokratisierung zu vermeiden und Flexibilität und schnelle Entscheidungen auch bei wachsender Mitarbeiterzahl zu gewährleisten. Zugleich schafft das Unternehmen Gestaltungsräume für kreative und flexible Lösungswege und motiviert jeden einzelnen Mitarbeiter zum eigenverantwortlichen Handeln. Dies ist das Umfeld, in dem auch betriebswirtschaftliche, rechtskonforme und technische Innovationen entstehen.

Eigenparkbestand als verlässlicher Wachstumsgenerator

Den Motor und das Kernelement des Wachstumsmodells bildet der Ausbau der Stromerzeugung aus konzerneigenen Windparks. Durch den Verkauf des in den Windparks erzeugten Stroms werden kontinuierliche Erträge generiert. Ein weiterer Garant für kontinuierliche Einnahmen ist die Übernahme der Betriebsführung der fertiggestellten und laufenden Windparks und zukünftig evtl. auch der Solarparks durch spezialisierte Teams der Energiekontor-Gruppe. Dies gilt sowohl für die Windparks im Eigenbestand als auch für die schlüsselfertigen Anlagen, die an Energieversorger, strategische Investoren oder Finanzinvestoren veräußert werden. Durch die Übernahme der Betriebsführung bleibt die überwiegende Zahl der Käufer der Energiekontor AG als Kunden verbunden und sichert dem Unternehmen somit laufende Einnahmen aus den Windparks auch über den Fertigstellungstermin hinaus.

Zusammen mit den stetigen Einnahmen aus der Betriebsführung von Eigen- und Fremdparks sorgen die Erträge aus dem Stromverkauf für eine finanzielle Stabilität und bilden die Grundlage für ein nachhaltiges Wachstum des Unternehmens. Mit den erwirtschafteten Cash-Überschüssen deckt Energiekontor im Wesentlichen die Kosten der Projektentwicklung einschließlich der konzernweiten Personal- und Gemeinkosten ab. Die Erträge aus dem Verkauf der selbst entwickelten Wind- und Solarparks generieren das Jahresergebnis und werden zur Zahlung von Steuern und Dividenden sowie zur Bildung von Liquiditätsrücklagen verwendet.

Die Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks soll ausgebaut werden durch:

―	Übernahme selbst entwickelter und errichteter Projekte
―	Zukauf von operativen Wind- und Solarparks
―	Repowering des Eigenbestands
―	Optimierung und Effizienzsteigerung

Etwa die Hälfte der selbst entwickelten Projekte sollen in den Eigenbestand übernommen werden, die andere Hälfte ist für den Vertrieb vorgesehen. Die Unternehmensführung behält sich vor, dieses Verhältnis je nach Geschäftslage anzupassen.

Unterschiedliche Wachstumsdynamik

Das Unternehmenswachstum erfolgt in den einzelnen Segmenten in unterschiedlicher Weise. Im Bereich Projektentwicklung treibt Energiekontor das Wachstum durch die Verstärkung der Standortakquisition und des regionalen Ansatzes sowie die Expansion in neue Märkte voran. Demgegenüber wächst der Bereich Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks dadurch, dass das Unternehmen Projekte aus der Projektentwicklung in den eigenen Bestand übernimmt oder externe operative Windparks zukauft. Je mehr Windparks in den Eigenbestand übergehen, umso stärker steigen die Cash-Überschüsse aus dem Stromverkauf und der Betriebsführungstätigkeit. Damit wiederum stehen mehr Mittel für die Projektentwicklung zur Verfügung, um das Wachstum zu forcieren. Das weitere Wachstum wird somit im Wesentlichen durch den weiteren Ausbau des Eigenparkportfolios und die Steigerung der Cash-Überschüsse aus dem Betrieb eigener Windparks und der Betriebsführung determiniert. Verstärkt wird dieser organische Wachstumsprozess durch flankierende Innovations- und Effizienzmaßnahmen, die zu weiteren Ertragssteigerungen führen und den Cash-Überschuss aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks weiter erhöhen.

Wachstumsmodell der Energiekontor AG

Ein positiver Nebeneffekt dieser Wachstumsstrategie besteht darin, dass die Abhängigkeit vom Projektvertrieb und den Einnahmen aus Projektverkäufen reduziert wird. Selbst wenn keine Einnahmen aus Projektverkäufen erzielt werden könnten, ist die Liquiditätsausstattung des Konzerns sowie die Finanzierung der Projektentwicklung (einschließlich der konzernweiten Personal- und Gemeinkosten) durch die erwirtschafteten Cash-Überschüsse aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks und der Betriebsführung sichergestellt. Das Risiko finanzieller Schieflagen ist dadurch weitestgehend minimiert. Das Energiekontor-Wachstumsmodell unterscheidet sich insofern auch von den Geschäftsmodellen vieler Wettbewerber in der Branche, die nicht über ein vergleichbares Portfolio an eigenen Windparks verfügen.

Wirtschaftliche Zielsetzung

Mit dieser Strategie plant Energiekontor mittelfristig, das EBT aus der Projektentwicklung stabil und nachhaltig auf ca. € 30 Mio. p. a. zu erhöhen. Hierbei ist bereits berücksichtigt, dass die Errichtungsgewinne der für den Eigenbestand vorgesehenen Windparks im Rahmen der Konzernkonsolidierung eliminiert werden und sich nicht auf den Konzerngewinn auswirken.

Der Ausbau des Portfolios an konzerneigenen Windparks soll Energiekontor als mittelständischen regenerativen Stromproduzenten etablieren und eine weitgehende Unabhängigkeit von allgemeinen Marktentwicklungen gewährleisten. Es ist geplant, den Eigenparkbestand weiter auszubauen und mit den Einnahmen aus dem Eigenparkbestand und der Betriebsentwicklung nachhaltig ein EBT von € 25-30 Mio. p. a. zu erwirtschaften.

Der Ausbau des Eigenparkportfolios soll dabei aus der eigenen Projektentwicklung, dem Repowering von Bestandsparks und ggf. dem Zukauf von Fremdparks erfolgen. Die Finanzierung dieser Neuinvestitionen ist durch Projektfinanzierungskredite, projektbezogene Anleihen, Eigenleistung sowie laufende Liquiditätsüberschüsse aus dem Betrieb des Eigenparkportfolios vorgesehen.

Energiekontor hat in den vergangenen Jahren die Voraussetzungen für einen stabilen und nachhaltigen Wachstumskurs geschaffen und ist für die Herausforderungen der Zukunft in einem kompetitiven Marktumfeld bestens gerüstet.

Innovation (Forschung und Entwicklung)

Die Gesellschaft betreibt keine Forschung und Entwicklung im klassischen Sinn. Allerdings sind insbesondere die im Geschäftsbereich Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges zusammengefassten Aktivitäten darauf ausgerichtet, die Leistungsfähigkeit und die Effizienz der Wind- und Solarparks zu verbessern. Dazu gehören neben dem Repowering konzerneigener Windparks oder der vorbeugenden Instandhaltung der Anlagen auch technologische Innovationen, wie die Optimierung der Blattaerodynamik und die Rotorblattverlängerung.

Bei Letzterem handelt es sich um ein Verfahren zur Vergrößerung des Rotordurchmessers, für das der Energiekontor AG ein Patent erteilt wurde. Seit mehreren Jahren laufen hierzu erfolgreich Tests an Prototypen der 1-MW-Klasse in Deutschland und Portugal. Die Auswertung der Testergebnisse lässt auf Mehreinnahmen von rund 7 Prozent schließen. Bereits 2013 wurden in Portugal Genehmigungen für 26 Anlagen der 1,3-MW-Klasse erteilt. Mittlerweile wurde ein ganzer Windpark, bestehend aus zehn dieser 1,3-MW-Anlagen, mit der Rotorblattverlängerung ausgestattet. Die Ausstattung weiterer Anlagentypen ist in Vorbereitung. Die Nutzung dieses Verfahrens ist immer dann sinnvoll, wenn kurz- bis mittelfristig kein Repowering des Projekts möglich ist. Der Einsatz der Rotorblattverlängerung soll bei Eigenparks, aber auch bei Fremdparks stark ausgebaut werden. Auf der Iberischen Halbinsel soll das System in Zukunft verstärkt erprobt und dann in den Regelbetrieb übernommen und vermarktet werden.

Steuerungssystem

Die Steuerung der Energiekontor-Gruppe basiert auf dem regelmäßigen Austausch zwischen der Geschäftsleitung und den einzelnen Unternehmenseinheiten. Hierzu finden wöchentliche Sitzungen und ggf. anlassbezogene Sondermeetings statt. Das interne Steuerungssystem umfasst alle Unternehmensbereiche. So können kurze Reaktionszeiten auf Veränderungen in allen Bereichen und auf allen Entscheidungsebenen der Energiekontor-Gruppe gewährleistet werden.

Ausgangspunkt für die Steuerung der Gruppe bzw. der einzelnen Unternehmenseinheiten sind die innerhalb der Führungsebene erarbeiteten nachhaltigen Zielvorgaben, die sich aus der Gesamtstrategie ableiten. Hierzu gibt es interne Richtlinien zu Prozessen, Kostenstrukturen und Risikobewertung.

In Monats-, Quartals- und Wochenzyklen berichten die einzelnen Unternehmenseinheiten über die aktuellen Entwicklungen und über etwaige oder potenzielle Zielabweichungen. Neben diesen operativen Indikatoren werden laufend die Marktsituation sowie anstehende regulatorische, rechtliche und politische Änderungen in den einzelnen Ländermärkten analysiert und bewertet, um frühzeitig in den entsprechenden Gremien über geeignete Strategien und Maßnahmen entscheiden zu können.

Die Steuerung der Aktivitäten in den operativen Einheiten erfolgt auf Basis ausgewählter Steuerungsgrößen. Die wichtigsten operativen Steuerungsgrößen sind die Akquisitions-, Rohmargen- und Cash-Überschussziele in den einzelnen Segmenten und Bereichen. Für jeden Bereich und jedes Segment existieren spezifische Zielvorgaben, an denen der Erfolg des Geschäftsverlaufs gemessen wird.

Die Rohmargen sind dabei als Differenz zwischen den erwarteten Verkaufserlösen und den externen Herstellkosten der Wind- und Solarparks zum Zeitpunkt der Kreditvalutierung definiert. Die Kreditvalutierung entspricht dem Zeitpunkt, an dem das Eigenkapital bereitgestellt, der erste Abruf aus der Projektfinanzierung ausgezahlt und die aufschiebenden Bedingungen in den Bau- und Lieferverträgen aufgehoben werden. Die erwarteten Verkaufserlöse werden unter Zugrundelegung der Zielrenditen des Investorenmarktes und der Parameter aus der Projektfinanzierung ermittelt. Die üblichen Zielrenditen des Investorenmarktes fungieren als Richtwert und sind aus aktuellen Preisindikationen und den in der Vergangenheit getätigten Transaktionen bekannt.

Die nachhaltigen Rohmargenziele bilden die zentrale Grundlage für die Budgetplanung und Ressourcenallokation. Eine wichtige Rolle im Rahmen der Ressourcenallokation spielen darüber hinaus die Akquisitionsziele der einzelnen Projektentwicklungsbereiche (Inland, Ausland, Solar, Repowering), da durch die Projekt- und Standortakquisition die Grundlagen für das nachhaltige Unternehmenswachstum in der Zukunft gelegt werden. Schon in der frühen Phase vor Abschluss der Standort-Nutzungsverträge werden Wirtschaftlichkeits- und Sensitivitätsanalysen mit festgelegten Wirtschaftlichkeits-Parametern durchgeführt, um durch die Akquisitionsaktivitäten eine belastbare Projektpipeline aufzubauen, die auch möglichen Veränderungen der regulatorischen oder der sonstigen ökonomischen Rahmenbedingungen (Einspeisevergütung, Anlagenkaufpreise, Zinsniveau etc.) standhält.

Bestimmte Bereiche mit regelmäßigen Einnahmen wie z. B. die Betriebsführung oder die Vertriebsbereiche werden als Profit-Center geführt. Für diese Bereiche werden Cash-Überschussziele definiert, worunter die geplanten Liquiditätsüberschüsse aus Liquiditätszugängen und Liquiditätsabgängen innerhalb einer Planungsperiode zu verstehen sind. Ziel der Profit-Center ist es, Cash-Überschüsse zu erwirtschaften bzw. die Profit-Center zumindest mit einem ausgeglichenen Liquiditätssaldo zu führen.

Die übergeordnete Steuerungsgröße für die Energiekontor AG und den Konzern ist das EBT (Earnings Before Taxes), das für die einzelnen operativen Einheiten auf unterschiedliche Rohmargen- und Cash-Überschussziele heruntergebrochen wird. Das EBT entspricht dem Ergebnis vor Steuern. Es unterscheidet sich vom EBIT (Earnings Before Interest and Taxes) dadurch, dass das Zinsergebnis bereits berücksichtigt ist, und wird wie folgt ermittelt:

Umsatzerlöse

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+ / -	Bestandsveränderungen und aktivierte Eigenleistungen
\=	Gesamtleistung
+	Sonstige betriebliche Erträge
\=	Betriebsleistung
-	Materialaufwand	\= Betriebsaufwand
-	Personalaufwand	\= Betriebsaufwand
-	Abschreibungen	\= Betriebsaufwand
-	Sonstige betriebliche Aufwendungen	\= Betriebsaufwand
\=	EBIT (Betriebsergebnis)
+ / -	Zinsergebnis
\=	EBT (Ergebnis vor Steuern)

Insgesamt erfolgt die Planung, Budgetierung und Steuerung der Energiekontor-Gruppe auf der Grundlage eines ausgeprägt liquiditätsorientierten Ziel- und Steuerungssystems, anhand dessen der Geschäftserfolg einzelner Bereiche und des Gesamtunternehmens relativ einfach ermittelt und gemessen werden kann.

WIRTSCHAFTSBERICHT

Gesamtwirtschaftliche und branchenspezifische Rahmenbedingungen

Nach einem eher schwachen Jahr 2016 sollten die ökonomischen Aktivitäten 2017 und 2018 insbesondere in den Wachstumsmärkten der Schwellenländer wieder Fahrt aufnehmen, prognostiziert der Internationale Währungsfonds (IWF) in der Januarausgabe seines World Economic Outlook1 . Während den führenden Wirtschaftsnationen im Mittel eine Steigerung des Wirtschaftswachstums von 1,6 Prozent im Jahr 2016 auf 1,9 bzw. 2,0 Prozent in den darauffolgenden zwei Jahren zugetraut wird, erwarten die Wirtschaftsexperten des IWF in den aufstrebenden Schwellenländern nach 4,1 Prozent im Jahr 2016 für die Jahre 2017 und 2018 durchschnittliche Wachstumsraten von 4,5 bzw. 4,8 Prozent.

In Deutschland fällt das erwartete Wachstum mit jeweils 1,5 Prozent für 2017 und 2018 gegenüber 1,7 Prozent im Jahr 2016 trotz einer Heraufsetzung der Wachstumsprognosen für Deutschland, Japan, Spanien und Großbritannien eher moderat aus. Demgegenüber werden in den USA bei gleicher Ausgangslage im Jahr 2016 aufgrund erwarteter Steueranreize für die kommenden zwei Jahre Wachstumsraten von deutlich über 2 Prozent erwartet. Es wird allerdings eingeräumt, dass die politische Entwicklung unter der neuen Administration in den Vereinigten Staaten erst einmal abgewartet werden muss, bevor auch die internationalen Auswirkungen besser eingeschätzt werden können.

In China nimmt das Wirtschaftswachstum im Zuge des Übergangs von Investitionen in den Aufbau der Infrastruktur zu einer Konsum- und Dienstleistungsgesellschaft zwar tendenziell ab. Mit 6,7 (2016), 6,5 (2017) und 6,0 Prozent (2018) liegt die erwartete Zunahme des Bruttoinlandsprodukts in diesem Land aber immer noch deutlich über dem globalen Durchschnitt von 3,1 Prozent im Jahr 2016 bzw. geschätzten 3,4 und 3,6 Prozent für die Jahre 2017 und 2018. Insgesamt liegt der Vorhersage des IWF ein sich festigender Ölpreis zugrunde.

Auch das Branchenwachstum im Bereich der erneuerbaren Energien fällt weiterhin recht unterschiedlich aus. Spitzenreiter bleibt China, sowohl bei der Windkraft als auch der Solarenergie. Zusammen mit den USA deckt die Volksrepublik jeweils deutlich mehr als die Hälfte des jährlichen Zubaus an Wind- und Solarkraft ab. Demgegenüber sorgten Kürzungen bei der Förderung von erneuerbaren Energien und Diskussionen um den Fortbestand der Förderbedingungen in einigen europäischen Industrieländern für leichte Rückgänge der Zubauzahlen und Unsicherheiten bei Investitionen. Mit offenen Fragen behaftet sind auch der Brexit in Europa und die Ankündigung der Einführung von Schutzzöllen in den USA.

Antrieb für das weitere Branchenwachstum bleiben dennoch vor allem die internationalen Ziele zu Klimaschutz und nachhaltiger Energieversorgung. Die Länder innerhalb der EU haben sich zu verbindlichen Ausbauzielen verpflichtet. Das internationale Abkommen als Ergebnis der UN-Klimakonferenz in Paris Ende 2015 hat gezeigt, dass mittlerweile ein weltweiter Konsens bzgl. des Klimaschutzes und der notwendigen Eindämmung von Kohlendioxidemissionen herrscht, auch wenn dies im Zuge von Regierungswechseln zuweilen infrage gestellt wird.

Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien sinken auch die Stromgestehungskosten. In Europa wird der Preis für den Strom aus erneuerbaren Energien zunehmend über Ausschreibungen geregelt. Das Ziel ist, die erneuerbaren Energien an die freien Marktbedingungen heranzuführen. In manchen Regionen konkurrieren die führenden erneuerbaren Technologien, Windenergie und Photovoltaik, mittlerweile direkt mit Strom aus konventionellen Energieträgern.

Nachfolgend werden die Kernmärkte sowie die neuen Märkte der Energiekontor AG für die Bereiche Wind und Solar im Einzelnen betrachtet.

Wind

2016 wurden weltweit rund 55 GW an Windkraft neu installiert. Das sind etwa 14 Prozent weniger als im Vorjahr (63,6 GW). Dieser Rückgang ist im Wesentlichen auf die geringere Anzahl an Neuinstallationen in China zurückzuführen, wo 2016 mit einer Gesamtleistung von 23,3 GW immer noch die mit Abstand meisten neuen Windparks errichtet wurden (30,5 GW im Vorjahr). Den nächsthöchsten Zuwachs an Windkraft verzeichneten mit 8,2 GW erneut die USA (8,6 GW im Vorjahr)2 .

Beim europäischen Spitzenreiter Deutschland ging die Gesamtleistung an neu installierten Anlagen zwar insgesamt von 6,0 GW im Vorjahr auf 5,4 GW im Jahr 2016 zurück. Dies lag allerdings daran, dass 2016 deutlich weniger neue Offshore-Kapazität ans Netz ging als 2015. So verzeichnete der reine Zubau an Land in Deutschland 2016 einen weiteren Zuwachs auf 4,6 GW (3,7 GW im Vorjahr). Netto, also unter Berücksichtigung des Rückbaus alter Anlagen, wurde 2016 in Deutschland mit etwa 4,3 GW mehr Kapazität an Land zugebaut als Deutschland insgesamt an Offshore-Windparks betreibt. In Frankreich entstanden 1,6 GW an neu installierter Windkraft, gefolgt von den Niederlanden (0,9 GW) und Großbritannien (0,7 GW).

Damit steht in China mit einer akkumulierten Gesamtleistung von 169 GW mehr als ein Drittel aller weltweit installierten Windkraftanlagen, zusammen mit den USA (82 GW) sind es über die Hälfte. Deutschland verfügt Ende 2016 über eine Gesamtkapazität von 50 GW an Windkraft, 46 GW davon an Land. Die weltweit installierte Leistung stieg 2016 auf 487 GW insgesamt (432,4 GW im Vorjahr)2 .

1) International Monetary Fund (IMF / IWF): World Economic Outlook, Update vom 16. Januar 2017

2) Global Wind Energy Council (GWEC): "Global Wind Statistics 2016" vom 10. Februar 2017

Deutschland

In Deutschland sollen bis zum Jahr 2025 im Rahmen der Energiewende 40 bis 45 Prozent des benötigten Stroms aus erneuerbaren Energien generiert werden, bis zum Jahr 2035 sollen es 55 bis 60 Prozent sein. Bis zum Jahr 2050 soll der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch sogar auf mindestens 80 Prozent gesteigert werden3 .

Den Rahmen für den Ausbau regenerativer Energien bildet in Deutschland das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Seit der Einführung des EEGs stieg der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 6 Prozent im Jahr 2000 auf über ein Drittel im Jahr 2016.

Seit Anfang des aktuellen Geschäftsjahres gilt in Deutschland das neue EEG 2017. Darin ist festgelegt, dass die Förderung der erneuerbaren Energien für neue Genehmigungen ab dem 1. Januar 2017 über ein Ausschreibungsmodell geregelt wird. Die erste Ausschreibung für Onshore-Wind für Projekte einer Gesamtleistung von 800 MW findet im Mai 2017 statt. Es folgen zwei weitere Ausschreibungen über jeweils 1.000 MW im August und November 2017. Die Gesamtmenge der geförderten Leistung für Onshore-Windenergie ist damit auf 2.800 MW pro Jahr begrenzt. Das gilt auch für die Jahre 2018 und 2019 (Ausschreibungen für jeweils 700 MW im Februar, Mai, August und Oktober). Ab 2020 soll die Gesamtkapazität auf 2.900 MW erhöht werden.

Dem Ausschreibungsprozedere wird ein einstufiges Referenzertragsmodell zugrunde gelegt. Demnach gilt ein einziger Fördersatz über einen Zeitraum von 20 Jahren. Geboten wird einheitlich auf einen 100-Prozent-Referenzstandort, der über die durchschnittlich zu erwartende Windgeschwindigkeit definiert ist. Abhängig von der Standortqualität des konkreten Projekts (Windhöffigkeit), für das geboten wird, ergibt sich die tatsächliche Vergütungshöhe durch Korrekturfaktoren entlang der Referenzertragskurve (ein windschwacher Standort wird höher vergütet als ein windstarker). Damit verschiebt sich die Wirtschaftlichkeit deutlich zugunsten windschwacher Standorte, was dem Wunsch nach einem Ausbau der Windenergie bis nach Süddeutschland entspricht. Für die erste Ausschreibungsrunde im Mai 2017 ist der Höchstgebotspreis für den 100-Prozent-Referenz-standort auf 7 €-Cent / kWh festgelegt.

Seit Einführung des EEG im Jahr 2000 galt für die Förderung der Windenergie an Land das zweistufige Referenzertragsmodell. Die Vergütung des in den Windparks erzeugten Stroms erfolgte dabei in zwei Stufen. Dabei fiel eine erhöhte Anfangsvergütung nach mindestens fünf Jahren auf die sogenannte Grundförderung zurück. Die Dauer des Zeitraums, in der die erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird (maximal 20 Jahre), hing dabei von der Güte des Standorts ab; je windschwächer der Standort, desto länger der Zeitraum einer erhöhten Anfangsvergütung. Diese Regelung gilt noch für alle Windparks, die bis zum 31. Dezember 2016 eine Genehmigung erhalten haben und bis zum 31. Dezember 2018 in Betrieb genommen werden.

Mit der EEG-Novelle 2014 wurde außerdem die Festlegung eines Ausbaukorridors eingeführt. Dieser bestimmt seitdem die bereits im Vorgänger-EEG enthaltene Degression des zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme fixierten Vergütungssatzes. Als Ziel wurde ein jährlicher Zubau von 2.500 MW gesetzt. Je mehr diese Zielmarke durch tatsächlich installierte Leistung an Windkraftanlagen überschritten wird, desto drastischer fällt die Degression des Vergütungssatzes aus (sogenannter "atmender Deckel"). Im Falle von Repowering-Projekten wird auf diesen Ausbaupfad von 2.500 MW nur der Teil angerechnet, der die ursprüngliche Leistung am jeweiligen Standort übersteigt.

Im Jahr 2017 wird die Förderung (Grundvergütung und erhöhte Anfangsvergütung) der bis zum 31. Dezember 2016 genehmigten Windparks je nach Inbetriebnahmedatum der Anlagen ab dem 1. März 2017 gleichmäßig über sechs Monate um jeweils 1,05 Prozent pro Monat abgesenkt. Ab dem 1. Oktober 2017 verringert sich der anzulegende Wert dann quartalsweise gemäß dem oben beschriebenen "atmenden Deckel" in Abhängigkeit vom jährlichen Zubau von Windenergieanlagen an Land (die höchste Degression unterstellt um 2,4 Prozent). Für das Jahr 2017 entspricht diese Degressionskaskade einer Absenkung der Vergütung von 8,38 €-Cent / kWh zum 1. Januar 2017 auf 7,68 €-Cent / kWh zum 1. Dezember 2017. Ziel dieser unterjährigen Degression ist die zügige Inbetriebnahme bereits genehmigter Projekte sowie die Angleichung der Förderhöhe an die im Zuge der Ausschreibungen zu erwartenden Vergütungen.

Trotz der 2017 und 2018 zusätzlich zur Ausschreibungsmenge von je 2.800 MW in Betrieb genommenen Kapazität aus der Fertigstellung der bis zum 31. Dezember 2016 genehmigten Projekte (laut Bundesverband für Windenergie, BWE, etwa 8,4 GW) rechnet Energiekontor in Deutschland neben der rapide sinkenden Vergütung mit einem deutlichen Rückgang an neu installierter Windparkleistung. Der Festlegung eines Höchstgebotspreises, der die gewünschte Hinführung zum freien Wettbewerb konterkariert, sowie dem Versuch einer gegenüber den Vorjahren signifikanten Begrenzung des jährlichen Zubaus durch die Ausschreibungskontingente steht Energiekontor kritisch gegenüber.

Als Besonderheit des neuen EEGs 2017 kommt die Festlegung sogenannter Netzausbaugebiete hinzu. Als solche sind die nördlichen Bundesländer Niedersachsen (teilweise), Bremen / Bremerhaven, Hamburg, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern gekennzeichnet, in denen die Gesamtmenge der in den Ausschreibungen bezuschlagten Projekte auf 58 Prozent der in den Jahren 2013 bis 2015 durchschnittlich in Betrieb genommenen Kapazität begrenzt wird. Durch die große Anzahl neuer Projekte in den Schwerpunktregionen Nordrhein-Westfalen und Brandenburg sowie den Ausbau neuer Ländermärkte ist Energiekontor von dieser Regel nur marginal betroffen.

Positiv bewertet Energiekontor hingegen die Voraussetzungen für die Teilnahme an den Ausschreibungen. Demnach müssen die eingereichten Projekte über eine Genehmigung verfügen. Außerdem wird eine finanzielle Sicherheit von 30.000 Euro pro Megawatt installierter Nennleistung gefordert. Energiekontor begrüßt diese Bedingungen, da auf diese Weise strategisches Bieten unterbunden und die Projektrealisierung sichergestellt wird.

3) Website des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi)

Großbritannien

Die Förderung regenerativer Energien wurde in Großbritannien nach der Parlamentswahl im Mai 2015 deutlich reduziert. Für die Zeit zwischen 2015 und 2017 war ursprünglich ein Übergang zu einem neuen, wie in Deutschland auf Ausschreibungen basierenden Vergütungssystem vorgesehen. Dieses beruht auf sogenannten Contracts for Difference (CfD), einer dem deutschen Marktprämienmodell ähnlichen Struktur, die den Differenzwert zwischen Marktpreis und einer festgelegten Obergrenze (award price) vergütet. Diese Differenzpreise werden durch ein Ausschreibungsverfahren ermittelt. Seit Einführung des CfD ist Onshore-Wind jedoch von den Ausschreibungen ausgenommen und es ist fraglich, ob es in absehbarer Zeit Ausschreibungen für Windparks an Land geben wird.

Onshore-Wind wird in Großbritannien mittlerweile von einigen verantwortlichen Regierungsvertretern als "reife" Technologie angesehen. Entsprechend möchte die konservative Regierung den Ausbau von Windkraft an Land eindämmen. Dies betrifft überwiegend England, da in Schottland ein davon unabhängiges, eigenes Planungsrecht besteht und eigene Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien bestimmt werden können. In Schottland erfährt die Windenergie nach wie vor Unterstützung, auch wenn das Vergütungssystem für ganz Großbritannien in London festgelegt wird.

Die Basis für die Realisierung von Windparks in Großbritannien bilden langfristig vereinbarte Stromabnahmeverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs). Diese PPAs werden normalerweise zwischen der Betreibergesellschaft und dem Energieversorger abgeschlossen. Bei den Energiekontor-Projekten werden die PPAs hingegen direkt zwischen der Betreibergesellschaft und dem Endabnehmer, zumeist große internationale Industrieunternehmen, verhandelt. In einem PPA wird die Grundvergütung des produzierten Stroms für eine feste Laufzeit vereinbart.

Darüber hinaus erhielt die Projektgesellschaft vor der Einführung des CfD-Systems Zertifikate, die sogenannten Renewable Obligation Certificates (ROCs). Die insgesamt resultierende Vergütung pro Kilowattstunde war damit bisher deutlich höher als beispielsweise in Deutschland. Bis auf wenige Ausnahmen für bereits genehmigte Projekte, die außerdem über einen Netzanschluss und einen Nutzungsvertrag (option agreement) verfügen, ist das ROC-System bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung von Windparks nicht mehr relevant. Die meisten Windparks erhalten jedoch weiterhin Embedded Benefits, eine Vergünstigung für Kraftwerke, die nicht in das Hochspannungsnetz einspeisen, sondern nur das Mittelspannungsnetz nutzen.

Zudem wurden die Vorschriften für die Genehmigungen in England verschärft. Künftig sollen Projekte nur dann genehmigt werden, wenn sie gemäß einem "development plan" in einem für Wind ausgewiesenen Gebiet liegen. Schottland ist hiervon nicht betroffen. Darüber hinaus werden die lokalen Kommunen nun stärker beim Genehmigungsprozess berücksichtigt (community backing). Ähnlich wie in Deutschland gilt es also, die Attraktivität der Windparks auch für die ansässigen Bewohner und Gemeinden, z. B. durch mögliche Beteiligungsmodelle, zu erhöhen. Für Projekte über 1,5 MW Nennleistung wurde zudem der Einspeisetarif (feed-in tariff) als Förderung abgeschafft.

Als verlässliche Vertragsgrundlage für die Planung und den Bau von Windparks in Großbritannien bleibt daher zurzeit neben dem Verkauf des Stroms an der Strombörse zu den jeweiligen Marktpreisen nur die Möglichkeit, lang laufende PPAs (mehr als 15 Jahre Laufzeit) direkt mit industriellen Stromabnehmern zu vereinbaren (sogenannte Enduser PPAs). Dieses Geschäftsmodell erfordert die Konzentration auf großflächige windstarke Standorte - eine Strategie, die Energiekontor bereits seit einigen Jahren mit der Sicherung von Flächen in Schottland verfolgt.

Der beschlossene Austritt Großbritanniens aus der EU (Brexit) hat insoweit einen Einfluss auf das Geschäft der Energiekontor AG, als die mögliche Wiedereinfuhr von Zöllen sowie Zinsschwankungen die Kosten für den Bau von Windparks sowie deren Finanzierung erhöhen könnten. Solche Effekte werden in den Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Entwicklungsprojekte von Energiekontor bereits eingepreist. Durch Währungsschwankungen würden im Wesentlichen die Einnahmen aus britischen Windparks im Eigenbestand beeinflusst. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass es kurzfristig gewisse Unsicherheiten über mögliche Auswirkungen des Brexit auf den europäischen Binnenmarkt gibt und Investitionen anderer EU-Staaten in Großbritannien möglicherweise vorläufig zurückgehalten werden. Mittelfristig rechnet Energiekontor jedoch mit keinen nachhaltigen Auswirkungen auf das Projektgeschäft im Bereich der erneuerbaren Energien.

Portugal

Die Talsohle der Rezession ist in Portugal nach Angaben des Auswärtigen Amtes seit 2013 überschritten. Dennoch erholt sich die Wirtschaft nur langsam von den Folgen der Wirtschafts- und Finanzmarktkrise, was sich auch beim Ausbau erneuerbarer Energien widerspiegelt.

Dabei gilt Portugal als eines der fortschrittlichsten europäischen Länder mit Blick auf die Umwelt-, Klima- und Energiepolitik. Die ehrgeizigen Pläne der portugiesischen Regierung sehen vor, dass 31 Prozent des Gesamtenergieverbrauchs in Portugal bis 2020 durch regenerative Energien gedeckt werden. 2015 waren es bereits rund 25 Prozent4 . 2016 trugen Wasserkraft, Wind, Solar und andere erneuerbare Energien weit über die Hälfte zur Stromproduktion in Portugal bei5 .

Dennoch droht Portugal seine Ziele für 2020 zu verfehlen, weil der Ausbau erneuerbarer Energien seit Jahren ins Stocken geraten ist. So gibt es weiterhin keine neuen Ausschreibungsverfahren zur Vergabe von Netzlizenzen als Voraussetzung für die Entwicklung neuer Projekte. Genau wie in Deutschland sind in Portugal die Energieversorger zur Abnahme von Windstrom gesetzlich verpflichtet. Zwar können Netzanschlüsse für Wind- und Solarparks beantragt werden, allerdings erfolgt die Vergütung des Stroms zu den allgemeinen Strommarktpreisen. Insbesondere die Investitionstätigkeiten aus dem Ausland entwickeln sich jedoch nach wie vor zögerlich.

Während es Tendenzen der Regierung gibt, den Bau weiterer Projekte im Bereich erneuerbarer Energien zu vereinfachen, erhöhen sich vielerorts die Auflagen hinsichtlich Umwelt- und Naturschutz. Für einen Netzzugang braucht der Projektierer daher zwei wesentliche Voraussetzungen: eine ausreichende Kapazität für die Aufnahme eines weiteren Wind- oder Solarparks am Netzanschlusspunkt und eine positive Umweltverträglichkeitsprüfung.

Eine Möglichkeit des Ausbaus von Windenergie in Portugal besteht in der Nutzung sogenannter Überkapazitäten. Unter bestimmten Voraussetzungen erlaubt hiermit der Gesetzgeber, an bereits genehmigten Netzanschlusspunkten eine gewisse Anzahl weiterer Windkraftanlagen zu bauen.

4) Sara Stefanini: "Portugal's clean-power problem", Artikel vom 5. September 2016

5) Website des portugiesischen Verbands für erneuerbare Energien, APREN (Associação Portuguesa de Energias Renováveis)

Niederlande

Die niederländische Regierung hat sich zum Ziel gesetzt, die Windenergie an Land bis 2020 auf 6.000 MW auszubauen. Das bedeutet in etwa eine Verdopplung gegenüber der Kapazität, die Ende 2015 verfügbar war. Bis Ende 2020 sollen 14 Prozent des gesamten Energieverbrauchs aus regenerativen Quellen stammen, bis 2023 sollen es 16 Prozent sein.

Die Förderung von erneuerbaren Energien wird in den Niederlanden durch das aktuelle Gesetz zur "Stimulering Duurzame Energieproductie" (SDE+) geregelt, dem ähnlich wie im deutschen EEG ein Ausschreibungssystem zugrunde liegt. Seit 2015 ist die Förderung von Onshore-Windenergie nach Windgeschwindigkeiten differenziert. Die maximale Vergütung (Börsenstrompreis + Prämie) liegt je nach Windgeschwindigkeit momentan etwa zwischen 6,2 €-Cent / kWh und 8,5 €-Cent / kWh. Die Förderdauer beträgt 15 Jahre mit der Option der Verlängerung um ein Jahr, abhängig davon, inwieweit der jährliche Fördertopf für Windparks ausgeschöpft ist.

Die Voraussetzungen für einen Antrag auf Förderung sind Genehmigung, Machbarkeitsstudie, Windgutachten und Nutzungsverträge. Bis 2020 steht ein festes Jahresbudget von jeweils € 8 Milliarden zur Verfügung. Die Förderung erfolgt dabei in mehrere Phasen, in denen man für jede Windkategorie einen Antrag einreichen kann. Sobald die Fördergrenze erreicht ist, geht es in eine freie Ausschreibung, in der alle Technologien um die restliche Fördermenge miteinander konkurrieren und der Antrag mit dem niedrigsten Gebot als erstes bearbeitet wird. Die Zuständigkeit für die Genehmigung liegt bei den einzelnen Provinzen und Gemeinden. Erst ab einer Größe von 100 MW entscheiden Staat und Provinzen gemeinsam über die Genehmigung.

Frankreich

Mit dem im August 2015 verabschiedeten "Loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte", dem französischen Energiewendegesetz, kurz: LTE, setzt sich Frankreich ambitionierte Ziele für den Ausbau der erneuerbaren Energien. So soll u. a. der Anteil an erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch bis 2020 auf 23 Prozent und bis 2030 auf 32 Prozent gesteigert werden (Ende 2015 waren es 14,9 Prozent)6 . Außerdem soll der Anteil der Kernenergie am Strommix bis zum Jahr 2025 auf 50 Prozent reduziert werden (derzeit noch über 70 Prozent).

Ausgehend von knapp 12 GW zum Ende 2016 soll die Kapazität an Onshore-Windenergie in Frankreich bis 2018 auf 14,3 GW und bis 2023 auf 21,8-26 GW ausgebaut werden.

Im Laufe des Jahres 2016 wurden die Modalitäten für die Vergütung von Strom aus Onshore-Windkraftanlagen konkretisiert. Nach deutschem Vorbild wurde eine Direktvermarktungspflicht für Onshore-Windparks eingeführt, die das bisherige Tarifmodell ersetzen soll. Demnach erhält der Betreiber eines Windparks zusätzlich zum jeweiligen Marktpreis eine "gleitende" Marktprämie, die dem Delta zwischen dem technologiespezifischen Referenztarif und einem nachträglich ermittelten, durchschnittlichen Referenzbörsenpreis entspricht7 .

Ab 2017 sollen die Direktvermarktung mit Marktprämie für Windparks bis zu sechs Anlagen und das Ausschreibungssystem für größere Windparks gelten.

USA

Der Ausbau erneuerbarer Energien in den USA ist nicht einheitlich geregelt. Ähnlich wie in Europa gibt es Ausbauziele für erneuerbare Energien, die allerdings nicht bindend und je nach Bundesstaat unterschiedlich definiert sind. Für 29 Bundesstaaten und Washington D.C. legen diese sog. Renewable Portfolio Standards (RPS) entweder absolute Ausbauziele in Megawatt oder einen prozentualen Anteil der erneuerbaren Energien am Energiemix im jeweiligen Staat fest. In Kalifornien und New York liegen diese RPS beispielsweise bei 50 Prozent bis 2030. Das ehrgeizigste Ziel mit 100 Prozent bis 2045 hat sich Hawaii gesetzt.

Wie in Großbritannien bildet auch in den USA ein PPA, also ein Stromabnahmevertrag zwischen der Projektgesellschaft und einem industriellen Großkunden oder einem Energieversorger, die Grundlage für die Wirtschaftlichkeit eines Projekts. Diese PPAs werden in der Regel über privat organsierte Ausschreibungen vergeben oder direkt verhandelt. Darüber hinaus gibt es in den USA kein zentrales Fördersystem, wie z. B. einen Einspeisetarif. Allerdings besteht die Möglichkeit, sich als "Qualified Facility" registrieren zu lassen. In diesem Fall muss der Netzbetreiber den Strom zu Stromgestehungskosten abnehmen (avoided cost). Zusätzlich gibt es auf Bundestaaten-, lokaler und staatlicher Ebene Fördersysteme. Für Projekte in der Größenordnung eines Energieversorgers sind die lokalen Förderprogramme eher nachrangig.

Eine indirekte Förderung wird jedoch auf staatlicher Ebene über Steuererleichterungen bereitgestellt. Die entsprechenden Mechanismen sind der Investment Tax Credit (ITC) bzw. der Production Tax Credit (PTC). Sie wurden ursprünglich Anfang der 90er Jahre eingeführt, 2009 von der Obama-Administration mit dem "American Recovery and Reinvestment Act (ARRA)" neu aufgelegt und 2015 durch den "Consolidated Appropriations Act" bis 2020 verlängert.

Für Windenergie kommt der PTC zum Tragen, also die steuerliche Geltendmachung der Überschüsse beim Verkauf von Strom aus Windkraftanlagen für die ersten zehn Betriebsjahre. Hierzu wird typischerweise ein Vertrag mit einem Tax Equity Investor (TEI), der die PTCs steuerlich nutzen kann, als Partner oder Betreiber der Anlagen abgeschlossen. Je nach Baubeginn der Windparks wird der PTC in den nächsten Jahren stufenweise reduziert (2017 um 20 Prozent, 2018 um 40 Prozent und 2019 um 60 Prozent)8 .

Darüber hinaus gibt es mit dem Modified Accelerated Cost Recovery System (MACRS) ein beschleunigtes Abschreibungssystem. Die Investition in eine auf erneuerbaren Energien basierende Anlage berechtigt in den USA zu einer Sonderabschreibung innerhalb von fünf Jahren. Zusätzlich können 50 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten im ersten Jahr abgeschrieben werden. Das MACRS findet dann nur für die restlichen 50 Prozent Anwendung. Während die MACRSs bestehen bleiben sollen, läuft die Möglichkeit der 50-prozentigen Sonderabschreibung sukzessive aus: 2018 sind es 40 Prozent, 2019 30 Prozent und 2020 0 Prozent.

Die Erfüllung der Renewable Portfolio Standards wird über sog. Renewable Energy Credits (RECs) gewährleistet. Diese RECs sind ähnlich wie Emissionszertifikate in Europa handelbar. Für eine Megawattstunde erhält man einen REC. Der REC-Preis liegt derzeit allerdings nur bei ca. 1 US-$ / MWh (Voluntary Market). Der Einfluss der RECs ist daher momentan minimal. Auf regionaler Ebene gibt es zusätzlich wesentlich teurere Zertifikate, die jedoch von der neu gewählten Trump-Administration abgeschafft werden könnten.

6) Ministère de l'Environnement, de l'Énergie et de la Mer: "Chiffres clés des énergies renouvelables - Édition 2016", Februar 2017

7) Deutsch-französisches Büro für die Energiewende: "Neuordnung der Fördermechanismen für erneuerbare Energien in Frankreich (Stand: Februar 2017)", März 2017

Abgesehen davon rechnet die Energiekontor-Gruppe nicht mit weiteren politischen Einschränkungen, die den Markt für erneuerbare Energien in den USA negativ beeinflussen könnten. Wie in Großbritannien beruht die Wirtschaftlichkeitsberechnung neuer Projekte in den USA für Energiekontor ausschließlich auf dem Abschluss von PPAs. Alle darüber hinaus gehenden Anreize wie z. B. die PTCs für Projekte mit Baubeginn vor Dezember 2019 sind daher "nice to have", aber keine notwendige Voraussetzungen für den Markteintritt in den USA.

8) Website des US Department of Energy (DoE)

Solar

Wie bei Wind dominiert China auch beim Zubau von PV-Anlagen den globalen Markt. 2016 wurde hier mit 34 GW mehr als doppelt so viel neue Kapazität installiert wie im Vorjahr (ca. 15 GW). Die akkumulierte Gesamtleistung an Photovoltaik belief sich in China Ende 2016 damit auf rund 77 GW. Wie bei Wind wurden auch im PV-Bereich mit etwa 139 bis 1510 GW die zweitmeisten Neuinstallationen in den USA vorgenommen, gefolgt von Japan mit 8,6 GW. In Europa kamen 2016 etwa 6,6 GW an neuer PV-Kapazität hinzu, der Großteil davon in Großbritannien, Deutschland, Frankreich und der Türkei. Damit waren in Europa Ende 2016 insgesamt rund 100 GW an PV-Leistung installiert. Mit einem geschätzten Zubau von 75 GW wurde weltweit die Marke von 300 GW überschritten9.

Während die PV-Branche ein weltweites Wachstum verzeichnet, bleiben die jährlichen Zubauzahlen von Photovoltaik (PV)-Anlagen in Deutschland seit 2013 auf einem relativ niedrigen Niveau. 2016 betrug die neu installierte Leistung gemäß Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme etwa 1,5 GW (gegenüber 1,4 GW im Vorjahr). Damit erhöhte sich die akkumulierte Gesamtkapazität an installierten PV-Anlagen Ende 2016 in Deutschland auf knapp 41 GW11.

In den Kernmärkten von Energiekontor bietet der Süden Portugals zwar geografisch sehr gute Voraussetzungen für die Nutzung von Solarenergie, allerdings gelten in Portugal derzeit die im Abschnitt "Wind" beschriebenen Einschränkungen. In Großbritannien beschränkt sich die Entwicklung von PV-Projekten für Energiekontor im Wesentlichen auf die Überlegung, die Netzanschlüsse eines Windparks am selben Standort u. U. gleichzeitig für einen Solarpark nutzen zu können. Ansonsten konzentrieren sich die Solaraktivitäten der Energiekontor-Gruppe derzeit auf die Märkte Deutschland, Frankreich und die USA.

9) PV Market Alliance: Pressemitteilung vom Januar 2017

10) Solar Energy Industry Association (SEIA): "U.S. Solar Market Has Record-Breaking Year, Total Market Poised to Triple in Next Five Years", 9. März 2017

11) Website des Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE): Energy Charts vom 2. Februar 2017

Deutschland

Seit 2015 ist in Deutschland eine finanzielle Förderung von Strom aus neu in Betrieb genommenen PV-Freiflächenanlagen nur noch über eine erfolgreiche Teilnahme an den zentralen Ausschreibungen der Bundesnetzagentur möglich. In den Jahren 2015 und 2016 wurde dazu eine Pilotphase mit jeweils drei Ausschreibungsrunden für insgesamt 500 MW und 410 MW durchgeführt. Von der ersten Ausschreibung im April 2015 bis zur Ausschreibung im Dezember 2016 fiel die durchschnittliche Förderhöhe sukzessive von 9,17 €-Cent / kWh auf 6,90 €-Cent / kWh.

Mit Inkrafttreten des EEG 2017 werden nun für alle Freiflächenanlagen ab einer Größe von 750 Kilowatt peak (kWp) die Förderhöhen im Zuge des Bieterverfahrens ermittelt. Die erste Ausschreibung fand im Februar 2017 statt. Zwei weitere im Abstand von jeweils vier Monaten sollen folgen. Ab 2017 ist mit jeweils drei Ausschreibungen ein jährliches Gesamtkontingent von 600 MW geplant.

Die potenziellen Standorte beschränken sich im Wesentlichen auf Konversionsflächen und Randbereiche (110-Meter-Streifen) entlang von Autobahnen und Eisenbahntrassen. Weitere Voraussetzungen für einen Zuschlag sind ein Aufstellungsbeschluss sowie die Bereitstellung einer Erstsicherheit in Höhe von € 5.000 pro MW bei Einreichen des Gebots. Im Falle einer Zuschlagserteilung kommt die Hinterlegung einer Zweitsicherheit von € 45.000 pro MW (€ 20.000 bei vorliegendem Satzungsbeschluss) hinzu, womit - ähnlich wie bei Wind - die Ernsthaftigkeit des Gebots sichergestellt werden soll.

Nach Meinung der Geschäftsleitung könnten größere Unternehmen wie die Energiekontor AG im Gegensatz zu kleineren Entwicklern aufgrund ihres größeren Gestaltungsspielraums vom Ausschreibungssystem profitieren. Um die Wirtschaftlichkeit der Projekte trotz des zunehmenden Margendrucks auch zukünftig aufrecht erhalten zu können, müssen Effizienzsteigerungen und Preissenkungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette möglich sein. In diesem Zusammenhang geraten die noch immer geltenden europäischen Schutzzölle gegen PV-Module aus China zunehmend in die Kritik, zumal heutzutage mittlerweile Module aus anderen Ländern zu deutlich geringeren Preisen angeboten werden.

Frankreich

Ausgehend von knapp über 7 GW installierter PV-Leistung zum Ende 2016 soll die Kapazität für Strom aus Photovoltaik in Frankreich bis 2018 auf 10,2 GW und bis 2023 auf 18,2 bis 20,2 GW ausgebaut werden.

Die Vergütung für Strom aus Freiflächenanlagen einer Größe von 500 kWp bis 17 MWp erfolgt in Frankreich seit 2016 über Ausschreibungen. Zwischen 2017 und Mitte 2019 sind sechs Ausschreibungsrunden mit jeweils 500 MW vorgesehen. Das Ausschreibungsvolumen ist dabei auf drei Anlagenkategorien verteilt: 300 MW für Freiflächenanlagen mit einer Leistung zwischen 5 MWp und 17 MWp (Kategorie 1), 135 MW für Freiflächenanlagen zwischen 500 kWp und 5 MWp (Kategorie 2) und 65 MW für Dachanlagen zwischen 500 kWp und 10 MWp (Kategorie 3).

Auch im PV-Bereich wird die Direktvermarktung eingeführt. Demnach bekommen alle Anlagen eine Marktprämie zusätzlich zum Strombörsenpreis. Für jede Kategorie gelten ein Mindest- und ein Maximalpreis. Im März 2017 hat das französische Energieministerium die Ergebnisse der ersten Runde veröffentlicht, bei der 79 Projekte mit Schwerpunkt auf Südfrankreich bezuschlagt wurden. Der durchschnittliche Gebotspreis lag bei 62,50 € / MWh für Kategorie 1, bei 68,1 € / MWh für Kategorie 2 und bei 105,6 € / MWh für Kategorie 312 .

12) Information des Deutsch-französischen Büros für die Energiewende, März 2017

USA

Ende 2016 war in den USA eine akkumulierte Gesamtkapazität an PV-Anlagen von rund 40 GW installiert und damit so viel wie im flächenmäßig fast 28-mal kleineren Deutschland.

Wie bei Windkraftanlagen bildet ein PPA, also ein Stromabnahmevertrag zwischen der Projektgesellschaft und einem industriellen Großkunden oder einem Netzbetreiber, auch für Solarparks in den USA die Grundlage für die Wirtschaftlichkeit eines Projekts.

Die zusätzlichen Fördermaßnahmen sind im Wesentlichen identisch mit den bereits im Abschnitt "Wind" beschriebenen. Anstelle des Production Tax Credits erfolgen die Steueranreize im Solarbereich jedoch über Investment Tax Credits (ITC).

ITCs erlauben es den Investoren, 30 Prozent der investierten Systemkosten von der Steuerlast abzuziehen. Anhängig vom Baubeginn der PV-Projekte wird der ITC in den Jahren 2020 auf 26 Prozent und 2021 auf 22 Prozent reduziert. Ab dem Jahr 2022 sind nur noch 10 Prozent Abzugsfähigkeit geplant. Um den ITC für ein Projekt wirksam werden zu lassen, bedarf es entweder eines Investors, der ITCs aktivieren kann oder, wie bei Windparks, der Integration eines Tax Equity Investors (TEI). Solche TEI müssen für mindestens fünf Jahre in der den PV-Park betreibenden Projektgesellschaft verweilen.

Aufgrund der exzellenten Globalstrahlung von zum Teil weit über 2.000 kWh / m2 a (Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr), etwa doppelt so viel wie an sehr guten deutschen Standorten, sind die erwarteten Stromgestehungskosten in den sonnenreichen Regionen der USA wie z. B. Arizona, New Mexico und Texas deutlich niedriger als in Europa.

Geschäftsverlauf nach Segmenten

a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)

Die Entwicklung in der Projektierung und dem Verkauf von Wind- und Solarparks verlief 2016 erneut sehr erfolgreich. Insgesamt wurden sechs von Energiekontor projektierte und fertiggestellte Projekte, fünf Windparks und ein Solarpark, mit einer Gesamtleistung von über 62 MW an Investoren veräußert. Darüber hinaus lagen dem Unternehmen zum Ende des Geschäftsjahres Genehmigungen für Windparks mit einer Gesamtkapazität von rund 100 MW vor, etwa 80 MW davon in Deutschland und 20 MW in Großbritannien.

Im Folgenden wird diese Entwicklung im Detail nach den einzelnen Regionen aufgeführt. Im Bereich Wind wurden im Geschäftsjahr 2016 in Deutschland bis auf eine Einzelanlage alle Projekte plangemäß fertiggestellt.

In der Schwerpunktregion Niedersachsen konzentrierten sich die Aktivitäten bisher vor allem auf den Landkreis Cuxhaven. So wurden in Debstedt im Laufe des Jahres 2016 acht der insgesamt elf bestehenden 1-Megawatt-Windkraftanlagen durch drei neue Anlagen von jeweils 4,5 MW Nennleistung ersetzt. Die Genehmigung für die vierte Anlage wurde noch im ersten Quartal 2016 erwirkt. Ende Mai 2016 wurde der Vertrag zum Verkauf des Repowering-Projekts Debstedt mit dem SDAX-notierten Hamburger Solar- und Windparkbetreiber Capital Stage unterzeichnet. Der Windpark Debstedt konnte wie vorgesehen im Dezember 2016 fertiggestellt und in Betrieb genommen werden.

Ein weiteres Repowering-Projekt von Energiekontor, Breitendeich, befindet sich im Landkreis Stade. Ende des ersten Quartals 2016 hat das Unternehmen die Baugenehmigung für Breitendeich erhalten. Der Finanzierungsabschluss (Financial Close) als Voraussetzung für den Baubeginn wurde im April 2016 erwirkt. Im Juli 2016 wurde auch dieses Repowering-Projekt an die Capital Stage AG veräußert. Der Windpark Breitendeich besteht aus zwei Anlagen mit insgesamt rund 6,4 MW Nennleistung und liegt südlich der Elbmündung. Auch für dieses Projekt fand die Inbetriebnahme im Dezember 2016 statt.

Neben der bereits seit März 2016 vorliegenden Genehmigung für die vierte Anlage in Debstedt (4,5 MW) konnte im Oktober 2016 die Baugenehmigung für das Projekt Hammelwarder Moor erwirkt werden. In diesem Windpark in der Nähe der Stadt Brake ist die Errichtung von drei Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von jeweils 3,4 MW und einer Nabenhöhe von 119 Metern geplant. Bis zum Jahresende lagen in Niedersachsen zwei weitere Genehmigungen für Projekte mit einer Gesamtleistung von 22 MW vor.

In der Schwerpunktregion Nordrhein-Westfalen wurde im Laufe der ersten Monate des Jahres 2016 der bereits Ende 2015 genehmigte Windpark Hürth (8,55 MW) gebaut und im April 2016 in Betrieb genommen. Kurz danach hat Energiekontor den Vertrag zum Verkauf dieses Projekts unterzeichnet. Käufer ist der börsennotierte Wind- und Solarparkbetreiber Chorus Clean Energy AG aus Neubiberg bei München. Der südwestlich von Köln gelegene Windpark Hürth besteht aus drei Anlagen mit einer Nennleistung von jeweils 2,85 MW.

Nachdem Energiekontor im ersten Quartal 2016 die Baugenehmigung für ein drittes Repowering-Projekt in der Nähe der Stadt Grevenbroich erhalten hatte, wurden Bau und Vertrieb mit dem Ziel gestartet, den Windpark noch im laufenden Jahr fertigzustellen. Im August 2016 wurde auch dieses Projekt mit einer Gesamtnennleistung von 7,5 MW an die Capital Stage AG verkauft. Wie die anderen beiden Repowering-Projekte konnte auch Grevenbroich noch im Dezember 2016 planmäßig in Betrieb genommen werden.

Zum Jahresende lagen in Nordrhein-Westfalen Genehmigungen für fünf Projekte mit einer Gesamtleistung von knapp 30 MW vor.

Bereits im Februar 2016 wurde ein neuer Kooperationsvertrag mit der Thüga AG für die gemeinsame Entwicklung und den Bau von Windparks mit Fokus auf den Kreis Lippe in Nordrhein-Westfalen geschlossen. Die Sondierung möglicher Projekte umfasst zunächst eine Größenordnung von etwa 50 MW.

In der Schwerpunktregion Brandenburg konnte für das Projekt Klein Woltersdorf noch Ende 2015 die Genehmigung erwirkt werden. Ende Februar 2016 folgte der Finanzierungsabschluss zu dem Projekt, das aus einer Einzelanlage mit 2,4 MW Nennleistung besteht. Die Inbetriebnahme der Anlage, für die 2016 bereits der Kaufvertrag unterzeichnet wurde, ist auf das Frühjahr 2017 verschoben worden.

Auch in Brandenburg konnten Erfolge im Genehmigungsverfahren für Projekte mit insgesamt knapp 16 MW verzeichnet werden.

Nachdem die Sondierung der Region Mecklenburg-Vorpommern ergeben hat, dass das Potenzial an wirtschaftlich umsetzbaren Projekten in dieser Region begrenzt ist, wurden die Aktivitäten mit denen der Schwerpunktregion Brandenburg zusammengelegt. Sie werden zukünftig aus Bernau bei Berlin koordiniert.

Als neue Schwerpunktregion ist das Bundesland Thüringen hinzugekommen, für das Energiekontor 2016 die Prüfung eines entsprechenden Engagements begonnen hat. Dieses Bundesland bietet aus Sicht der Geschäftsleitung gute Voraussetzungen für die Realisierung von effizienten Onshore-Wind-Projekten. Von der Thüringer Energie- und GreenTech-Agentur (ThEGA) wurde Energiekontor bereits in der ersten Jahreshälfte 2016 mit dem Siegel "Faire Windenergie Thüringen" für die Einhaltung der Leitlinien zur Zusammenarbeit und Transparenz gegenüber Thüringer Bürgern, Kommunen und Unternehmen ausgezeichnet.

Einschließlich der Repowering-Projekte wurden in Deutschland durch Akquisitionstätigkeiten im Jahr 2016 Flächen für insgesamt etwa 240 MW an Windenergieleistung vertraglich gesichert.

In Großbritannien wurde die Förderung von Onshore-Wind seit dem Regierungswechsel im Mai 2015 faktisch eingestellt. Zwar gilt nach dem Ende des Zertifikate-basierten ROC-Regimes seit April 2016 das Ausschreibungssystem Contracts for Difference (CfD) für erneuerbare Energien in Großbritannien. Allerdings waren für das Jahr 2016 keine Ausschreibungen für Onshore-Wind vorgesehen.

Ende Juni 2015 wurde der Windpark Hyndburn II, die Erweiterungsstufe des bereits bestehenden Windparks Hyndburn, genehmigt. In Hyndburn II sollen vier Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von jeweils 2 MW errichtet werden. Wegen offener Fragen mit der Flugsicherung verzögerte sich jedoch die Umsetzung dieses Projekts. Gespräche mit dem Betreiber und Hersteller der Radaranlagen verliefen 2016 positiv. Zum Ende des Jahres 2016 konnte auch für das etwa gleich große Erweiterungsprojekt Withernwick II eine Genehmigung erwirkt werden.

Unabhängig davon befand sich 2016 in Großbritannien eine Reihe von Projekten im Genehmigungsprozess, von denen für Pencarreg (2-mal 2,5 MW) in Wales die Baugenehmigung bereits im ersten Quartal 2016 vorlag. Um die Wirtschaftlichkeit dieses Projekts zu verbessern, wurde eine neue Genehmigung mit verbesserten Parametern angestrebt.

Durch Akquisitionstätigkeiten wurden im Laufe des Jahres 2016 in Großbritannien Flächen für rund 200 MW gesichert. Die Gesamtleistung der Projekte, für die sich die Energiekontor-Gruppe in England und Schottland die Exklusivität gesichert hat, ist damit auf etwa 600 MW angestiegen. Der überwiegende Teil dieser Flächen befindet sich in Schottland.

Einen weiteren Erfolg konnte der Vertrieb von Energiekontor durch den Verkauf des bereits Anfang 2016 an der Ostküste Englands in Betrieb genommenen und zwischenzeitlich im Eigenbestand befindlichen Windparks Gayton le Marsh (16,4 MW) verzeichnen. Dieser Verkauf an einen britischen Investor war eine strategische Entscheidung, um die Entschuldung konzerneigener Windparks zu beschleunigen und damit die Eigenkapitalquote des Konzerns zu verbessern. So wurde der Erlös aus diesem Verkauf für die vorzeitige Rückführung bestehender Kredite für Windparks im Eigenbestand genutzt.

In Portugal beschränken sich die Aktivitäten der Energiekontor-Gruppe vor allem auf das Management der bestehenden Anlagen sowie auf die Rotorblattverlängerung (siehe hierzu Abschnitt c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges).

Im Bereich Solar konnte Energiekontor 2016 gleich zwei Erfolge verzeichnen. Zum einen wurde der Solarpark Nadrensee (ca. 10 MWp), der im Frühjahr 2015 als einer der Gewinner aus der ersten Ausschreibungsrunde für PV-Freiflächenanlagen in Deutschland hervorgegangen war, im Spätsommer in Betrieb genommen und an einen Investor verkauft.

Zum anderen hat die Energiekontor-Gruppe in der Anfang April 2016 durchgeführten Solar-Ausschreibung den Zuschlag für ein weiteres Projekt erhalten. Hierbei handelt es sich um das in Brandenburg gelegene Projekt Garzau-Garzin mit einer Nennleistung von ebenfalls rund 10 MWp, das sich Ende 2016 in der Bauleitplanung befand.

Darüber hinaus wurde die Akquisitionstätigkeit zur Flächensicherung für PV-Freiflächenanlagen weiter vorangetrieben, um bei den kommenden Ausschreibungen weitere Projekte einreichen zu können. Neben den bisherigen Solar-Aktivitäten in Deutschland wurde der Zukauf von baugenehmigten Solarprojekten im benachbarten Ausland als Option verfolgt.

Für die Sondierung der neuen Märkte Niederlande, Frankreich und USA hat die Energiekontor-Gruppe 2016 ihre personellen Ressourcen verstärkt. Zum Ende des ersten Halbjahres wurde ein Büro im niederländischen Nijmegn eröffnet, um von dort aus mit nationalen Experten die Projektentwicklungsaktivitäten für Windparks zu koordinieren. Erste Standorte wurden bereits identifiziert. Für die Sicherung dieser sowie weiterer Standorte soll das Team in den Niederlanden sukzessive vergrößert werden.

In Frankreich konzentriert sich Energiekontor zunächst auf den Bereich Solar. Auch hier wurde ein erfahrener Muttersprachler als freier Mitarbeiter engagiert, der mit der Identifikation geeigneter Flächen im Südwesten des Landes beauftragt wurde und bei der Standortakquise und dem Aufbau eines eigenen Büros behilflich sein soll.

In den USA werden sowohl die Option Wind als auch Solar geprüft. Hier hat Energiekontor im Laufe des Jahres 2016 eine Auswahl an geeigneten Staaten und möglichen Standorten getroffen. Wie in den anderen sondierten Märkten ist auch in den USA der Aufbau eines eigenen Büros geplant.

b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks

Noch im ersten Quartal 2016 konnte Energiekontor die Stufenzinsanleihe IX mit einem Volumen von knapp € 12 Mio. erfolgreich platzieren. Diese Anleihe diente dem Ankauf des portugiesischen Windparks Mafomedes sowie der Refinanzierung des Windparks Breitendeich in Niedersachsen. Die Übernahme des Windparks Mafomedes (4,2 MW) in den Eigenbestand erfolgte vertragsgemäß zum 1. Januar 2016. Damit erhöhte sich die Anzahl der durch die Energiekontor AG betriebenen Windparks zwischenzeitlich auf 33 mit einer Gesamtleistung von rund 269 MW.

Durch den Verkauf des englischen Windparks Gayton le Marsh wurde die Gesamtkapazität zum Jahresende 2016 wieder um 16,4 MW reduziert. Einen weiteren Einfluss auf die Gesamtkapazität des Eigenparkbestands hatte das Repowering dreier Windparks. In den Windparks Debstedt und Breitendeich wurden einige der alten Bestandsanlagen durch neue, größere Turbinen ersetzt. Im Windpark Debstedt verblieben 3 MW und in Breitendeich 6 MW der Altanlagen im Konzernbesitz. Der repowerte Teil wurde an Investoren veräußert. Der Windpark Grevenbroich wurde vollständig durch neue Anlagen ersetzt und verkauft. Zum Jahresende 2016 verblieben somit 31 Windparks mit einer Gesamtleistung von 238,2 MW im konzerneigenen Bestand.

Trotz dieses zwischenzeitlichen Effekts hat sich grundsätzlich jedoch nichts an der Strategie der Energiekontor AG geändert, das Portfolio konzerneigener Windparks kontinuierlich weiter auszubauen und etwa die Hälfte aller selbst entwickelten Projekte in den Eigenbestand zu übernehmen.

Darüber hinaus hat die Betriebsführung der Energiekontor-Gruppe ein Maßnahmenpaket entwickelt, um die Kosten zu senken, den Ertrag zu erhöhen und die Laufzeit der Windparks zu verlängern. Dazu gehören

―	Repowering: Energiekontor beabsichtigt in allen Windparks, bei denen die Voraussetzungen dafür gegeben sind, die alten Anlagen sukzessive durch neue, leistungsstärkere Windkraftanlagen zu ersetzen und somit gleichzeitig die Laufzeit an diesen Standorten zu verlängern.
―	Effizienzsteigerung durch technische Innovation: Dazu gehören ertragssteigernde Maßnahmen (bis zu 10 Prozent) wie die Ausstattung eigener Anlagen mit der Rotorblattverlängerung sowie die Optimierung der Blattaerodynamik.
―	Betriebskostenoptimierung: Hierfür hat die Betriebsführung ein Effizienzverbesserungsprogramm eingeführt, das zum Ziel hat, die Betriebskosten pro erzeugter Kilowattstunde durch eine Reihe von Maßnahmen zu senken.
―	Laufzeitverlängerung: Durch geeignete Pacht- und Kreditverträge sollen die Laufzeiten der Bestandsanlagen über den staatlich garantierten Förderzeitraum hinaus wirtschaftlich gesichert werden.
―	Umfinanzierung und Kreditrückführung: Mittels Refinanzierung von Bestandsparks und vorzeitiger Entschuldung durch die Rückführung bestehender Kredite (Deleveraging) sollen Verbindlichkeiten abgebaut und die Zinsbelastung im Segment Stromerzeugung aus konzerneigenen Windparks deutlich reduziert werden (Beispiele: Refinanzierung von Withernwick und Kreditrückführung aus dem Erlös des Verkaufs von Gayton le Marsh).

Das Windjahr 2016 blieb für Energiekontor insgesamt unter den Erwartungen. In Deutschland lagen die Erträge aufgrund des insbesondere auch im vierten Quartal nochmals unterdurchschnittlichen Windangebots etwa 20 Prozent unter denen des vergangenen Jahres. Auch in Portugal lag der Ertrag deutlich unter den Erwartungen.

Allein in Großbritannien wurde ein zu etwa 100 Prozent den Erwartungen entsprechendes Windjahr erreicht. Allerdings fielen auch hier die Erträge 2016 wegen des außergewöhnlich guten Vorjahrs im Vergleich zu 2015 geringer aus. Zusätzlich belastet wurden die Einnahmen aus Großbritannien durch ein im Vergleich zum Vorjahr deutlich schwächeres Pfund.

c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges

Durch die Erweiterung des konzerneigenen Windparkportfolios sind die Einnahmen aus der laufenden Betriebsführung in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen. Eine effiziente Marktbeobachtung und die daraus resultierenden Vertragsabschlüsse für die Stromdirektvermarktung im Rahmen der EEG-Vergütung haben zur weiteren Verbesserung der Einnahmesituation beigetragen. Fast das gesamte deutsche Windparkportfolio konnte bei namhaften Stromdirektvermarktern platziert werden. Hier hat Energiekontor bisher attraktive Vermarktungskonditionen erzielt. Die Stromdirektvermarktung und die darin enthaltenen Vergütungsregelungen sind mit der Überarbeitung des EEGs zum 1. Januar 2012 eingeführt worden, mit der EEG-Novellierung gilt die Direktvermarktung seit August 2014 als verpflichtend.

Das innovative Verfahren der Rotorblattverlängerung nimmt innerhalb des Segments einen zunehmenden Stellenwert ein. Bisher wird diese Technologie sowohl im Windpark Debstedt - nach dem Repowering nunmehr an einer Anlage - als auch in portugiesischen Windparks eingesetzt. Neben der Ausstattung des Anlagentyps AN Bonus (1 MW) ist die Weiterentwicklung für die 1,3-MW-Klasse abgeschlossen. Eine Zertifizierung für diesen Anlagentyp wurde mittlerweile erteilt.

Der Umbau von 26 Windkraftanlagen in Portugal wurde bereits im November 2013 genehmigt. Nach einer erfolgreichen Test- und Optimierungsphase wurde mit Penedo Ruivo zum Herbst 2016 der erste, aus zehn Anlagen bestehende Windpark vollständig mit der Rotorblattverlängerung ausgestattet.

Derzeit entwickelt Energiekontor zwei neue Prototypen, die für die Rotorblattverlängerung anderer Turbinen vorgesehen sind.

Gesamtaussage

Im abgelaufenen Geschäftsjahr war der Geschäftsverlauf und das Jahresergebnis in der AG und im Konzern planmäßig positiv.

Dies ist im Wesentlichen auf die erfolgreiche Projektierung und den Verkauf von Wind- und Solarprojekten zurückzuführen. Von den fünf im Jahr 2016 errichteten und an Investoren veräußerten Windparks wurden vier noch vor Ende des Geschäftsjahres ertragswirksam in Betrieb genommen.

Außerdem konnte mit dem Projekt Nadrensee ein weiterer Solarpark, der 2015 erfolgreich aus der ersten Ausschreibungsrunde hervorging, errichtet und verkauft werden. Allein die Fertigstellung der Einzelanlage Klein Woltersdorf wurde in das Geschäftsjahr 2017 verschoben. Hinzu kam der Verkauf des bereits Ende 2015 fertiggestellten britischen Windparks Gayton le Marsh, dessen Erlös für die vorzeitige Rückführung bestehender Kredite für Windparks im Eigenbestand genutzt wurde. Dies hat wiederum zur Erhöhung der Konzern-Eigenkapitalquote auf über 19 Prozent beigetragen. Insgesamt lag im Segment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" die Gesamtleistung zwar unter dem Niveau von 2015, das Segment-EBIT jedoch über Plan.

Das Windjahr 2016 lag vor allem in Deutschland deutlich unter dem langjährigen Mittel. Die Erträge aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks fielen entsprechend niedriger aus als im Vorjahr. Auch in Portugal wurden die erwarteten Erträge nicht erreicht. Obwohl die Windausbeute in Großbritannien etwa den am Mittelwert gemessenen Erwartungen entsprach, fielen auch hier die Erträge 2016 aufgrund der überdurchschnittlich guten Werte aus dem Vorjahr signifikant geringer aus als 2015. Zusätzlich verringerten sich die Erträge durch das 2016 im Wert gegenüber dem Euro gesunkenen britischen Pfund. Insgesamt lagen damit sowohl Umsatz als auch EBIT im Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" 2016 unter dem Niveau des Vorjahres.

Auch im Segment "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" gab es 2016 einen leichten Rückgang von Umsatz und EBIT gegenüber dem Vorjahr, was ebenfalls auf das insgesamt unterdurchschnittliche Windangebot im Jahr 2016 zurückzuführen ist.

Mit Blick auf die konsolidierten Zahlen des Gesamtkonzerns konnten im Jahr 2016 sowohl die Ergebnis-Ziele der Energiekontor AG und des Konzerns als auch die Akquisitions-, Vertriebs- und Cash-Überschussziele der operativen Bereiche und Profit-Center erreicht und zum Teil sogar leicht übertroffen werden. Unterm Strich setzte sich das Unternehmenswachstum im Geschäftsjahr 2016 somit planmäßig fort. Darüber hinaus wurde mit den zum Jahresende 2016 vorliegenden Baugenehmigungen von insgesamt über 80 MW in Deutschland und etwa 20 MW in Großbritannien eine solide Basis für die erfolgreiche Fortführung der positiven Unternehmensentwicklung im aktuell laufenden Geschäftsjahr geschaffen.

Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns

Ertragslage des Konzerns

Das Geschäftsjahr 2016 ist für die Energiekontor-Gruppe erneut sehr positiv verlaufen. Der Vertrieb vier deutscher und eines britischen Windparks sowie eines deutschen Solarparks wirkt sich positiv auf die Konzernbilanz und Gewinn- und Verlustrechnung aus. Trotz des Verkaufs repowerter Windparks aus dem Eigenbestand sowie eines britischen Windparks soll das konzerneigene Windparkportfolio künftig weiter kontinuierlich ausgebaut werden. Darüber hinaus bestehen weiterhin vielfältige und im Geschäftsjahr ausgebaute Potenziale im In- und Ausland für die erfolgreiche zukünftige Ergebnisentwicklung. Die Gruppe weist die nachfolgenden positiven Ergebnisse aus:

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in T€	2016	2015
Konzernjahresergebnis	25.334	20.911
zzgl. Steueraufwand	10.162	8.751
EBT	35.496	29.662
zzgl. Finanzergebnis	18.254	20.006
EBIT	53.750	49.668
zzgl. Abschreibungen	18.316	16.424
EBITDA	72.066	66.092

Zu den vorstehend ausgewiesenen und in diesem Bericht verwendeten Pro-forma-Kennzahlen (EBIT, EBITDA usw.) vgl. Hinweise auf Seite 165.

Der Konzernumsatz erhöht sich infolge der Projektumsetzungen im Wind- und Solarbereich auf T€ 201.764 (Vorjahr T€ 191.329). Der konsolidierte Umsatz des Geschäftsjahres setzt sich aus dem Umsatz der Segmente "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" in Höhe von T€ 148.655 (Vorjahr T€ 132.936), "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" in Höhe von T€ 49.899 (Vorjahr T€ 55.260) und "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" in Höhe von T€ 3.210 (Vorjahr T€ 3.133) zusammen.

Zum Segment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" zählen die Erlöse aus dem Verkauf von Windparks sowie die Erlöse aus Dienstleistungen im Zusammenhang mit der wirtschaftlichen Planung sowie der vertraglichen und rechtlichen Abwicklung, der Projektsteuerung, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, den Vertriebs- und Werbemaßnahmen und der Beschaffung der Eigen- und Fremdmittel für die Windparkbetreibergesellschaften in Höhe von T€ 148.655 (Vorjahr T€ 132.936).

Im Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" verringern sich die Umsätze gegenüber dem Vorjahr auf T€ 49.899 (Vorjahr T€ 55.260 ), insbesondere infolge des europaweit verhältnismäßig schwachen Windjahres. Durch das im Wert gesunkene britische Pfund haben sich die in Euro umgerechneten Stromerlöse aus Großbritannien entsprechend verringert, die Auswirkung beträgt ca. T€ 2.828.

Die Umsatzerlöse im Segment "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges", insbesondere aus Betriebsführungsleistungen, betragen T€ 3.210 (Vorjahr T€ 3.133).

Die Position Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen mit insgesamt T€ -35.015 (Vorjahr T€ 18.808) resultiert insbesondere aus dem Verkauf des im Vorjahr in den Konzernbestand übernommenen englischen Windparks Gayton le Marsh, der mit der Entscheidung des Verkaufs vom Anlage- ins Umlaufvermögen umzugliedern war. Davon unberührt verbleiben die Bestände in etwa auf Vorjahresniveau.

Die sonstigen betrieblichen Erträge erhöhen sich infolge positiver Effekte aus der Auflösung von Rückstellungen sowie aus Währungsumrechnungen.

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in T€	2016	2015
Auflösung Rückstellungen	2.831	890
Erträge aus Währungsumrechnungen (Saldo)	1.357	0
Schadensersatz / Versicherungserstattungen	196	214
Übrige sonstige betriebliche Erträge	97	469
Sonstige betriebliche Erträge	4.481	1.574

Mit T€ 70.523 mindern sich der Materialaufwand und die bezogenen Leistungen gegenüber dem Vorjahr (T€ 116.590) aufgrund der geringeren Gesamtleistung.

Der Personalaufwand erhöht sich im Zuge des Aufbaus des Mitarbeiterbestands, aufgrund von Gehaltserhöhungen sowie gestiegenen Erfolgsbeteiligungen auf T€ 10.922 (Vorjahr T€ 10.476).

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in T€	2016	2015
Löhne und Gehälter	9.289	8.884
Soziale Abgaben und Aufwendungen	1.632	1.592
Personalaufwand	10.922	10.476

Die ausgewiesenen Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Höhe von T€ 18.316 (Vorjahr T€ 16.424) betreffen hauptsächlich die planmäßigen Abschreibungen auf die konzerneigenen Windparks.

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in T€	2016	2015
Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte	13	13
Abschreibungen auf Bauten	2	9
Abschreibungen auf Windparks und technische Anlagen	18.265	16.360
Abschreibungen auf Betriebs- und Geschäftsausstattung	36	42
Abschreibungen	18.316	16.424

Die gegenüber dem Vorjahr erhöhten Abschreibungen auf Sachanlagen resultieren im Wesentlichen aus den Abschreibungen des im Vorjahr in den Eigenbestand übernommenen Windparks Gayton le Marsh.

Reparatur-, Instandhaltungs- und Pachtkosten der konzerneigenen Windparks, Vertriebskosten im Rahmen der Emission der Anleihen, Aufwendungen aus der Währungsumrechnung sowie Rechts- und Beratungskosten führen zu sonstigen betrieblichen Aufwendungen von T€ 17.719 (Vorjahr T€ 18.553).

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in T€	2016	2015
Reparaturen und Instandhaltungen Windparks	7.014	5.909
Pachtzahlungen für Windparks	2.709	2.711
Projektbezogene Aufwendungen (inkl. Planung, Reisekosten usw.)	1.595	1.331
Rechts-, Steuer-, Prüfungs- und andere Beraterhonorare, Prozesskosten	1.429	1.630
Gebühren, Abgaben, Beiträge	1.177	1.076
Verwaltungskosten	1.151	1.011
Versicherungen	1.112	1.239
Raumkosten	510	508
Strombezug Windkraftanlagen	374	552
Übrige sonstige betriebliche Aufwendungen	316	206
Werbekosten und Vertriebsaufwand	298	332
Entkonsolidierungsverluste	34	0
Aufwendungen aus Währungsumrechnungen (Saldo)	0	2.048
Sonstige betriebliche Aufwendungen	17.719	18.553

Die Zinserträge bleiben vor dem Hintergrund historisch geringer Kapitalmarktzinsen weiterhin niedrig. Aufgrund der Zinsaufwendungen für die langfristige Finanzierung der konzerneigenen Windparks, der Bauzeitzinsen für die im Geschäftsjahr errichteten Windparks sowie der Kosten für die Betriebsmittelkreditinanspruchnahme sowie das Anleihekapital ergeben sich Zinsaufwendungen in einer Gesamthöhe von T€ 18.443 (Vorjahr T€ 20.508).

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in T€	2016	2015
Zins- und sonstige Erträge gesamt	162	474
Zinsaufwendungen Banken für Investitionsfinanzierungen	8.161	9.184
Zinsaufwand für Anleihekapital	6.980	6.197
Finanzierungsaufwendungen für sonstiges Fremdkapital (konzernfremde Kommanditanteilseigner)	219	304
Sonstige Zinsaufwendungen	3.083	4.824
Zinsaufwendungen	18.443	20.508
Zinsergebnis	-18.281	-20.035
Beteiligungsergebnis	28	28
Finanzergebnis	-18.254	-20.006

Finanzlage des Konzerns

Das Finanzmanagement des Energiekontor-Konzerns beruht weiterhin unter Berücksichtigung der erwarteten Entwicklungen der Branche auf einem effizienten und nachhaltigen Einsatz der vorhandenen Finanzmittel.

Die Finanzpolitik der Energiekontor-Gruppe folgt auch künftig der bewährten Strategie der abgelaufenen Geschäftsjahre. Es ist durch die permanent erfolgreiche Einwerbung von Unternehmensanleihen gelungen, unabhängig von der Kreditpolitik der Banken eine wichtige Grundlage für das weitere Wachstum der Unternehmensgruppe zu schaffen.

Im Berichtsjahr wurde eine weitere Unternehmensanleihe durch die Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG im Umfang von T€ 10.950 erfolgreich emittiert. Vereinbarungsgemäß erfolgten im Geschäftsjahr Rückzahlungen an Anleihegläubiger im Umfang von T€ 6.600.

Einen Teil des erwirtschafteten Cashflow aus der erfolgreichen Geschäftstätigkeit nutzt Energiekontor zur außerplanmäßigen Entschuldung des Windparkportfolios. Im abgelaufenen Geschäftsjahr wurde von dem vertraglichen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht und Anleihen im Gesamtumfang von T€ 18.800 wurden gekündigt. Die Rückzahlungen an die Anleihegläubiger erfolgen damit frühzeitig, und zwar bereits im Frühjahr 2017.

Kreditlinien bei Kreditinstituten bestehen im Rahmen des kurzfristigen Betriebsmitteleinsatzes zur Zwischenfinanzierung von Windpark- und Solarparkprojekten in Höhe von T€ 24.500 (Vorjahr T€ 21.500) und einer Rahmenvereinbarung zur Vergabe von nachrangigen Kredittranchen im Rahmen der Projektfinanzierung.

Langfristige Bankfinanzierungen, die überwiegend die Finanzierung der Investitionen in die konzerneigenen Windparks betreffen, belaufen sich zum Geschäftsjahresende auf T€ 90.308 (Vorjahr T€ 128.762).

Die liquiden Mittel erhöhen sich zum Bilanzstichtag auf T€ 118.528 (Vorjahr T€ 103.957). Der Bestand an sonstigen Wertpapieren, im Wesentlichen Bundesobligationen, bleibt weitgehend unverändert und beläuft sich auf insgesamt T€ 10.305 (Vorjahr T€ 10.278).

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten verringern sich zum Bilanzstichtag auf T€ 107.010 (Vorjahr T€ 154.032). Die Tilgungsleistung der Kreditverbindlichkeiten von Projektgesellschaften erfolgt im Berichtsjahr wie auch in den Vorjahren planmäßig.

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in T€	2016	2015
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten langfristig	90.308	128.762
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten kurzfristig	16.702	25.271
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	107.010	154.032

Die langfristigen Kreditverbindlichkeiten betreffen grundsätzlich die Finanzierung der Investitionen der konzerneigenen Windparkbetreibergesellschaften aus der Errichtung und dem Kauf von Windparks.

Die kurzfristigen Kreditverbindlichkeiten beinhalten hauptsächlich die Finanzierung von in der Errichtung befindlichen und kurzfristig zum Vertrieb vorgesehenen Windparkbetreibergesellschaften, Betriebsmittelkreditinanspruchnahmen für Zwischenfinanzierungsdarlehen an Windparkbetreibergesellschaften sowie Zinsabgrenzungen aus der Finanzierung der konzerneigenen Windparks und die binnen Jahresfrist fälligen Tilgungsleistungen auf langfristige Kredite.

Die Gesamtfinanzverbindlichkeiten betragen T€ 230.910 (Vorjahr T€ 280.769) und setzen sich wie folgt zusammen:

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in T€	2016	2015
Langfristige Finanzverbindlichkeiten
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	90.308	128.762
Verbindlichkeiten aus Anleihekapital	87.289	105.077
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	5.911	13.423
Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten	1.667	1.637
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	185.175	248.898
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten
Verbindlichkeiten aus Anleihekapital	28.507	6.600
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	16.702	25.271
Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten	526	0
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	45.735	31.871
Gesamtfinanzverbindlichkeiten	230.910	280.769

Die vorstehend unter den langfristigen Finanzverbindlichkeiten ausgewiesenen Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten betreffen die nach IAS 32 als Fremdkapital auszuweisenden Anteile von Kommanditisten (Minderheiten) an Windparkbetreibergesellschaften, die zum Verbleib im Konzern bestimmt sind.

Im Bereich der kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten bestehen solche Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten, soweit Anteile an Projektgesellschaften bereits veräußert wurden, deren Windparks erst nach dem Bilanzstichtag fertiggestellt und übergeben werden.

In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind die infolge der niedrigen Kapitalmarktzinsen negativen Marktwerte der zur langfristigen Kapitaldienstsicherung abgeschlossenen Zins- / Währungsswaps (Cashflow-Hedges) in Höhe von T€ -4.513 (Vorjahr T€ -12.439) enthalten. Die Reduzierung resultiert aus dem Abgang von abgesicherten Verbindlichkeiten und dem Effekt aus dem gegenüber dem Euro gesunkenen britischen Pfund.

Vermögenslage des Konzerns

Das Eigenkapital erhöht sich vor dem Hintergrund des positiven Jahresergebnisses, saldiert mit den negativen Marktwerten aus den Zins- und Währungsswaps und der Dividendenzahlung, auf T€ 69.477 (Vorjahr T€ 50.460). Bei gegenüber dem Vorjahr gesunkener Bilanzsumme von T€ 361.351 (Vorjahr T€ 399.118) erhöht sich die Eigenkapitalquote damit signifikant auf 19,2 Prozent (Vorjahr 12,6 Prozent).

Aus den internationalen IFRS-Bilanzierungsnormen resultieren gegenüber dem deutschen Handelsrecht verschiedene Besonderheiten, die sich auf die Eigenkapitalquote der Gruppe negativ auswirken.

Für Energiekontor steht die Absicherung von Zins- und Währungsrisiken, insbesondere in Bezug auf die Zins- und Tilgungsleistungen der konzerneigenen Windparks, im Vordergrund, und zwar aus wirtschaftlichen Erwägungen und damit unabhängig von etwaigen bilanziellen Ausweisaspekten. Bei Windparkfinanzierungen werden zum Zweck der langfristigen Konditionensicherung zunehmend Darlehen mit variablen Konditionen aufgenommen, die bereits bei Finanzierungsabschluss mit Zinsswaps zur Sicherung von Festzinsen versehen werden (Cashflow-Hedges). Die IFRS fordern in IAS 39 nun die künstliche Abspaltung des Derivats (Zinsswap mit Festzins) vom Grundgeschäft (Finanzierungsdarlehen mit variablen Konditionen) und fordern die Bilanzierung des abgespaltenen Derivats.

Die Derivate, die ausnahmslos jeweils zusammen mit der Finanzierung in einem geschlossenen Kontrakt abgeschlossen werden, sind jeweils voll effektiv im Sinne der Zinssicherung und damit voll konnex, denn wirtschaftlich dienen sie lediglich dazu, ein variabel verzinsliches Darlehen in ein synthetisches Festzinsdarlehen umzuwandeln. Die in sich geschlossenen Finanzierungskontrakte stellen daher im deutschen Handelsrecht, das sich bekanntermaßen sehr stark den Vorsichtsgrundsätzen bei der Bewertung von Verbindlichkeiten verschrieben hat, aufgrund der vorliegenden Bewertungseinheiten (§ 254 HGB) keine zu passivierenden Verbindlichkeiten dar und wären daher in einem Konzernabschluss nach HGB-Grundsätzen nicht zu bilanzieren. Die IFRS-Handhabung führt mithin bei gesunkenen Kapitalmarktzinsen zum Ausweis einer real nicht existenten Verbindlichkeit und damit zu einer (gegenüber dem HGB) niedrigeren Eigenkapitalquote.

Die Ermittlung negativer Marktwerte aus abgeschlossenen Zins- und Währungsswaps basiert auf finanzmathematischen Simulationsmodellen prognostizierter Währungs- und Zinsentwicklungen und sind für die Energiekontor-Gruppe daher rein theoretische Werte, zumal ein Verkauf oder die Realisierung der Marktwerte vor dem planmäßigen Auslauf der mit den Derivaten gesicherten Zinsbindung nicht in Betracht kommt. Soweit Umfinanzierungen von mit Zinsswaps gekoppelten Darlehen erfolgen, so werden diese stets unter Wahrung der Volleffektivität und Konnexität durchgeführt. Vergleichbar sind die negativen Marktwerte bei solchen synthetischen Festzinsdarlehen in wirtschaftlicher Hinsicht mit Vorfälligkeitsentschädigungen bei traditionellen Festzinsdarlehen, die auch unter IFRS nicht bilanziert werden. In der Segmentberichterstattung (Segmentschulden) werden diese Marktwerte daher auch nicht als Schuldwerte abgebildet (management approach), sondern ihre Bilanzwerte im Rahmen der Ableitung des Segmentreinvermögens neutralisiert.

Daneben hat die Umsetzung des ebenfalls umstrittenen IAS 32, wonach Kommanditkapital in der Regel bilanziell nicht als Eigen-, sondern als Fremdkapital qualifiziert wird, für den Konzern zur Folge, dass Minderheiten an sowohl zum langfristigen Verbleib im Konzern bestimmten Windparkbetreibergesellschaften als auch an zum Verkauf bestimmten Projektgesellschaften wie Fremdverbindlichkeiten bilanziert werden müssen.

Neutralisiert man diese beiden IFRS-Besonderheiten, ergäbe sich eine (fiktive) Eigenkapitalquote zum Bilanzstichtag von 20,5 Prozent (Vorjahr 14,9 Prozent).

Bei der Betrachtung der Eigenkapitalquote ist neben den IFRS-Besonderheiten jedoch ein noch bedeutsamerer Umstand zu berücksichtigen, der die Quoten gegenüber der realen Eigenkapitalausstattung des Konzerns verzerrt. Dieser Umstand besteht darin, dass die betragsmäßig erheblichen Aktivwerte der konzerneigenen selbst hergestellten Windparks nicht zu ihren Verkehrswerten, sondern lediglich zu externen Herstellungskosten bilanziert werden. Neben den zahlreichen akquirierten und noch nicht realisierten Windparkprojekten, die ebenfalls lediglich zu den entstandenen Kosten in den Vorräten bilanziert sind, enthalten die Sachanlagen in der Konzernbilanz demnach erhebliche stille Reserven.

Die langfristigen Vermögenswerte mindern sich in Konsequenz des Verkaufs eines britischen Windparks und des Verkaufs des Anteils dreier repowerter inländischer Windparks, die im Vorjahr im Eigenbestand bilanziert wurden, auf T€ 179.591 (Vorjahr T€ 232.263). Sie setzen sich aus den aufgeführten Bilanzpositionen zusammen und werden nachfolgend erläutert.

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in T€	2016	2015
Sachanlagen	171.747	223.789
Latente Steuern	7.721	8.327
Forderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	60	70
Beteiligungen	53	53
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	10	23
Langfristige Vermögenswerte	179.591	232.263

Die sonstigen immateriellen Vermögenswerte betreffen Softwarelizenzen für den laufenden Geschäftsbetrieb.

Die Sachanlagen sind mit den Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich Abschreibungen bilanziert und beinhalten neben den kompletten technischen Anlagen der im Berichtsjahr zu konsolidierenden Windparkbetreibergesellschaften, der Betriebs- und Geschäftsausstattung der Bürostandorte im In- und Ausland auch Windpark- und Ausgleichsgrundstücke. Der Immobilienbestand der Energiekontor Umwelt GmbH & Co. Ökologische Wohn-Immobilien KG ist im Berichtsjahr komplett verkauft worden und wird mit T€ 0 (Vorjahr T€ 233) ausgewiesen.

Im Berichtsjahr erfolgt im Sachanlagevermögen die Aktivierung eines erworbenen Windparks, was einschließlich der angepassten Rückbaukosten zu den Zugängen im Umfang von T€ 9.653 (Vorjahr T€ 53.647) führt. Abgänge im Windpark-Sachanlagevermögen, insbesondere aus dem Verkauf eines britischen und dreier repowerter inländischer Windparks, belaufen sich auf insgesamt T€ 36.715 (Vorjahr T€ 332).

Unter Berücksichtigung der planmäßigen Abschreibungen im Berichtszeitraum von T€ 18.265 (Vorjahr T€ 16.360) beläuft sich die Bilanzposition "Technische Anlagen" der Windparkbetreibergesellschaften somit auf T€ 170.928 (Vorjahr T€ 222.745). Die in der Bilanzposition enthaltenen Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung erhöhen sich aufgrund der Aufzinsungen sowie zu erwartender Kostenerhöhungen im Berichtsjahr planmäßig und sind in den zuvor genannten Zugängen enthalten.

Innerhalb der langfristigen Forderungen und finanziellen Vermögenswerte sind unter den Forderungen gegen assoziierte Unternehmen Minderheitenbeteiligungen an dritten Unternehmen ausgewiesen. Die sonstigen langfristigen Vermögensgegenstände setzen sich zum Bilanzstichtag im Wesentlichen aus Rechnungsabgrenzungen in Höhe von T€ 31 (Vorjahr T€ 38) zusammen.

Aktive Steuerlatenzen im Konzern sind in Höhe von T€ 7.721 (Vorjahr T€ 8.327) ausgewiesen und detailliert im Konzernanhang erläutert. Hierbei wurden die nach IAS 12 saldierungsfähigen passiven Steuerlatenzen in Höhe von T€ 4.225 (Vorjahr T€ 4.670) verrechnet.

Die kurzfristigen Vermögenswerte abzüglich der im Finanzlageteil bereits erläuterten liquiden Mittel und sonstigen Wertpapiere betragen T€ 52.926 (Vorjahr T€ 52.620).

Bei den hierin ausgewiesenen Vorräten im Umfang von T€ 34.272 (Vorjahr T€ 32.871) handelt es sich um aktivierte Leistungen von in Ausführung befindlichen Bauprojekten sowie Planungsleistungen für zu realisierende Projekte, insbesondere auch um Vorlaufkosten für die Planungsaktivitäten in Deutschland und Großbritannien.

Die kurzfristigen Forderungen und sonstigen finanziellen Vermögenswerte erhöhen sich im Berichtsjahr leicht von T€ 18.124 auf T€ 18.224.

Ertragsteuerforderungen (kurzfristig) in Höhe von T€ 430 (Vorjahr T€ 1.624) betreffen Gewerbesteuer- sowie Körperschaftsteuerrückforderungen.

Die langfristigen Verbindlichkeiten betragen T€ 208.322 (Vorjahr T€ 272.495). Neben den bereits im Finanzlagebericht erläuterten langfristigen Gesamtfinanzverbindlichkeiten sowie den passiven latenten Steuern sind hier Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung der konzerneigenen Windparkbetreibergesellschaften erfasst.

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in T€	2016	2015
Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung	12.099	12.861
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	185.175	248.898
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten	2.698	2.821
Latente Steuern	8.350	7.914
Langfristige Verbindlichkeiten	208.322	272.495

Die zu Barwerten ausgewiesenen Rückstellungen für die Kosten des Rückbaus der konzerneigenen Windparks und der Renaturierung der Windparkflächen haben sich wie folgt entwickelt:

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in T€	2016	2015
Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 01.01.	12.861	11.033
Zugänge im laufenden Jahr durch Aufzinsungen	383	480
Zu- / Abgänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Zinssatz)	824	-71
Zugänge im Zusammenhang mit Fertigstellung / Erwerb	164	1.633
Abgänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Rückbaukosten)	-649	-215
Abgänge wegen Verkauf und Repowering	-1.484	0
Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 31.12.	12.099	12.861

Rückstellungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, insbesondere im Rahmen der Errichtung der Windparks, sonstige Verbindlichkeiten und Steuerverbindlichkeiten zuzüglich der bereits in der Finanzlage dargestellten kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten führen zu kurzfristigen Verbindlichkeiten in Höhe von insgesamt T€ 83.551 (Vorjahr T€ 76.163).

Die Steuerrückstellungen sind gebildet für zu erwartende Gewerbe- und Körperschaftsteuernachzahlungen für abgelaufene Besteuerungszeiträume.

Die sonstigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen.

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in T€	2016	2015
Projektbezogene Rückstellungen	8.300	12.205
Personalbezogene Rückstellungen	2.051	1.805
Rückstellungen Rechtsstreitigkeiten	29	50
Rechts-, Steuer- und andere Beratungen	602	723
Übrige Rückstellungen	1.673	1.499
Sonstige Rückstellungen	12.656	16.282

Die kurzfristigen Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen erhöhen sich von T€ 4.480 im Vorjahr auf T€ 6.241 im laufenden Jahr.

Weitere Verbindlichkeiten betreffen kurzfristige Steuerverbindlichkeiten für Lohn- und Kirchensteuern sowie sonstige Verbindlichkeiten.

Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der AG

Lage der Energiekontor AG

Die nachfolgenden Erläuterungen beziehen sich auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Energiekontor AG. Im Übrigen gelten die Ausführungen zur Situation des Konzerns sinngemäß.

Für die Energiekontor AG ergeben sich folgende Kennzahlen:

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in T€	2016	2015
Umsatzerlöse	51.649	29.056
EBT (Ergebnis vor Steuern)	39.558	27.615
EBIT (EBT zzgl. Finanzergebnis)	44.009	27.498
EBITDA (EBIT zzgl. Abschreibungen auf Anlagevermögen)	44.056	27.547
Jahresüberschuss	28.653	18.460
Eigenkapital	100.205	83.512
Bilanzsumme	165.245	156.160
Eigenkapitalquote in %	60,6	53,5

Ertragslage der Energiekontor AG

Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat die Energiekontor AG ein positives und wiederholt gegenüber dem Vorjahr erhöhtes Ergebnis vor Steuern (EBT) in Höhe von T€ 39.558 (Vorjahr T€ 27.615) erwirtschaftet.

Das Ergebnis vor Finanzergebnis und Steuern (EBIT) sowie das Ergebnis vor Finanzergebnis, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) entwickeln sich wie folgt:

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in T€	2016	2015
Jahresüberschuss	28.653	18.460
zzgl. Ertragsteuern	10.905	9.154
EBT	39.558	27.615
zu- / abzgl. Finanzergebnis	4.451	-116
EBIT	44.009	27.498
zzgl. Abschreibungen auf Anlagevermögen	47	48
EBITDA	44.056	27.547

Die Gesamtleistung mit T€ 51.784 (Vorjahr T€ 31.275) wie auch die Betriebsleistung mit T€ 55.091 (Vorjahr T€ 31.561) erhöhen sich im Berichtsjahr gegenüber dem Vorjahresniveau und resultieren im Wesentlichen aus der erfolgreichen Realisierung von Windkraftprojekten in Deutschland und aus dem Verkauf der Anteile an der Betreibergesellschaft des Ende 2015 an der Ostküste Englands in Betrieb genommenen britischen Windparks. In die Betriebsleistung einbezogen sind die Umsatzerlöse, die Bestandsveränderungen sowie die sonstigen betrieblichen Erträge.

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in T€	2016	2015
Umsatzerlöse	51.649	29.056
Bestandsveränderungen	135	2.218
Gesamtleistung	51.784	31.275
Sonstige betriebliche Erträge	3.307	286
Betriebsleistung	55.091	31.561

Die Umsatzerlöse setzen sich zusammen aus den Erlösen aus dem Verkauf von Gesellschaftsanteilen an Windparks, aus Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Errichtung, der wirtschaftlichen Planung sowie der vertraglichen und rechtlichen Abwicklung, der Projektsteuerung, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, den Vertriebs- und Werbemaßnahmen und der Beschaffung der Eigen- und Fremdmittel für die Windparkbetreibergesellschaften, aus Planungsleistungen zum Erhalt von Baugenehmigungen für Windparkprojekte sowie aus Buchführungserlösen und konzerninternen Erlösen für die Personalgestellung und Projektkoordination.

Im Rahmen der weiterhin verstärkten Akquisitions- und Planungsaktivitäten verbleiben die Vorräte ungeachtet der erfolgreichen Projektrealisierungen per saldo weitgehend unverändert und erhöhen sich leicht um T€ 135 (Vorjahr T€ 2.218).

Die sonstigen betrieblichen Erträge erhöhen sich im Geschäftsjahr auf T€ 3.307 (Vorjahr T€ 286). Ausgewiesen unter dieser Position sind insbesondere Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen, Währungsumrechnungen und Wertaufholungen von in früheren Perioden wertberichtigten Positionen des Finanzanlagevermögens.

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in T€	2016	2015
Auflösung von Rückstellungen	1.836	32
Erträge aus Währungsumrechnungen	883	0
Erträge aus Wertaufholungen im Finanzanlagevermögen (Zuschreibungen)	514	94
Übrige betriebliche Erträge	57	48
Versicherungsentschädigungen	17	19
Sachkostenerstattungen und Umlagen	0	95
Sonstige betriebliche Erträge	3.307	286

Die verstärkten Planungs- und Akquisitionsaktivitäten für die überwiegend inländischen Windkraftprojekte führen gegenüber dem Vorjahr zu erhöhten Materialaufwendungen für Planungstätigkeiten und Projektvorlaufkosten in Höhe von T€ 6.969 (Vorjahr T€ 5.318).

Der Personalaufwand erhöht sich mit T€ 9.806 (Vorjahr T€ 9.168) im Geschäftsjahr im Rahmen des Personalaufbaus sowie aufgrund von Gehaltserhöhungen und gestiegenen Erfolgsbeteiligungen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten im Wesentlichen allgemeine Verwaltungskosten sowie Rechts- und Beratungskosten und vermindern sich auf T€ 4.435 (Vorjahr T€ 4.867).

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in T€	2016	2015
Verwaltung und übrige Kosten	1.355	1.339
Rechts- und Beratungskosten, Prozesskosten	963	1.278
Projektbezogene Aufwendungen	868	678
Raumkosten	468	453
Vertriebskosten	450	557
Versicherungen, Gebühren, Beiträge	262	286
Reisekosten Arbeitnehmer	69	76
Aufwendungen aus Kursdifferenzen	0	201
Sonstige betriebliche Aufwendungen	4.435	4.867

Im Berichtsjahr erhält die Energiekontor AG Erträge aus Ergebnisabführungsverträgen verbundener Unternehmen von der Energiekontor Infrastruktur- und Anlagen GmbH in Höhe von T€ 10.176 (Vorjahr T€ 15.338).

Das Zinsergebnis ist mit T€ -1.058 (Vorjahr T€ -418) weiterhin negativ und resultiert wesentlich aus Zinsaufwendungen für die Aufnahme des Anleihekapitals. Die Zinserträge verbleiben vor dem Hintergrund historisch geringer Kapitalmarktzinsen auf sehr niedrigem Niveau und resultieren vornehmlich aus Darlehensgewährungen an konzernzugehörige Windparkbetreibergesellschaften.

Das sonstige Finanzergebnis entwickelt sich wie folgt:

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in T€	2016	2015
Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	576	728
davon von verbundenen Unternehmen	261	728
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	99	550
davon von verbundenen Unternehmen	37	56
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-1.733	-1.696
davon an verbundene Unternehmen	-125	-116
Zinsergebnis	-1.058	-418
Erträge aus Beteiligungen	375	534
davon von verbundenen Unternehmen	375	534
Abschreibungen auf Finanzanlagen	-3.768	0
Sonstiges Finanzergebnis	-4.451	116

Im sonstigen Finanzergebnis werden Erträge aus Beteiligungen in Höhe von T€ 375 (Vorjahr T€ 534) ausgewiesen. Diese setzen sich im Wesentlichen aus Ausschüttungen konzernzugehöriger Dienstleistungsgesellschaften zusammen.

Im Berichtsjahr erfolgten Abschreibungen auf Finanzanlagen in Höhe von T€ 3.768 (Vorjahr T€ 0), resultierend aus Wertberichtigungen bei Anteilen an Tochterunternehmen. Diese Wertberichtigungen sind zum Großteil bedingt durch den Rückbau von Windparks im Rahmen von Repoweringmaßnahmen sowie durch die regelmäßig durchgeführten Impairmentprüfungen.

Finanzlage der Energiekontor AG

Entsprechend den Ausführungen zur Energiekontor-Gruppe beruht das Finanzmanagement der Energiekontor AG unter Berücksichtigung der erwarteten Entwicklungen der Branche weiterhin auf einem effizienten und nachhaltigen Einsatz der vorhandenen Finanzmittel und Liquiditätsrücklagen. Für die bankenunabhängige Finanzierung von Windparkprojekten bestehen Unternehmensanleihen im Gesamtumfang von T€ 21.000 (Vorjahr T€ 27.530), deren Zusammensetzung sich aus dem Anhang der Gesellschaft ergibt.

Die liquiden Mittel und Wertpapiere betragen zum Bilanzstichtag T€ 89.661 (Vorjahr T€ 72.266). Unter der Position Sonstigen Wertpapieren sind Bundesanleihen mit mehrjährigen Laufzeiten ausgewiesen. Bankguthaben in Höhe von T€ 10.176 (Vorjahr T€ 453) sind mit kurzfristigen Bankverbindlichkeiten, die mit diesen Guthaben besichert sind, saldiert.

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in T€	2016	2015
Bankguthaben, Kassenbestand	79.437	62.043
Sonstige Wertpapiere	10.224	10.224
Liquide Mittel und Wertpapiere	89.661	72.266

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sind infolge der verminderten Kreditaufnahme und der Saldierung mit den insoweit zur Sicherheit abgetretenen Guthabenkonten in sehr geringer Höhe ausgewiesen.

Der Nettobestand an kurzfristig verfügbarem Cash (liquide Mittel zuzüglich kurzfristig veräußerbare Wertpapiere abzüglich Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten) erhöht sich entsprechend dem Cash-Zufluss aus dem Verkauf von projektierten und errichteten Windparkbetreibergesellschaften auf T€ 89.659 (Vorjahr T€ 72.260).

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in T€	2016	2015
Liquide Mittel und Wertpapiere	89.661	72.266
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	-2	-6
Nettobestand kurzfristig verfügbares Cash	89.659	72.260

Vermögenslage der Energiekontor AG

Der positive Jahresüberschuss führt im Berichtsjahr, saldiert mit der Dividendenzahlung und den Aufwendungen für Aktienrückkäufe, zu einem Eigenkapital von T€ 100.205 (Vorjahr T€ 83.512).

Das Eigenkapital entwickelt sich während des Berichtszeitraums wie folgt:

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in T€	2016	2015
Eigenkapital am 01.01.	83.512	74.308
Jahresüberschuss	28.653	18.460
Dividende für Vorjahr	-11.682	-8.781
Zahlungen für Aktienrückkäufe	-278	-475
Eigenkapital am 31.12.	100.205	83.512

Das Eigenkapital setzt sich zum Bilanzstichtag aus folgenden Komponenten zusammen.

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in T€	2016	2015
Ausgegebenes Kapital nominal	14.592	14.612
Kapitalrücklage	41.237	41.237
Gesetzliche Gewinnrücklage	15	15
Übrige Gewinnrücklagen	29.667	15.925
Bilanzgewinn	14.694	11.723
Eigenkapital am 31.12.	100.205	83.512

Infolge des Jahresüberschusses erhöht sich die Eigenkapitalquote trotz der gegenüber dem Vorjahr (T€ 156.160) gestiegenen Bilanzsumme von T€ 165.245 im Geschäftsjahr auf 60,6 Prozent (Vorjahr 53,5 Prozent).

Das Anlagevermögen beinhaltet die immateriellen Vermögensgegenstände, die Sachanlagen sowie die Finanzanlagen und vermindert sich im Berichtsjahr, insbesondere infolge verminderter Darlehen für die kurzfristige Zwischenfinanzierung von Windparkprojekten und per saldo verminderter Anteile an Tochtergesellschaften auf T€ 40.523 (Vorjahr T€ 48.448).

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in T€	2016	2015
Immaterielle Vermögensgegenstände	10	23
Sachanlagen	123	112
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	38.160	40.344
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	2.148	7.883
Beteiligungen	82	85
Anlagevermögen	40.523	48.448

Die Anteile an verbundenen Unternehmen mindern sich, insbesondere infolge von außerplanmäßigen Abschreibungen sowie Kapitalherabsetzungen bei Tochterunternehmen.

Die Ausleihungen an verbundene Unternehmen betreffen Finanz- und Kapitalforderungen gegenüber in- und ausländischen Windparkbetreibergesellschaften, Planungs- und Errichtungsgesellschaften sowie deutschen Beteiligungsgesellschaften. Sie sind überwiegend verzinslich, der unverzinsliche Anteil wird mit dem Barwert angesetzt. Der Gesamtwert der Ausleihungen vermindert sich gegenüber dem Vorjahr (T€ 7.883) entsprechend den bereits beschriebenen verminderten Darlehen für die Zwischenfinanzierung von Windparkprojekten auf T€ 2.148.

Das Umlaufvermögen erhöht sich aufgrund des Anstiegs der liquiden Mittel auf T€ 124.722 (Vorjahr T€ 107.713).

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in T€	2016	2015
Vorräte	11.491	11.356
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	424	964
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	22.917	22.815
Sonstige Vermögensgegenstände	184	281
Wertpapiere	10.224	10.224
Liquide Mittel (Bankguthaben)	79.437	62.043
Rechnungsabgrenzungen	46	30
Umlaufvermögen	124.722	107.713

Die Vorräte beinhalten aktivierte Planungsleistungen für zu realisierende Projekte, insbesondere die projektbezogenen Vorlaufkosten für die Windkraft-Aktivitäten im Inlandsbereich.

In den unter den Forderungen und sonstigen Vermögensgegenständen aufgeführten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind Forderungen aus dem Verkauf von Windparkbetreibergesellschaften, aus Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gründung und dem Vertrieb von Windparks sowie Forderungen aus Planungsleistungen, für die Buchführung und konzerninterne Forderungen für die Personalgestellung bilanziert. Bei den sonstigen Vermögensgegenständen im Umfang von T€ 184 (Vorjahr T€ 281) handelt es sich im Wesentlichen um Darlehens- und Steuerforderungen.

Steuerrückstellungen in Höhe von T€ 9.223 (Vorjahr T€ 6.484) und sonstige Rückstellungen für Prozesskosten, Rechts- und Beratungskosten sowie Personalkosten, insbesondere für Urlaub, Überstunden und leistungsabhängige Erfolgsbeteiligungen, und Rückstellungen für kleinere Geschäftsvorfälle ergeben insgesamt bilanzierte Rückstellungen in Höhe von T€ 12.184 (Vorjahr T€ 11.193). Der Anstieg bei den Steuerrückstellungen resultiert aus dem höheren zu versteuernden Jahresergebnis, der Rückgang bei den sonstigen Rückstellungen hauptsächlich aus der Auflösung projektbezogener Rückstellungen wegen Wegfalls der Risiken.

Die Verbindlichkeiten reduzieren sich auf T€ 45.274 (Vorjahr T€ 54.281). Der Rückgang ist mit T€ 6.600 auf die planmäßige Rückzahlung der Unternehmensanleihe 2011 zurückzuführen. Die Erhöhung der Verbindlichkeiten im Verbundbereich ergibt sich hauptsächlich aus Darlehensgewährungen und Verrechnungen in der Energiekontor-Gruppe. Die sonstigen Verbindlichkeiten beinhalten fast ausschließlich Umsatzsteuerbeträge aus Jahresendabrechnungen, die zu Beginn des Folgejahres ausgeglichen werden und zum Vorjahresstichtag entsprechend höher waren.

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in T€	2016	2015
Anleihen	21.000	27.530
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2	6
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	644	1.004
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	18.069	13.818
Sonstige Verbindlichkeiten	5.558	11.922
Verbindlichkeiten	45.274	54.281

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

Per 31. Dezember 2016 arbeiteten insgesamt 132 festangestellte Mitarbeiter (Vorjahr 129) für die Energiekontor-Gruppe. Hinzu kamen 19 Aushilfen, Studenten, Praktikanten (Vorjahr 16). Darüber hinaus beschäftigt das Unternehmen 25 freie Mitarbeiter (Vorjahr 32). Der Mitarbeiterstamm blieb damit gegenüber dem Vorjahr in etwa konstant. Die Mitarbeiter sind im Wesentlichen Ingenieure, Wirtschaftswissenschaftler und Verwaltungsfachkräfte. Die Tochtergesellschaften in Großbritannien und Portugal beschäftigen ausschließlich lokale Mitarbeiter, die sowohl die Anforderungen an die Geschäftstätigkeit vor Ort kennen als auch über Kenntnisse der deutschen Gepflogenheiten verfügen. Neben einem monatlichen Fixum erhält der überwiegende Teil der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter eine leistungsbezogene Erfolgsbeteiligung. Dieses soll die Motivation und die Identifikation mit dem Unternehmen unterstützen. Vorstand und Aufsichtsrat bedanken sich bei den Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für das außerordentliche Engagement und die hohe Motivation.

CHANCEN- UND RISIKOBERICHT

Chancen der Energiekontor AG

Grundsätzlich birgt jedes im zweiten Teil dieses Kapitels aufgeführte Risiko naturgemäß auch immer eine Chance, die sich aus den gleichen Umständen wie das Risiko ergibt. Das Chancenmanagementsystem der Energiekontor AG ist somit eng an das Risikomanagementsystem angelehnt. Ziel des Chancenmanagements ist es, die sich im Rahmen der Geschäftstätigkeit durch positive Entwicklungen ergebenden Chancen frühzeitig zu erkennen und diese durch geeignete Maßnahmen für das Unternehmen zu nutzen. Im Chancenmanagement werden diejenigen Chancen betrachtet, die relevant und umsetzbar, aber bisher nicht in eine Planung eingeflossen sind.

Daher sei dem Risikobericht dieser Teil vorangestellt, in dem beispielhaft einige Chancen für die Energiekontor AG hervorgehoben werden, die sich einerseits aus dem branchenspezifischen Markt ergeben und andererseits aus der strategischen Aufstellung des Unternehmens.

Marktumfeld

Die Energiekontor AG ist in einem Markt tätig, der zum einen durch natürliche Grenzen (Ressourcenknappheit, Umweltbelastung) und zum anderen durch den politischen Willen (Schonung von Ressourcen und Umwelt) getrieben wird. Aufgrund des internationalen Konsenses, den es mittlerweile zur Energiepolitik gibt, und der Europäischen Klimaziele hat sich daraus ein Wachstumsmarkt entwickelt, der in den nächsten Jahren von einem regulierten Markt mehr und mehr in einen freien Wettbewerbsmarkt übergehen wird.

Energiekontor ist von Anfang an in diesem Markt tätig und hat sich im Laufe der vergangenen 25 Jahre eine feste Position darin erarbeitet. Dabei hat sich das Unternehmen gezielt in politisch stabilen Ländern wie Deutschland, Großbritannien und Portugal etabliert und mit spezialisierten Teams vor Ort langjährige Erfahrungen gesammelt.

Neben Portugal wird auch in Deutschland und Großbritannien ein Ausschreibungsverfahren eingeführt und damit der Übergang zu mehr Flexibilität und Wettbewerb eingeleitet. Der bisherige Wettbewerb um Flächen zum Bau von Windparks und Photovoltaik-Anlagen wird damit einem Wettbewerb um Strompreise weichen. Energiekontors Unternehmensgröße und Erfahrung der vergangenen Jahre (auch Portugal hatte Netzanschlussgenehmigungen per Ausschreibungsverfahren vergeben) könnten in dieser neuen Wettbewerbsphase einen Vorteil darstellen.

Strategische Ausrichtung

Die Strategie der Energiekontor AG, neben der erfolgreichen Projektentwicklung den Eigenbestand an Windparks unter permanenter Optimierung der Wertschöpfung auszubauen, beinhaltet die Chance, aufgrund des stabilen Cashflows aus dem Eigenparkbestand auch in Zeiten eines für die Projektentwicklung schwierigeren Marktumfelds die personellen und infrastrukturellen Kapazitäten aufrechtzuerhalten und damit eine gewisse Unabhängigkeit von konjunkturellen Einflüssen sowie Änderungen im regulativen Marktumfeld zu erreichen.

Die geografische Verteilung der Windparks im eigenen Bestand auf drei verschiedene Länder bedeutet darüber hinaus eine natürliche Diversifikation in Bezug auf die Erträge. Das Klumpenrisiko im Falle eines schlechten Windjahres an einem geografisch begrenzten Standort wird dadurch verringert.

Mit der Neuorientierung nach Frankreich, den Niederlanden und den USA sowie der Sondierung weiterer Märkte ergibt sich für Energiekontor die Chance, diese Diversifikation weiter auszubauen und den Eintritt in attraktive Märkte zu vollziehen, die aufgrund ihres Potenzials noch erheblichen Entwicklungsspielraum bieten.

Die Ausweitung der langjährigen Aktivitäten in Großbritannien nach Schottland und ggf. auch Wales bedeutet insofern ein besonderes Potenzial, als die Windverhältnisse dort außerordentlich gut und die Projekte verhältnismäßig groß sind. Dadurch, dass sich Energiekontor in Schottland bereits mehrere hundert Megawatt an Flächen gesichert hat, besteht die Chance, in dieser Region über die nächsten Jahre nachhaltig Erträge zu erwirtschaften.

Vertragspartner / Finanzierung

Insbesondere in Großbritannien schließt Energiekontor seit Jahren Stromabnahmeverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs), direkt mit industriellen Stromabnehmern ab. Es ist davon auszugehen, dass solche Konzepte auch in anderen Ländern und auch im Bereich der Photovoltaik mehr und mehr zum Einsatz kommen. Die Erfahrung von Energiekontor bei der Ausarbeitung und Verhandlung dieser PPAs kann dabei ein Wettbewerbsvorteil sein.

Energiekontor hat sich innerhalb der letzten 25 Jahre nicht nur in den Ländermärkten und Schwerpunktregionen fest etabliert, sondern auch vertrauensvolle Beziehungen zu Lieferanten, Banken und Anlegern aufgebaut. Da die Finanzierung im Projektgeschäft vor, während und nach der Errichtung von Wind- und Solarparks eine zentrale Rolle spielt, hat sich Energiekontor in dieser Hinsicht eine gewisse Flexibilität und damit einen Vorsprung gegenüber anderen Mitbewerbern erarbeitet. Die verschiedenen Finanzierungsmöglichkeiten von Projekten beinhalten die Chance, auch unter größerem Wettbewerbsdruck Projekte erfolgreich umsetzen zu können.

Risiken der Energiekontor AG

Die Energiekontor AG hat ein ausführliches Risikomanagementsystem erarbeitet, aus dem detaillierte Abläufe für das interne Reporting und Controlling hervorgehen. Dieses Managementsystem wird regelmäßig überprüft und ggf. veränderten Situationen angepasst.

Funktion und Aufgaben des Risikomanagements

Das Risikomanagementsystem im Hinblick auf wesentliche und bestandsgefährdende Risiken ist in das wertorientierte Führungs- und Planungssystem der Energiekontor-Gruppe eingebettet. Es ist integraler Bestandteil des gesamten Planungs-, Steuerungs- und Berichterstattungsprozesses in den rechtlichen Einheiten, Geschäftsfeldern und konzernweiten Funktionen. Mit dem Risikomanagementsystem sollen wesentliche und bestandsgefährdende Risiken systematisch und kontinuierlich identifiziert, beurteilt, gesteuert, überwacht und dokumentiert werden, um die Erreichung der Unternehmensziele abzusichern und das Risikobewusstsein im Unternehmen zu erhöhen.

Im Rahmen einer operativen Planung erfolgt die Identifikation und Beurteilung von Risiken und Chancen unter Berücksichtigung der jeweils aktuellen Gesetzeslage für einen Planungszeitraum von typischerweise zwei Jahren. Zudem werden in den Diskussionen zur Ableitung der mittelfristigen und strategischen Ziele im Rahmen einer strategischen Planung auch Risiken und Chancen identifiziert und bewertet, die auf einen längerfristigen Zeitraum bezogen sind. Neben der Berichterstattung zu bestimmten Zeitpunkten und bezogen auf die beschriebenen Zeiträume ist das Risiko- und Chancenmanagement im Konzern als kontinuierliche Aufgabe etabliert. Wie im Kapitel "Organisation des Risikomanagements der Energiekontor AG" beschrieben werden die identifizierten Risiken in einer systematischen Informationskaskade regelmäßig an Vorstand und Aufsichtsrat berichtet.

Die Bewertung der Risiken erfolgt auf Basis der Eintrittswahrscheinlichkeit und des möglichen Ausmaßes des Risikos gemäß den Stufen niedrig, mittel oder hoch. Auf die Betrachtung der Eintrittswahrscheinlichkeit wird hierbei verzichtet. Bei der Bewertung des Ausmaßes wird die Wirkung grundsätzlich in Relation zum EBT betrachtet.

Prozess des Risikomanagements

Grundsätzlich lassen sich die vier Phasen der Risikoidentifikation, Risikobewertung, Risikosteuerung und Risikokontrolle unterscheiden, begleitet durch eine Risikopolitik und eine Prozessüberwachung. Idealtypisch lässt sich dieser Prozess wie folgt darstellen (vgl. Abbildung "Risikomanagement-Kreislauf").

Ausgangspunkt des Risikomanagements ist die Formulierung der unternehmungsspezifischen Risikopolitik. Diese Risikopolitik berücksichtigt den Sicherheitsgedanken in der Unternehmung, indem sie die Grundsätze zum Umgang mit Risiken - aber auch mit Chancen - vorgibt und sowohl auf Bereichsebene als auch auf Gesamtunternehmungsebene festlegt, in welchem Verhältnis Chancen und Risiken eingegangen werden dürfen und welche maximalen Risikoausprägungen in Kauf genommen werden sollen.

Um ein einheitliches Risikoverständnis im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit zu gewährleisten, hat die Energiekontor-Gruppe im Rahmen ihrer Risikopolitik folgende Grundsätze für den Umgang mit Risiken definiert:

―	Jedes Unternehmen muss sich bietende Chancen nutzen. Dabei gilt der Grundsatz "Keine Chance ohne Risiko" - Risiken sind daher grundsätzlich nicht zu vermeiden.
―	Chancen und Risiken werden offen kommuniziert.
―	Risiken werden regelmäßig analysiert und bewertet.
―	Risiken sind so weit wie möglich durch entsprechende Maßnahmen abzusichern.
―	Geschäfte, die eine unmittelbare Gefährdung für den Unternehmensbestand darstellen, sind zu vermeiden.

Die Phase der Risikoidentifikation umfasst die Sammlung aktueller und zukünftiger (potenzieller und latenter) Risiken. Sie stellt dadurch den wichtigsten Schritt im Rahmen des Risikomanagements dar, denn ihr Ergebnis ist entscheidend für die in allen nachfolgenden Prozessschritten ablaufenden Tätigkeiten. Instrumente, die zur Identifikation von Risiken eingesetzt werden können, sind neben Analysen (Unternehmungsanalyse, Umfeldanalyse) und Prognosen v. a. die Frühaufklärung. Letztere hat neben einer frühzeitigen Erfassung verdeckt bereits vorhandener Risiken auch eine Ortung latenter Chancen sowie die Sicherstellung der Einleitung entsprechender Maßnahmen zur Risiko- / Chancensteuerung zum Inhalt. Sie kann operativ - auf Basis von Kennzahlen, Hochrechnungen und Indikatoren - sowie strategisch - auf Basis von "Weak Signals" - ausgerichtet sein.

Die Risikoidentifikation erfolgt bei Energiekontor auf verschiedenen organisatorischen Ebenen im Rahmen eines ineinander verzahnten Prozesses. In turnusmäßig oder anlassbezogen stattfindenden Sitzungen und Workshops werden Risiken vor allem auf der Grundlage von regelmäßigen Umfeld-, Markt- und Wettbewerbsanalysen identifiziert und bewertet. Mindestens einmal jährlich wird im Rahmen der Risikoanalyse und Risikobewertung ein Risikoportfolio erstellt, in dem die identifizierten Risiken nach Entrittswahrscheinlichkeit und (potenzieller) Schadenshöhe bewertet und visualisiert werden. Ziel ist es, vor allem die zentralen und ggf. bestandsgefährdenden Risiken herauszufiltern und durch entsprechende Maßnahmen zu vermeiden bzw. die Eintrittswahrscheinlichkeit zu reduzieren.

Im Rahmen der Risikosteuerung müssen dann Möglichkeiten gefunden werden, die eine Reaktion auf das identifizierte und bewertete Risikospektrum erlauben und gleichzeitig im Einklang mit der festgelegten Risikopolitik stehen. Durch unterschiedliche Strategien und Maßnahmen soll aktiv versucht werden, das Verhältnis von Chancen und Risiken auszugleichen und die Risikostrategie an die Gesamtunternehmungsstrategie anzupassen. Dabei stehen einer Unternehmung grundsätzlich vier verschiedene Steuerungsmöglichkeiten zur Auswahl: Vermeidung mit gleichzeitigem Geschäftsverzicht, Verminderung, Überwälzung z. B. auf eine Versicherung oder das Selbsttragen des Risikos.

Bei Energiekontor liegt der Schwerpunkt der Risikosteuerung dabei vor allem auf

―	den Maßnahmen zur Risikoverminderung und -kompensation (z. B. Entwicklung von Plan B-Maßnahmen oder spezieller Maßnahmenprogramme (EEG / CfD-Maßnahmen) zur Reduzierung regulatorischer Risiken)
―	Maßnahmen zur Risikoüberwälzung auf Dritte (z. B. durch den Abschluss von Versicherungen oder Einbindung externer Haftungspartner)
―	sowie auf der Vermeidung bestandsgefährdender Risiken.

Insbesondere bei dem letztgenannten Punkt spielen interne Risikorichtlinien eine zentrale Rolle, um vornehmlich potenzielle Finanz- und Haftungsrisiken, die aus eigenen Handlungen resultieren, von vornherein auszuschließen bzw. weitgehend zu minimieren.

Die Risikokontrolle soll gewährleisten, dass die tatsächliche Risikosituation der Unternehmung mit der geplanten Risikoprofilsituation übereinstimmt. Zur Unterstützung der Kontrolle ist es notwendig, ein Berichtswesen in der Unternehmung zu implementieren, das die Risikosituation aufzeigt, die Risiken im Zeitablauf darstellt und einen Gesamtüberblick ermöglicht. Um diesbezüglich Redundanzen zu vermeiden und keine Parallelprozesse und -strukturen im Unternehmen zu etablieren, wurden Risikoreporting und die Risikokontrolle bei Energiekontor weitestgehend in das vorhandene Controlling- und Berichtswesen integriert.

Risikomanagement-Kreislauf

Prozessbegleitend ist eine Risikokommunikation im Unternehmen erforderlich, die eine rechtzeitige Weiterleitung der relevanten Informationen an die jeweils Verantwortlichen sicherstellt und das Risikobewusstsein in der Unternehmung stärken soll.

Rechnungslegung und Risikomanagement

Auch im Bereich der Rechnungslegung kommt dem Risikomanagement eine gewisse Bedeutung zu, wenn auch die Prozesse im Bereich der Rechnungslegung nicht expliziter Bestandteil des Risikomanagementsystems sind. Im Hinblick auf den Rechnungslegungsprozess soll das interne Kontrollsystem (IKS) eine vollständige, richtige und zeitnahe Übermittlung und Verarbeitung von Informationen gewährleisten. Vermieden werden sollen damit materielle Falschaussagen in Buchführung und externer Berichterstattung bei der Aufstellung des Abschlusses der Energiekontor AG, des Lageberichts, des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Ein wesentliches Merkmal des IKS innerhalb des Energiekontor-Konzerns ist die dezentrale Organisation des Rechnungswesens. In allen größenmäßig relevanten, rechtlich selbstständigen Einheiten sind für unternehmenskritische Abläufe und Kernprozesse effiziente Strukturen eingerichtet. Unter Berücksichtigung verfügbarer Ressourcen sowie unter Wirtschaftlichkeits- und Effektivitätsaspekten achtet die Geschäftsführung auf eine weitestgehende Trennung von Ausführungs-, Genehmigungs- und Kontrollfunktionen.

Das Konzernrechnungswesen unterstützt alle in- und ausländischen Gesellschaften im gesamten Konzernrechnungslegungsprozess. In Zusammenarbeit von Rechnungswesen und Abschlussprüfer wird sichergestellt, dass - insbesondere bei Änderungen - die Anforderungen an die externen Berichtserfordernisse hinsichtlich Art und Umfang der Angabepflichten vollumfänglich erfüllt werden. Maßgebliche Bilanzierungs- und Bewertungsvorschriften sowie die Abbildung spezifischer Sachverhalte werden für die Erstellung von Jahres- und Halbjahresabschlüssen zugrunde gelegt.

Die Einzelabschlüsse der Energiekontor AG und ihrer Tochtergesellschaften werden unter Beachtung der jeweiligen landesrechtlichen Vorschriften lokal erstellt und in einen IFRS-konformen Abschluss übergeleitet. Zu Kontroll- und Steuerungszwecken werden die Meldedaten aus den Abschlüssen in der Energiekontor AG zentral analysiert und mit den Informationen aus der Unternehmensplanung sowie der internen, unterjährigen Berichterstattung verglichen, um festzustellen, inwieweit prognostizierte Kenngrößen und Kennzahlen erreicht wurden.

Überwacht werden auch die Chancen- und Risikobeurteilung und -entwicklung, das Investitionsbudget, die Entwicklung des Belegschaftsstandes, der Fortgang wesentlicher Entwicklungsprojekte, der Umfang der als Sicherheit gestellten Vermögenswerte oder die Einhaltung von Kennzahlen. Die Konsolidierung einschließlich Dokumentation und Analyse der Berichtsdaten erfolgt mittels handelsüblicher Standardsoftware. Im Fall von ungewöhnlichen oder komplexen Sachverhalten bestehen zudem eigens entwickelte Tabellenkalkulationslösungen.

Das Management von Finanzrisiken wird im Anhang zum Konzernabschluss im Kapitel "Bilanzierung- und Bewertungsgrundsätze, Währungsumrechnung" bzw. "Finanzielle Risiken und Finanzinstrumente" näher erläutert. Um den strengen Anforderungen zu genügen, achtet die Unternehmensführung auf die Einhaltung notwendiger Dokumentationspflichten. Änderungen aus Grundgeschäften, die sich aus dem gewöhnlichen Geschäftsverkehr ergeben können, werden fortlaufend überwacht. Dabei werden unterschiedliche Kontrollmechanismen genutzt, wie die Beachtung des Vier-Augen-Prinzips, der Einsatz von Checklisten, eine duale Unterschriftenregelung bei verpflichtendem Schriftverkehr, ein gestaffeltes Genehmigungssystem bei Bestellvorgängen, die Verpflichtung zur Einholung von Vergleichsangeboten vor Auftragserteilung an Lieferanten, ein Berechtigungskonzept, das die Zugriffsrechte auf einzelne IT-Systeme und Systemtransaktionen sowie elektronische Speichermedien regelt. Prozessunabhängige Überwachungsmaßnahmen werden vom Aufsichtsrat durchgeführt.

Über die Entwicklung einzelner Risiken, die wesentlichen Einfluss auf Abschlussgrößen haben, wird regelmäßig in Schriftform und in Gesprächen berichtet. Hierzu gehören unter anderem die Bewertung von Rückstellungen und Eventualverbindlichkeiten, die Werthaltigkeit des Anlage- und Vorratsvermögens, die Beurteilung zweifelhafter Forderungen, das Kapitalmanagement oder die Kostenentwicklung laufender Aufträge. Es wird monatlich über die aktuelle Finanzplanung, die Inanspruchnahme von Kredit- und Avallinien sowie über offene Positionen an den Vorstand berichtet. Abweichungen werden kommentiert und verfolgt.

Die aus der Finanzberichterstattung gewonnenen Erkenntnisse fließen unter Berücksichtigung der Risikostrategie des Vorstands und weiterer wesentlicher Einflussgrößen in die jährlich aufgestellte Planung ein. Die am Rechnungslegungsprozess beteiligten Mitarbeiter werden z. B. in Form von regelmäßig stattfindenden Schulungen und Workshops zielgerichtet fortgebildet. So wird sichergestellt, dass sie den wachsenden fachlichen Ansprüchen dauerhaft gerecht werden.

Hierzu gehören die Betreuung und Bearbeitung von besonderen Sachverhalten in steuerlichen Fragestellungen, Bonitätsprüfungen und die Ermittlung beizulegender Zeitwerte von derivativen Finanzinstrumenten.

Die Gesamtheit aller vom Vorstand initiierten Maßnahmen ist darauf ausgerichtet, eine koordinierte, ordnungsgemäße und termingerechte Abschlusserstellung und -prüfung sicherzustellen sowie die Möglichkeiten zu unlauteren Handlungen zu reduzieren. Trotz einer kontinuierlichen Weiterentwicklung des rechnungslegungsbezogenen internen Kontroll- und Risikomanagementsystems kann dennoch nicht sicher ausgeschlossen werden, dass wesentliche Falschaussagen in der Finanzberichterstattung gemacht werden.

Organisation des Risikomanagements der Energiekontor AG

Das Risikomanagement der Energiekontor AG ist weitestgehend in die vorhandene Ablauf- und Aufbauorganisation integriert, um Redundanzen und parallele Organisations-, Entscheidungs- und Berichtsstrukturen zu vermeiden und um sicherzustellen, dass die zentralen Geschäftsrisiken regelmäßig in den Führungsgremien behandelt werden. Auf die Implementierung einer separaten Risikoorganisation bestehend aus Risikobeauftragten, Risikokoordinatoren und separaten Risikogremien wurde insofern verzichtet. Hinzu kommt, dass es sich bei einem Großteil der Risiken um projekt- und / oder regionenspezifische Risiken handelt, die überwiegend dezentral in den einzelnen Abteilungen und Bereichen behandelt werden, weshalb sich die bei Energiekontor bestehende implizite Risikomanagement-Organisation in der Vergangenheit als effizientes Organisationsmodell bewährt hat.

Insgesamt ist das Risikomanagement in die routinemäßigen Arbeitsprozesse des Unternehmens integriert. Das Reporting verläuft dabei als Bottom-up-Struktur von der Mitarbeiterebene bis in die obersten Entscheidungsgremien. Mögliche Risiken werden bereits auf der Arbeitsebene der einzelnen Projektgruppen identifiziert und in den wöchentlichen Meetings, den Team- und Abteilungsmeetings sowie den Entscheidungsratssitzungen diskutiert. Ggf. werden dort bereits Maßnahmen zum Umgang mit den jeweiligen Risiken, die u. U. bereits in hausinternen Leit- und Richtlinien geregelt sind, beschlossen. Sofern nötig, werden die Fragen zur Risikobehandlung der Geschäftsführungs- bzw. der Aufsichtsratssitzung vorgelegt. Bei grundlegenden sowie bereichsübergreifenden Themen werden außerdem Arbeitsgruppen aus unternehmensinternen Experten gebildet, um in regelmäßig stattfindenden Meetings oder nach Bedarf ausgerichteten Workshops Lösungen für spezifische Fragestellungen zu erarbeiten.

Prozess des Risikomanagements

Kernrisiken der Energiekontor-Gruppe

Als Ergebnis der durchgeführten Risikoanalysen ergeben sich aktuell die nachfolgend kurz skizzierten Kernrisiken für Energiekontor. Diese (und weitere) Risiken wurden im Rahmen der Risikobewertung u. a. in einem Risikoportfolio klassifiziert, um konkrete Maßnahmenprogramme für die zentralen Risiken zu erarbeiten.

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Kategorie	Wahrscheinlichkeit	Ausmaß
Regulatorischer Rahmen	hoch	hoch
Marktposition	mittel	hoch
Mittelrückführung	mittel / niedrig	hoch
Vertrieb	sehr niedrig	hoch
Akquisition	mittel / hoch	mittel / hoch
Zinsen / Währung	mittel	mittel / hoch
Windaufkommen	mittel	mittel / hoch
Finanzierung	mittel	mittel
Klagen	mittel	mittel
Organisation	niedrig	mittel
Verträge	sehr niedrig	mittel
Projektierung	mittel / hoch	niedrig / mittel
Lieferanten / Fristen	mittel / hoch	niedrig / mittel
Berichtswesen	niedrig	niedrig / mittel
Technik	mittel / niedrig	niedrig
Rückkauf	niedrig	niedrig

Die Risiken aus allen Gruppen können gleichermaßen hoch sein, deren wirtschaftliche Auswirkungen und deren Beeinflussbarkeit unterscheiden sich jedoch. Die Möglichkeiten des konstruktiven Umgangs mit einschneidenden Veränderungen, vor allem bei frühzeitiger Erkennung und Einleitung entsprechender Maßnahmen zur Risikobeherrschung, bestehen bei allen Risiken. Daher werden im Reporting der Energiekontor-Gruppe entsprechende Indikatoren erfasst und ausgewertet. Durch eine intensive Kontaktpflege mit den Verbänden, Banken, Herstellern und Kunden können Risiken früh erkannt und marktgerechte Alternativen entwickelt werden.

Die Risiken werden nachfolgend in strategische und operative Risiken und innerhalb dieser Kategorien in verschiedene Gruppen unterteilt.

Strategische Risiken

Risiken regulatorischer Rahmenbedingungen

Die ökonomische Situation eines Projekts hängt weiterhin entscheidend von der Vergütung des eingespeisten Stroms ab. Europaweit ist eine eindeutige Tendenz festzustellen, nach der die erneuerbaren Energien durch entsprechend geänderte Rahmenbedingungen an die Wettbewerbsbedingungen des Strommarktes herangeführt werden sollen. In Deutschland wird die Vergütung weiterhin durch das Gesetz zum Vorrang erneuerbarer Energien oder Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geregelt, das in den letzten Jahren grundlegend überarbeitet wurde. Das aktuelle EEG 2017 wurde im August 2016 beschlossen und ist seit dem 1. Januar 2017 in Kraft. Ein zentraler Aspekt des überarbeiteten EEGs ist die Einführung eines Ausschreibungsverfahrens, um die Förderhöhe zu ermitteln. Während die erste Ausschreibung für Wind in Deutschland auf Mai 2017 terminiert wurde, fand die erste Ausschreibungsrunde für Photovoltaik-Anlagen in Deutschland bereits Anfang 2015 statt. Aufgrund der im EEG 2017 geregelten Änderungen (begrenzter jährlicher Ausbau, einstufiges Referenzertragsmodell mit festgelegtem Höchstbieterpreis etc.) könnte sich der Ausbau der erneuerbaren Energien unter Umständen verlangsamen. Entscheidend sind für die Energiekontor-Gruppe neben der festgelegten Vergütungshöhe vor allem die Übergangsfristen, Laufzeiten und Deckelungen sowie die Einführung eines Ausschreibungsverfahrens. Der Bestandsschutz von Altanlagen sollte jedoch nicht davon berührt sein.

In Portugal und Großbritannien gibt es ebenfalls gesetzliche Regelungen bezüglich der Vergütung von Wind- und Sonnenstrom. Während in Portugal nach bestimmten Verfahren Betreiberlizenzen vergeben werden, wurde auch in Großbritannien ein Ausschreibungsmodell (CfD) entwickelt, das dem in Deutschland sehr ähnlich ist. Unter der konservativen Regierung findet dieses Modell jedoch seit 2015 keine Anwendung im Bereich Onshore-Wind. Die Energiekontor-Gruppe hat sich daher darauf eingestellt, die Kalkulation für Windenergieprojekte in Großbritannien an den Marktpreisen zu orientieren und sich auf besonders windstarke Standorte zu konzentrieren.

Grundsätzlich können diese Gesetze auch rückwirkend verändert oder außer Kraft gesetzt werden. Als weiteres Risiko kann nicht ausgeschlossen werden, dass Projektgenehmigungen von Behörden aus politischen Gründen verzögert werden. Das Ertrags- und Ergebnisrisiko wird durch die internationale Diversifikation der Energiekontor-Gruppe und die Zusammenarbeit mit Experten reduziert.

Marktpositionsrisiken

Die Energiekontor AG sieht sich in ihren Kernmärkten Deutschland und Großbritannien mit starken Wettbewerbern konfrontiert, von denen einige in bestimmten Geschäftsfeldern aufgrund ihrer Größe und Ressourcenausstattung über Wettbewerbsvorteile verfügen. Ein besonders starker Wettbewerb besteht im Hinblick auf die Akquisition attraktiver Anlagenstandorte, die Beschaffung und den Einkauf von Windkraftanlagen sowie die Einwerbung von Eigenkapital auf dem Kapitalmarkt. Diese Wettbewerbssituation kann unangemessene Preisanstiege verursachen, vorhandene Ressourcen stark verknappen oder bedingt durch hohen Zeitdruck zu Fehlentscheidungen im Unternehmen führen. Darüber hinaus kann sich das Marktumfeld grundsätzlich durch die suboptimale Kommunikation oder im schlechtesten Fall den Konkurs von Mitbewerbern und einen damit einhergehenden Reputationsverlust der Branche verschlechtern. Investoren könnten sich aufgrund einzelner Problemfälle gegen geplante Investitionen in den Bereich der erneuerbaren Energien entscheiden. Durch die gute Aufstellung der Energiekontor-Gruppe im In- und Ausland und die Diversifikation in die Onshore- und PV-Projektentwicklung versucht sich das Unternehmen Wettbewerbsvorteile zu verschaffen und die Marktposition auf diesem Weg zu stärken.

Risiken aus der Rückführung von Anleihefinanzierungen

Insgesamt hat die Energiekontor-Gruppe in den vergangenen Jahren nach Abzug der bereits zurückgezahlten Anteile rund € 117 Mio. von privaten Investoren durch die Emission von Anleihen bzw. Inhaber-Teilschuldverschreibungen eingeworben. Es besteht das Risiko, dass die Rückzahlung von Tranchen zu Zeitpunkten fällig wird, zu denen die Liquiditätssituation des Konzerns eine Rückführung nicht zulässt und eine weitere Fremdfinanzierung nicht möglich ist. Darüber hinaus besteht auch das Risiko, dass das Marktzinsniveau zu den Rückzahlungszeitpunkten ggf. notwendige Anschlussfinanzierungen erheblich erschwert und verzögert. Ggf. könnten derartige Umfinanzierungen nur mit erheblichen Risikoaufschlägen umsetzbar sein. Verzögerungen könnten z. B. auch durch zeitliche Verschiebungen in den Genehmigungsverfahren von geplanten technischen Optimierungs- und Repowering-Maßnahmen für die mit Anleihemitteln finanzierten Windparks entstehen, was wiederum zeitliche und ökonomische Rückwirkungen auf die Refinanzierungsfähigkeit dieser Windparks haben könnte. Sollten Anleihemittel nicht fristgerecht zurückgezahlt werden können, könnte es zu Klagen und Rechtsstreitigkeiten mit Anlegern und im äußersten Fall zu einer Blockierung des Finanzflusses im Unternehmen kommen. Dies könnte es unter Umständen erforderlich machen, vorhandene Liquiditätsreserven der Energiekontor AG zu nutzen und / oder im Bestand befindliche Windparks zu veräußern, um die notwendigen Mittel für Anleiherückführungen fristgerecht zur Verfügung zu stellen. Vorzeitige Kündigungen durch die Anleihegläubiger vor dem vertraglichen Ablauf der Anleihelaufzeiten sind jedoch satzungsgemäß nicht möglich, weswegen unplanmäßige Rückzahlungen, dafür erforderliche Notverkäufe und ähnliche Szenarien ausgeschlossen sind. Alle internen Maßnahmenprogramme sowie die kurz- und langfristigen Liquiditätsplanungen sind darauf ausgerichtet, die vollständige und fristgerechte Rückzahlung der Anleihen auf Basis der vertraglich feststehenden Fälligkeitszeitpunkte rechtzeitig und in geregeltem Umfeld sicherzustellen.

Bislang wurden alle von der Energiekontor-Gruppe emittierten Anleihen jeweils in voller Höhe und fristgerecht mit Zins und Tilgung bedient. Ebenso wurden stets alle fälligen Anleihen und Genussscheine jeweils vereinbarungsgemäß und vollständig an die Gläubiger zurückgezahlt.

Vertriebsrisiken

Grundsätzlich kann sich der Verkauf von Windenergieprojekten oder die Platzierung von Anleihen verzögern oder als gänzlich unmöglich erweisen. Die Marktpreise und Herstellungskosten für genehmigte Projekte können divergieren, sodass ein Verkauf von Windparks für das Unternehmen wirtschaftlich nicht mehr sinnvoll ist. Bedingt durch eine erschwerte Refinanzierung von Investoren können sich Verzögerungen in den Projektabläufen ergeben, die den Cashflow der Energiekontor-Gruppe beeinträchtigen und damit die Umsetzung neuer Projekte gefährden. Vor diesem Hintergrund sind in den vergangenen Jahren verschiedene Vertriebswege etabliert worden.

Organisationsrisiken

Die mangelnde Personalverfügbarkeit oder -qualifikation kann einen Engpass für den Geschäftsverlauf darstellen. Es besteht das Risiko, dass Personal aufgrund bestehender Marktknappheiten nicht zeitgerecht eingestellt werden kann. Dadurch könnten Kostenrisiken entstehen, weil zusätzliche externe Experten und Berater mit der Leistungserbringung beauftragt werden müssen. Aber auch in anderen Unternehmensbereichen muss ausreichend qualifiziertes Personal in Abhängigkeit von unternehmensinternen Abläufen zur Verfügung stehen. Zur Minimierung von Fehlentscheidungen oder zeitlichen Verzögerungen ist hoch qualifiziertes Personal eine wesentliche Voraussetzung. Gleichzeitig muss die Personalstruktur sicherstellen, dass im Unternehmen ausreichend Potenzial für Innovationen und Kreativität besteht. Die Personalstruktur der Energiekontor-Gruppe basiert daher auf einer ausgewogenen Mischung von langjährigen und neuen Mitarbeitern.

Risiken aus dem Berichtswesen

Aufgrund von fehlerhaften Berechnungen, Berichten oder Prognosen können Einschätzungen vorgenommen werden, die sich in der Zukunft nicht erfüllen lassen. Erwartungen können geweckt werden, die sich nicht erreichen lassen. Dieses könnte nicht zuletzt zu einer Abkehr der Aktionäre und damit zu einem überproportionalen Absinken des Aktienkurses führen. Die langjährige Erfahrung der Energiekontor-Gruppe relativiert dieses Risiko.

Rückkaufrisiken

Grundsätzlich sind die Beteiligungsangebote der Energiekontor AG auf eine Laufzeit von 20 Jahren ausgelegt. Abweichend davon hat das Unternehmen den Kommanditisten verschiedener Windparkbetreibergesellschaften bereits beim Beitritt zur Gesellschaft den Rückkauf ihrer Beteiligung nach fünf oder zehn Jahren Laufzeit angeboten. Die bei Angebotsabgabe sorgfältig kalkulierten Rückkaufpreise gewährleisten den Rückkauf der Anteile oder des gesamten Geschäftsbetriebs zu für die Energiekontor AG wirtschaftlichen Bedingungen. Diese optionalen Rückkaufverpflichtungen können seit Ende 2007 sukzessive wirksam ausgeübt werden. Sofern sich die Kommanditisten für den Verkauf entscheiden, sind einzelne oder alle Kommanditanteile gesamtheitlich oder in Tranchen oder aber der gesamte Geschäftsbetrieb der jeweiligen Windparkbetreibergesellschaften zu einem definierten Kaufpreis zu übernehmen.

Ein Risiko besteht darin, dass der kalkulierte Rückkaufpreis zum Rücknahmezeitpunkt nicht dem dann gegebenen tatsächlichen Marktwert entspricht und insofern Wertberichtigungen vorgenommen werden müssen. Ein weiteres Risiko könnte aus ungünstigen Kapitalmarktentwicklungen resultieren, die sich nachteilig auf die Konditionen (Zins, Laufzeit) der Rückkauffinanzierung auswirken können. Sollten Rückkäufe darüber hinaus zu einem Zeitpunkt getätigt werden müssen, zu dem benötigte Fremdmittel von den Banken restriktiv vergeben werden, könnte dieses neben rechtlichen Risiken auch zu finanziellen Engpässen der Energiekontor-Gruppe führen.

Zur Minimierung dieser Risiken werden sämtliche Rückkäufe systematisch geplant und frühzeitig alternative Finanzierungslösungen entwickelt. Außerdem stehen den Projekten entsprechende Werte gegenüber, die eine Finanzierung in der Zukunft absichern.

Operative Risiken

Umfeldrisiken

Akquisitionsrisiken

Entscheidend hängt die geplante Unternehmensentwicklung von der Gewinnung neuer potenzieller Windparkflächen, aber auch dem Aufbau / Zukauf von neuen Projekten für den konzerneigenen Bestand ab. Durch einen verstärkten Flächenwettbewerb und damit einhergehende mögliche überdurchschnittliche Pachtforderungen können sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für zukünftige Projekte deutlich verschlechtern. Dieses könnte die geplante Unternehmensentwicklung negativ beeinflussen.

Zins- und Währungsrisiken

Die Zins- und Währungsbewegung auf den internationalen Märkten kann sich auf die Kreditkonditionen für neue Projekte auswirken, die dadurch in ihrer Wirtschaftlichkeit beeinträchtigt werden können. Um dem Zinsrisiko zu begegnen, nutzt die Energiekontor AG insbesondere bei den Auslandsprojekten teilweise entsprechende Zinssicherungsinstrumente innerhalb der Projektfinanzierung, die langfristig eine zuverlässige Planung ermöglichen und Schwankungen ausgleichen. Währungsrisiken bestehen ausschließlich im Zusammenhang mit der Projektentwicklung und -realisierung in Großbritannien. Zur Minimierung von Währungsrisiken werden üblicherweise die projektbezogenen Verträge in Pfund abgeschlossen. Darüber hinaus wird bei Kreditvalutierung in der Regel ein Hedging zur Absicherung gegen Währungsrisiken vorgenommen.

Finanzierungsrisiken

Insbesondere wegen der Finanzmarktsituation kann sich grundsätzlich die Finanzierung von Windparkprojekten verzögern oder gänzlich versagt werden. Steigende Risikomargen der Banken und damit verbundene hohe Finanzierungskosten können die Wirtschaftlichkeit genehmigter Projekte und damit deren Umsetzung gefährden. Bedingt durch mögliche erhöhte Sicherheitsanforderungen der Banken, Tendenzen zu Konsortialfinanzierungen, Bankenforderungen nach kürzeren Kreditlaufzeiten und höheren Eigenkapitalquoten oder andere noch nicht vorhersehbare Änderungen für die Finanzierungspraxis können sich Verzögerungen oder Gefährdungen der Projektfinanzierungen ergeben. Vor dem Hintergrund der aktuell herrschenden Bankenkrise kann die Übernahme von Banken oder deren Insolvenz nicht gänzlich ausgeschlossen werden. Sollten Banken zahlungsunfähig werden oder ihre Geschäftspolitik grundsätzlich ändern, könnte sich dieses auf Auszahlungen, Kredite (z. B. Betriebsmittelkredite) oder deren Konditionen und damit auf die Liquidität auswirken.

Um diesen Risiken zu begegnen, sind schon in der Vergangenheit unterschiedliche Banken für die Projektfinanzierung in Anspruch genommen worden. Dabei wurden vor allem kleinere bzw. mittelständische Institute berücksichtigt, die einerseits über eine ausreichende Liquidität verfügen und andererseits aufgrund ihrer regionalen Aufstellung nicht oder nicht in so starkem Maße von den Auswirkungen der Finanzmarktkrise betroffen sind. Darüber hinaus versucht die Energiekontor-Gruppe, durch die Begebung von Anleihen und Inhaber-Teilschuldverschreibungen die Abhängigkeit von Banken bei der kurz-, mittel- und langfristigen Finanzierung von Projekten zu reduzieren.

Prozessrisiken

Risiken aus Windaufkommen

Für die Ertragslage eines Windparks ist das standortspezifische Windaufkommen die ausschlaggebende Größe. Neben den bekannten jahreszeitlichen Schwankungen können diese auch über die Jahre auftreten. Dabei sind in der Vergangenheit jährliche Schwankungen von bis zu 30 Prozent vorgekommen. Es ist nicht ausgeschlossen, dass sich aufgrund von mehreren windarmen Jahren oder bei Betriebsbeginn unerwartet schwacher Windsituation die Wirtschaftlichkeit eines Projekts nachhaltig verschlechtert. Dieses Risiko hat im Hinblick auf das Segment der konzerneigenen Windparks eine besondere Relevanz. Mindererträge durch schwache Windjahre wirken sich hier unmittelbar auf die Einnahmen- und Ergebnissituation im Konzern aus. Daraus wiederum resultiert ein spezifisches Risiko für die Energiekontor AG, da sich Mindererträge bei den konzerneigenen Windparks nachteilig auf die Fähigkeit dieser Beteiligungsgesellschaften zur Rückführung der von der Energiekontor AG gewährten langfristigen Ausleihungen auswirken und entsprechenden Wertberichtigungsbedarf zur Folge haben könnten. Bei Neuprojekten wird dem Risiko des Windaufkommens durch entsprechende Sicherheitsabschläge und Worst-Case-Szenarien begegnet, sodass auch in windärmeren Jahren die Rückführung der Kredite nicht gefährdet ist.

Klagerisiken

Grundsätzlich besteht in allen Phasen der Projektierung das Risiko, dass Klagen / Widersprüche zu Verzögerungen oder zum Versagen von Genehmigungen führen können. Nicht ausgeschlossen werden kann dies auch, wenn Genehmigungen bereits erteilt oder Windkraftanlagen schon errichtet sind. Grundsätzlich ist es möglich, dass Klagen und Widersprüche zu Verzögerungen führen, Windparks bei fehlerhaften Planungen / Genehmigungen rückgebaut werden müssen oder sich nachträglich aufgrund von behördlichen Verordnungen Ausfallszeiten und Betriebsreduzierungen ergeben. Um diesen Risiken zu begegnen, erfolgt die Planung der Energiekontor-Projekte mit der angemessenen Sorgfalt und mit renommierten, erfahrenen Partnern. Auch im Rahmen der Anleiheemissionen sind Klagen von Anleihegläubigern nicht auszuschließen. Diesem Risiko wird durch eine hohe interne Kontrolle und die Zusammenarbeit mit externen Experten begegnet.

Vertrags- und Planungsrisiken

Vertragliche Regelungen sind in der Projektierung von Windparks ein zentraler Bestandteil. Verträge werden sowohl im Rahmen der Projektierung, z. B. mit Anlagenherstellern oder Grundstückseigentümern, als auch mit Investoren oder mit institutionellen Anlegern abgeschlossen. Risiken liegen zum einen in fehlerhaften Verträgen, zum anderen im grundsätzlichen Prozessrisiko auch bei einwandfreien vertraglichen Regelungen. Zur Vermeidung von Fehlern werden in allen Phasen der Projektierung erfahrene Fachleute mit einbezogen. Darüber hinaus werden wesentliche Risiken durch entsprechende Versicherungen ausgeschlossen oder zumindest reduziert.

Risiken aus Projektierung und zeitlichen Verschiebungen

Grundsätzlich besteht bei allen Planungsprojekten das immanente Risiko von zeitlichen Verzögerungen, die sich nachteilig auf die Wirtschaftlichkeit der Projekte auswirken können. Zu zeitlichen Verzögerungen kann es dabei in allen Projektphasen kommen. Die meisten unvorhersehbaren Ereignisse finden im Genehmigungsverfahren oder in der Bauphase statt. Darüber hinaus besteht auch das Risiko, dass Projekte gänzlich ausfallen, weil z. B. Genehmigungen versagt oder widerrufen werden oder aber eine wirtschaftliche Durchführung aufgrund von Parameteränderungen nicht möglich ist. Diesen Risiken kann nur durch gezielte Flächenakquisition in Eignungsgebieten, eine geografisch diversifizierte Projektpipeline, ein professionelles Projektmanagement sowie ein optimiertes Vertrags- und Claim-Management begegnet werden.

Lieferantenrisiken

Zentrale Eingangsgröße der Projektplanung und deren Wirtschaftlichkeit sind die Preise und Lieferfristen für die Windkraftanlagen. Beide Parameter haben sich in den letzten Jahren aufgrund der Finanzkrise im Vergleich zu den Vorjahren positiv entwickelt (Verkürzung der Lieferzeiten, sinkende Anlagenkaufpreise). Es ist nicht ausgeschlossen, dass sich in den nächsten Jahren hier die Konditionen verschlechtern und sich dadurch der wirtschaftliche Druck auf die Projektrentabilität erneut erhöht. Aktuell scheint sich die Situation auf dem Anlagenmarkt jedoch vor dem Hintergrund der Finanzkrise zu entspannen. Durch lange Lieferzeiten, Preissteigerungen sowie den Wettbewerb um knappes Errichtungsgerät könnte sich die Wirtschaftlichkeit verschlechtern, woraus wiederum eine zeitliche Verschiebung der Projektrealisierung resultieren könnte. Um die wirtschaftliche Planbarkeit der Projekte zu gewährleisten, wird diesen Risiken durch frühzeitige Vertragsabschlüsse mit allen beteiligten Projektpartnern sowie ein straffes Projektmanagement begegnet.

Technische Risiken

Trotz Erprobung und Vermessung der Windkraftanlagen ist deren technische Reife und einwandfreie Funktionsweise nicht immer gewährleistet. Es besteht das Risiko, dass Windkraftanlagen die vertraglich gesicherten Eigenschaften wie z. B. Leistungskennlinien, Verfügbarkeiten oder Schallleistungspegel nicht einhalten können. Diesem Risiko wird durch die Auswahl von Windkraftanlagen verschiedener renommierter Hersteller sowie den Abschluss entsprechender Gewährleistungs- und Wartungsverträge zu begegnen versucht. Außerdem werden Vertragsstrafen und Haftungsklauseln vereinbart. Darüber hinaus werden zur Minimierung dieser Risiken in der Planung entsprechende Sicherheitsabschläge vorgenommen.

SONSTIGES

Erklärung zur Unternehmensführung

Die Erklärung zur Unternehmensführung nach dem Bilanzrechtsmodernisierungsgesetz (BilMoG) finden Sie auf der Internetseite www.energiekontor.de unter der Rubrik "Investor Relations".

Beschluss zur Frauenquote in Führungsebenen

Vorstand und Aufsichtsrat der Energiekontor AG haben sich bei der entsprechenden Beschlussfassung an der aktuellen Frauenquote im Unternehmen orientiert. Demnach beträgt der angestrebte Anteil von Frauen in Vorstand und Aufsichtsrat 0 Prozent und in der Führungsebene unterhalb des Vorstands 17 Prozent.

Anforderungen aus § 315 HGB

Dem Vorstand sind

―	keine Beschränkungen der Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien (§ 315 Abs. 4 Nr. 2 HGB),
―	keine Inhaber von Aktien mit Sonderrechten, die Kontrollbefugnisse verleihen (§ 315 Abs. 4 Nr. 4 HGB), und
―	keine Sonderrechte von Arbeitnehmern in Bezug auf eine Stimmrechtskontrolle (§ 315 Abs. 4 Nr. 5 HGB) bekannt.

Bezüglich der Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals (§ 315 Abs. 4 Nr. 1 HGB) wird auf die Ausführungen im Anhang der AG unter Tz. III.3 verwiesen.

Dem Vorstand sind keine direkten oder indirekten Beteiligungen am Kapital (§ 315 Abs. 4 Nr. 3 HGB) größer als 10 Prozent bekannt, mit Ausnahme der nachfolgend dargestellten Beteiligungsverhältnisse:

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Name, Funktion	Aktien Stück
Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender)	4.184.335
Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender)	4.187.974

Gemäß § 315 Abs. 4 Nr. 6 HGB wird darauf hingewiesen, dass gemäß § 6 (1) der Satzung der Aufsichtsrat die Vorstandsmitglieder ernennt und ihre Zahl bestimmt. Weitere Einzelheiten der Ernennung und der Abberufung regeln die gesetzlichen Vorschriften der §§ 84 ff. AktG.

Satzungsänderungen erfolgen entsprechend den Regelungen im AktG.

Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehen, existieren nicht (Angabe gemäß § 315 Abs. 4 Nr. 8 HGB).

Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft, die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern getroffen sind, existieren nicht. Es gelten die gesetzlichen Regelungen (Angabe gemäß § 315 Abs. 4 Nr. 9 HGB).

Darüber hinaus liegt kein Übernahmeangebot vor (§ 315 Abs. 4 Nr. 8 und 9 HGB).

Vergütungsbericht

a) Vorstand

Die Mitglieder des Vorstands erhielten im Geschäftsjahr 2016 Gesamtbezüge für ihre Tätigkeit in Höhe von T€ 873 (Vorjahr T€ 624). Der variable Anteil hiervon beträgt T€ 344 (Vorjahr T€ 192).

In der ordentlichen Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 wurde beschlossen, von der in den §§ 286 Abs. 5, 314 Abs. 3 HGB vorgesehenen Opt-out-Möglichkeit Gebrauch zu machen. Auf Grundlage dieses Beschlusses ist die in § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB sowie § 314 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB geregelte Offenlegung der Bezüge jedes einzelnen Vorstandsmitglieds in den Jahresabschlüssen und Konzernabschlüssen der Gesellschaft für die Geschäftsjahre bis einschließlich 2020 entbehrlich.

Von Dritten sind ihnen Leistungen im Hinblick auf ihre Tätigkeit im Vorstand weder zugesagt noch im Geschäftsjahr gewährt worden.

b) Aufsichtsrat

Die Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats ist in der Satzung geregelt und wird betragsmäßig in der Hauptversammlung beschlossen. Die Aufsichtsratsvergütung betrug im Geschäftsjahr 2016 insgesamt T€ 90. Sie hat keinen variablen Bestandteil. Daneben erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats die Erstattung ihrer Auslagen.

Neben ihrem Aufsichtsratsmandat haben die Aufsichtsratsmitglieder Dr. Bodo Wilkens und Günter Lammers Leistungen erbracht, für die separate Beratungsverträge mit einem jährlichen Honorar von jeweils T€ 60 abgeschlossen wurden.

PROGNOSEBERICHT

Die Prognose für das laufende Geschäftsjahr orientiert sich an den Wachstumsplänen der Energiekontor AG auf der Grundlage eines soliden Geschäftsmodells und vor dem Hintergrund der gesetzlichen Änderungen bei der Vergütung regenerativ erzeugten Stroms.

a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)

Das Jahr 2017 ist für Energiekontor vor allem durch die Einführung des Ausschreibungssystems in Deutschland geprägt. Hierauf haben sich die einzelnen Bereiche des Unternehmens lange und gut vorbereitet. Dennoch wird sich erst am Ende des aktuellen Geschäftsjahres 2017 herausstellen, mit welchem Erfolg das Unternehmen aus den ersten Ausschreibungsrunden hervorgegangen ist. Ein großer Vorteil ist sicherlich, dass die Energiekontor-Gruppe bereits Ende 2016 allein in Deutschland Genehmigungen für Projekte mit einer Gesamtkapazität von über 80 MW erwirkt hatte, da diese noch zu den Bedingungen des alten EEGs realisiert werden können. Dies ist insbesondere deshalb wichtig, weil die erste Onshore-Wind-Ausschreibung erst im Mai 2017 stattfindet und nicht damit zu rechnen ist, dass alle Projekte, die einen Zuschlag erhalten, aufgrund der marktüblichen Liefer- und Realisierungszeiträume im Jahr 2018 in Betrieb genommen werden können.

Für das Jahr 2017 erwartet die Geschäftsführung folgende Entwicklungen:

In Niedersachsen wurden noch zum Ende 2016 Projekte mit einer Gesamtleistung von 32 MW genehmigt. Die Geschäftsführung geht davon aus, dass diese Projekte im aktuellen Geschäftsjahr 2017 gebaut und in Betrieb genommen werden können.

Beim ebenfalls genehmigten Projekt Debstedt II (4,5 MW) kommt es aufgrund von Nachverhandlungen mit dem Turbinenhersteller zu zeitlichen Verzögerungen. Im Moment ist deshalb davon auszugehen, dass das Projekt erst im Jahr 2018 fertiggestellt wird.

In Nordrhein-Westfalen liegen Genehmigungen von fünf Projekten mit insgesamt fast 30 MW vor. Vier der Projekte befinden sich mittlerweile im Bau. Ein weiteres in der Finanzierungsphase. Die Geschäftsführung geht davon aus, dass alle fünf Projekte noch bis zum Ende des Geschäftsjahres 2017 realisiert werden können.

In der Schwerpunktregion Nord-Nordrhein-Westfalen umfasst die Sondierung möglicher Projekte, die in Kooperation mit der Thüga Erneuerbare Energien realisiert werden sollen, zunächst eine Größenordnung von etwa 50 MW. Etwa 36 MW davon im Kreis Lippe sind in verschiedenen Planungsstufen bis hin zum Genehmigungsverfahren. Die Fertigstellung der ersten Projekte in dieser Region wird allerdings nicht vor 2018 erwartet.

Mit weiteren potenziellen Partnern ist Energiekontor derzeit in Verhandlung. Energiekontor verspricht sich von diesen Kooperationen nicht nur eine erweiterte Projektpipeline durch gemeinsame Investitionen und die Schlagkraft einer starken Interessengemeinschaft, sondern auch eine verstärkte regionale Verankerung und Zusammenarbeit mit Bürgern und Gemeinden.

Die aus dem Jahr 2016 verschobene Inbetriebnahme der Windkraftanlage Klein Woltersdorf (2,4 MW) in der Schwerpunktregion Brandenburg ist im März 2017 erfolgt. Die Anlage Briest III (3,2 MW) hat im vierten Quartal 2016 die Finanzierungszusage erhalten und befindet sich im Bau. Mit der Fertigstellung wird in der zweiten Jahreshälfte 2017 gerechnet. Für zwei weitere Projekte mit einer Gesamtleistung von 12,5 MW hat Energiekontor noch 2016 eine Baugenehmigung erwirkt. Für eines der beiden Projekte, Luckow-Petershagen II im Landkreis Uckermark, wurde im März 2017 die Kreditvalutierung erreicht. Die Anlage mit einer Leistung von 2,75 MW befindet sich derzeit im Bau. Beide Projekte sollen noch bis zum Ende des Geschäftsjahres 2017 in Betrieb genommen werden.

In der neuen Schwerpunktregion Thüringen werden weiterhin geeignete Flächen für den Bau von Windparks geprüft. Dieses Bundesland bietet aus Sicht der Geschäftsleitung gute Voraussetzungen für die Realisierung von effizienten Onshore-Wind-Projekten. Aufgrund der üblichen Planungszeiten rechnet Energiekontor innerhalb der nächsten beiden Jahre jedoch noch nicht mit ergebniswirksamen Aktivitäten in dieser Region.

Insgesamt hat die Energiekontor-Gruppe in Deutschland Projekte mit einer Gesamtkapazität von rund 1.200 MW in der Pipeline, die sich in unterschiedlichen Projektphasen befinden. Für all diese Projekte wurden mindestens die Nutzungsverträge abgeschlossen. Teilweise befinden sich die Projekte schon in Bauantrags- und Genehmigungsverfahren, sind schon genehmigt oder sogar schon im Bau. Hinzu kommt eine Projektpipeline in Großbritannien von etwa 600 MW. Auch wenn nur ein Teil dieser Projekte im Geschäftsjahr 2017 umgesetzt werden kann, hat das Unternehmen damit ausreichend Vorsorge für seine mittelfristigen Wachstumsziele getroffen.

In Großbritannien liegt die Förderung von Onshore-Wind seit der Wahl der konservativen Regierung im Mai 2015 auf Eis. Offiziell gilt nach dem Auslaufen des auf Zertifikaten beruhenden ROC-Regimes auch hier das Contracts for Difference (CfD) genannte Ausschreibungssystem, allerdings wurde die Onshore-Wind-Technologie dabei bisher noch nicht berücksichtigt.

Unabhängig davon lagen 2016 drei Baugenehmigungen für Projekte in England (Hyndburn II und Withernwick II) und Wales (Pencarreg) vor. Für Withernwick II besteht aufgrund einer Übergangsregelung sogar noch eine gewisse Chance, eine ROC-Vergütung zu bekommen. Mindestvoraussetzung dafür ist die Inbetriebnahme dieses Projekts bis spätestens Ende Januar 2018. Dies sollte bei planmäßigem Verlauf auch machbar sein, da nach aktuellem Zeitplan die Inbetriebnahme für das Jahresende 2017 angestrebt wird. Für die beiden anderen Windparks ist aufgrund der aktuellen Planungsstände eine Inbetriebnahme erst in 2018 möglich.

Aktuell ist davon auszugehen, dass alle weiteren, derzeit in der Projektierung befindlichen Windparkprojekte in Großbritannien ohne staatliche Förderung auskommen müssen und nur auf Basis von Marktpreisen bzw. langfristigen Stromabnahmeverträgen mit industriellen Endabnehmern (sogenannte Enduser PPAs) realisiert werden können. Der Fokus in der Projektierung liegt daher klar auf möglichst großen und windreichen Standorten in Schottland, wo der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien politisch ausdrücklich erwünscht ist und unterstützt wird. Hier hat die Energiekontor-Gruppe in den letzten zwei bis drei Jahren Flächen für die Windparkrealisierung von mehr als 600 MW gesichert. Mit ersten Inbetriebnahmen aus dieser Pipeline ist jedoch erst 2018 / 19 zu rechnen. Darüber hinaus sondiert das Team in Großbritannien regelmäßig den Markt, um ggf. bereits entwickelte und / oder genehmigte Projekte zu übernehmen und die Pipeline zeitnah realisierbarer Projekte zu vergrößern.

In Portugal hat sich die Lage nicht wesentlich geändert. So deuten Anzeichen zwar auf eine Verbesserung der Kapitalmarktsituation und der allgemeinen Rahmenbedingungen hin. Allerdings wurden regierungsseitig bisher noch keine neuen Verfahren zur Vergabe von Netzkapazitäten ausgeschrieben. Die Energiekontor-Aktivitäten in Portugal beschränken sich daher zurzeit auf das Bestandsmanagement des vorhandenen Windparkportfolios und die Aktivitäten im Bereich der Rotorblattverlängerung.

Im Bereich Solar gilt seit 2015 sowohl in Deutschland als auch in Großbritannien das Ausschreibungssystem. In Deutschland konzentriert sich Energiekontor auf die Schwerpunktregionen Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Thüringen und Sachsen-Anhalt. Seitdem Energiekontor mit dem Projekt Nadrensee (ca. 9 MW) auf Anhieb erfolgreich an der ersten Ausschreibung in Deutschland teilgenommen hatte, folgten zwei weitere Zuschläge in den Ausschreibungen vom August 2016 und Februar 2017. Das demonstriert auf der einen Seite die Erfahrung, mit der Energiekontor in solche Auktionen geht, und auf der anderen Seite die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens in einem Marktumfeld sinkender Preise.

Das zweite erfolgreich bezuschlagte Solarprojekt, Garzau-Garzin, befindet sich derzeit in der Planungsphase. Die Fertigstellung ist für den Spätsommer 2017 vorgesehen. Für die nächsten Ausschreibungen von jeweils 200 MW im Juni und August 2017 beabsichtigt Energiekontor, sich mit weiteren Projekten zu beteiligen und damit den Solarbereich wie angekündigt weiter auszubauen.

Hierzu sollen auch die Aktivitäten in den neuen Märkten Frankeich und USA beitragen. Mittlerweile hat Energiekontor geeignete Flächen in beiden Ländern identifiziert und treibt die Entwicklung bzw. den möglichen Zukauf von entwickelten Projekten vor Ort weiter voran. Aufgrund der gegenüber Wind schnelleren Entwicklungszeiten hält es die Geschäftsführung für möglich, dass es bereits 2018 zu ersten Umsatzbeiträgen aus diesen Märkten kommt.

In den Niederlanden konzentriert sich die Energiekontor-Gruppe vor dem Hintergrund der niederländischen Ausbaupläne für erneuerbare Energien auf Onshore-Wind. Mit einem eigenen Büro vor Ort und einem holländischen Projektleiter hat Energiekontor auch hier geeignete Standorte identifiziert und erste Nutzungsverträge unterzeichnet. Aufgrund der relativ langen Projektentwicklungszeiten für Wind ist hier in den nächsten beiden Jahren jedoch noch nicht mit einem Umsatzbeitrag zu rechnen.

Grundsätzliches Ziel der Energiekontor-Gruppe ist es, das in der Vergangenheit von Jahr zu Jahr schwankende Niveau der Projektrealisierung zu stabilisieren und nachhaltig zu steigern. Perspektivisch soll jeweils etwa die Hälfte des Umsatzes und des Gewinns im In- und Ausland erzielt werden.

b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks

Das Segment Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks sorgt für kontinuierliche Erträge und schafft dadurch die finanzielle Stabilität und die Grundlage für ein nachhaltiges Unternehmenswachstum. Aus diesem Grunde soll dieser Bereich systematisch verstärkt und ausgebaut werden. Das Wachstum dieses Segments muss jedoch nicht zwangsläufig linear verlaufen. So gab es z. B. durch Repoweringmaßnahmen mit anschließendem Verkauf sowie die Veräußerung des Windparks Gayton le Marsh zur vorzeitigen Rückführung bestehender Kredite auch 2016 einen zwischenzeitlichen Rückgang der unternehmenseigenen Gesamtkapazität. Auch zukünftig behält sich die Unternehmensführung vor, das jährliche Verhältnis von für den Verkauf und für den Eigenbetrieb vorgesehenen Neuprojekten je nach Geschäftslage anzupassen. Mittelfristig ändert sich jedoch nichts an der grundsätzlichen Strategie, etwa die Hälfte aller selbst entwickelten Projekte in den Eigenbestand zu übernehmen und somit das Portfolio konzerneigener Windparks weiter auszubauen.

Durch die im Kapitel "Geschäftsverlauf nach Segmenten" unter c) beschriebenen Effizienzmaßnahmen (Repowering, technische Innovation, Betriebskostenoptimierung, Laufzeitverlängerung und Umfinanzierung bzw. Kreditrückführung) sollten im Laufe der kommenden Jahre darüber hinaus die Erträge in diesem Segment gesteigert und die Kosten reduziert werden.

c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges

Trotz schwankender Einnahmen aufgrund von unterschiedlichen Windjahren ist in den kommenden Jahren ein tendenziell ansteigendes Liquiditäts- und Ergebnisniveau in diesem Segment zu erwarten. Einen Beitrag dazu liefert die sich ständig erhöhende Zahl der Windparks, die in der Betriebsführung betreut werden. Auch für veräußerte Windparks wird die Betriebsführung bisher in allen Fällen durch die Energiekontor-Gruppe durchgeführt. Eine Erweiterung ist außerdem durch die Übernahme der Betriebsführung von Fremdparks denkbar.

Ein Schwerpunkt im Bereich Innovation liegt weiterhin auf der Rotorblattverlängerung. Auf Basis der erfolgreichen Entwicklung für eine Windkraftanlage der 1-MW-Klasse wurde eine Zertifizierung der 1,3-MW-Klasse vorgenommen. Nach erfolgreichen Tests an konzerneigenen 1-MW-Anlagen wurde kürzlich in Portugal der erste Windpark mit 1,3-MW-Anlagen vollständig mit der Rotorblattverlängerung ausgestattet. Die Entwicklung der Technologie für weitere Anlagentypen ist in Planung.

Mit einer Leistungssteigerung von über 7 Prozent ist die Rotorblattverlängerung nicht nur eine wichtige Effizienzmaßnahme für den Eigenparkbestand des Unternehmens, sondern auch ein vielversprechendes Produkt für den internationalen Markt. Die Vermarktung der Technologie erfolgt von Energiekontors Niederlassung in Portugal aus. Als ein potenziell wichtiger Markt wird die Iberische Halbinsel angesehen.

Gesamtunternehmen

Energiekontor hat sich zum Ziel gesetzt, den erneuerbaren Energien zu einer höheren Marktdurchdringung zu verhelfen, damit sie sich mit der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern vergleichen können. Hier möchte Energiekontor eine Pionierrolle bei der Realisierung der wirtschaftlichsten Wind- und Solarprojekte übernehmen. Daher bereiten sich die verschiedenen Abteilungen des Unternehmens mit diversen Effizienzmaßnahmen seit Jahren auf ein verschärftes Marktumfeld und einen höheren Preisdruck vor.

Die bis auf Weiteres eingestellte Förderung von Onshore-Wind in Großbritannien sowie das seit dem Beginn des aktuellen Geschäftsjahrs geltende Ausschreibungsverfahren durch das neue EEG 2017 bestätigen das allgemeine Bestreben, die erneuerbaren Energien an die freien Marktbedingungen heranzuführen.

In Deutschland herrscht dadurch, dass alle bis Ende 2016 genehmigten Projekte unter stufenweisen Abschlägen noch zu den Bedingungen des alten EEGs 2014 vergütet werden, für das aktuelle Geschäftsjahr weiterhin Investitionssicherheit. Hier hat Energiekontor bis Ende 2016 mit Genehmigungen für Projekte mit einer Gesamtleistung von über 80 MW in Deutschland gute Voraussetzungen geschaffen, wenn man davon ausgeht, dass der Großteil dieser Projekte 2017 fertiggestellt werden soll. Nach derzeitigem Stand rechnet die Geschäftsführung im Jahr 2017 mit weiteren Genehmigungen für Projekte mit einer gegenüber 2016 insgesamt mindestens vergleichbaren Größenordnung. Eine gewisse Unsicherheit herrscht aus heutiger Sicht in Bezug auf die Anzahl der erfolgreich aus den Ausschreibungen hervorgehenden Projekte sowie über die erzielten Einspeisetarife.

Mit den Erfahrungen im Ausschreibungsverfahren in Portugal sowie seit 2015 mittlerweile drei Zuschlägen in Ausschreibungen für Solarprojekte in Deutschland ist die Energiekontor-Gruppe jedoch sehr zuversichtlich, auch bei den Ausschreibungen für Onshore-Wind erfolgreich zu sein.

Nachdem die konservative Regierung in Großbritannien die Förderung von Onshore-Wind seit Mitte 2015 faktisch abgeschafft hat, konzentriert sich Energiekontor umso mehr auf große und windreiche Standorte vor allem in Schottland. Mit dieser Verlagerung der Akquisitions- und Projektierungsaktivitäten von England nach Schottland stellt sich Energiekontor bereits heute darauf ein, auf Basis reiner Marktpreise an der Strombörse oder langfristiger PPAs weiterhin profitabel Windparks in Großbritannien planen und errichten zu können.

Trotz der sich wandelnden gesetzlichen Rahmenbedingungen und der tendenziellen Absenkung der Einspeisevergütungen verfügt die Energiekontor-Gruppe durch die langjährige Diversifikation ihrer Aktivitäten auf verschiedene Länder, Schwerpunktregionen und Energieträger sowie den Bestand an konzerneigenen Windparks über eine solide Basis, um auch in den nächsten Jahren erfolgreich agieren zu können.

Dabei tragen die Fortführung von im Unternehmen integrierten und bewährten Strukturen und Arbeitsweisen, wie flache Hierarchien und kostenbewusstes Management, sowie die Nutzung unterschiedlicher Banken, Finanzierungsinstrumente, Anlagenhersteller, Dienstleister und Berater auch in Zukunft zum nachhaltigen und langfristigen Erfolg bei. Die nach wie vor gute Liquiditätssituation des Unternehmens ermöglicht darüber hinaus Raum für flexible Handlungsmöglichkeiten, um im Markt erfolgreich agieren zu können.

In den vergangenen Jahren wurden umfangreiche Projektpipelines in allen Wertschöpfungsbereichen aufgebaut, um künftig ein stabiles und nachhaltiges Unternehmenswachstum zu generieren. Neben den regulatorischen Unwägbarkeiten können aber auch projektspezifische oder situationsbedingte Probleme - wie auch schon in der Vergangenheit geschehen - zu Verzögerungen bei der Erlangung von Genehmigungen, bei der Finanzierung bereits genehmigter Projekte und bei der Inbetriebnahme führen. Als wesentliche Risiken und erfolgsbeeinflussende externe Faktoren sind hier vor allem mögliche Verzögerungen in den Genehmigungsverfahren und in der Projektumsetzung (z. B. durch Witterung, Lieferverzögerungen oder mangelnde Verfügbarkeit von Errichtungsgerät) zu nennen. Derartige externe Entwicklungen können auch für die Zukunft nicht ausgeschlossen werden.

Im Solar-Bereich hat die eigene Entwicklung und schlüsselfertige Umsetzung von Projekten in Deutschland mit sinkenden Einspeisevergütungen und durch Strafzölle fixierte Modulpreise aus Fernost in den letzten Jahren deutlich an Attraktivität eingebüßt. Neue Chancen haben sich durch die Einführung des Ausschreibungsverfahrens ergeben. So hat Energiekontor seit 2015 in Deutschland bereits für drei Solar-Projekte Zuschläge erhalten. Darüber hinaus beabsichtigt die Geschäftsleitung, ihren Spielraum für die weitere Umsetzung von Photovoltaik-Projekten durch die geografische Ausdehnung nach Frankreich und in die USA zu erweitern. In beiden Ländern hat Energiekontor geeignete Regionen identifiziert, in denen nun mit Partnern vor Ort Flächen akquiriert bzw. Projektrechte übernommen werden sollen. Auch die Zusammenarbeit mit möglichen Kooperationspartnern wird derzeit geprüft. Sowohl in Frankreich als auch in den USA hält die Geschäftsführung die Erwirkung von Baugenehmigungen für erste Projekte ab 2018 für möglich.

Eine zentrale Bedeutung im weiteren Wachstumsprozess der Energiekontor-Gruppe kommt dem Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" zu. Die Umsätze aus diesem Segment sind trotz windabhängiger Ertragsschwankungen besser kalkulierbar als diejenigen aus der Projektierung. Zwar hat sich die negative Kombination aus Windausbeute und Währungseffekt im Geschäftsjahr 2016 ungewöhnlich deutlich im Segmentergebnis niedergeschlagen. Grundsätzlich stellen die Einnahmen aus dem Energieverkauf jedoch eine stabile Basis für die Liquiditätsplanung im Konzern dar. Bei der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks handelt es sich insofern um das strategische Kernsegment der Energiekontor AG. Die aus dem Betrieb eigener Windparks erzielten Liquiditätsüberschüsse sollen in den nächsten Jahren durch die Erweiterung des bestehenden Eigenparkportfolios stetig weiter ausgebaut werden, wobei der Ausbau primär durch Übernahme von schlüsselfertig errichteten Windparks aus der eigenen Projektentwicklung erfolgen soll. Die Entscheidung zur Übernahme von Windparks in den eigenen Bestand erfolgt stets situationsabhängig und projektbezogen.

Ziel der Geschäftsleitung ist es, die Voraussetzungen für ein nachhaltiges Unternehmenswachstum weiter zu verbessern, um die Gesamtleistung und das Konzern-EBT sukzessive und nachhaltig in den kommenden Jahren zu steigern. Wesentliche geplante Maßnahmen sind die Verstärkung der Akquisition in allen Planungsbereichen (Inland, Solar, Repowering, Großbritannien und neue Auslandsmärkte) und die Erhöhung der Effizienz durch wirtschaftliche und technische Optimierungsmaßnahmen, insbesondere im Bereich der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks und der Betriebsführung. Die Mitarbeiterzahl soll parallel dazu in den zentralen Wachstumsbereichen sukzessive und gezielt ausgebaut werden. Auch wenn der Wachstumsprozess in den kommenden Jahren bedingt durch die politischen Richtungswechsel und die Umstellung der Vergütungssysteme in allen relevanten Zielmärkten wie in der Vergangenheit nicht ganz linear verlaufen sollte und auch Ergebnisschwankungen nicht ausgeschlossen werden können, verfolgt Energiekontor eine Wachstumsstrategie, die es ermöglicht, die Wachstumsziele auf solidem finanziellen Fundament in den nächsten Jahren sukzessive und nachhaltig zu erreichen.

Für das Geschäftsjahr 2017 geht der Vorstand aufgrund der Jahresplanung und der vorhandenen Projektbestände insgesamt von einem positiven Geschäftsverlauf aus, und zwar sowohl in der AG als auch im Konzern. Unter der Annahme, dass der überwiegende Teil der im Jahre 2016 genehmigten Projekte planmäßig errichtet und zum Jahresende 2017 in Betrieb genommen werden kann, ist aus heutiger Sicht ein Jahresergebnis auf Niveau des Jahres 2016 erreichbar. Dies setzt allerdings voraus, dass alle im Laufe des Jahres 2017 in Betrieb genommenen Projekte an Investoren veräußert werden. Sollten einzelne Projekte hingegen nicht verkauft, sondern in den Eigenbestand übernommen werden, würde sich das ausweisbare Jahresergebnis 2017 entsprechend verringern. Konkrete Entscheidungen hierzu wurden aktuell noch nicht getroffen und hängen vom weiteren Verlauf der Projekte und des Geschäftsjahres 2017 ab. Unabhängig davon bestehen auch in diesem Geschäftsjahr die Risiken vor allem in möglichen Projektverzögerungen, die sich nachteilig auf die Inbetriebnahme und den Verkauf der für 2017 geplanten Projekte auswirken könnten.

Für die einzelnen Segmente lassen sich die Erwartungen wie folgt zusammenfassen:

Im Segment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" wären eine Gesamtleistung und ein EBT auf dem Niveau des Vorjahres möglich, falls alle im Jahr 2017 fertiggestellten Projekte veräußert werden. Sofern hingegen einzelne Projekte in den Eigenbestand übernommen werden, verringert sich das ausweisbare EBT aus der Projektentwicklung gegenüber dem Jahr 2016 entsprechend.

Im Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" wird unter der Voraussetzung eines annähernd normalen Windjahres und keiner weiteren Abwertung des Pfund gegenüber dem Euro mit einem höheren Segment-EBT gegenüber dem Vorjahr gerechnet. Zwar hat sich der Gesamtbestand des Eigenparkportfolios im Vergleich zum Vorjahr durch Verkäufe temporär verringert. Durch die vorzeitige Entschuldung einiger Windparks wird im Laufe des Jahres jedoch auch die Zinslast gesenkt und der Cashflow erhöht. Die Geschäftsführung erwartet, dass sich diese beiden Effekte im Hinblick auf ihre Ergebniswirksamkeit in etwa kompensieren.

Im Segment "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" wird von einer leichten Steigerung in Bezug auf Umsatz und EBT ausgegangen. Grund dafür sind diverse Effizienzmaßnahmen sowie die im Vergleich zum Vorjahr erhöhte Betreuung von Windparks. Da die Managementvergütung bei allen Windparks an die erwirtschafteten Stromerlöse gekoppelt ist, könnten hier allerdings positive Ergebniseffekte der geplanten Portfolioverstärkung durch gegenläufige Effekte eines unterdurchschnittlichen Windjahres kompensiert werden.

BILANZEID

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.

Bremen, im März 2017

Der Vorstand

Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender

Günter Eschen, Vorstand

Jahresabschluss DES KONZERNS (IFRS)

Gewinn- und Verlustrechnung DES KONZERNS (IFRS) 01.01.2016-31.12.2016

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in T€	Erläuterungsziffer Konzernanhang, Teil V.	2016	2015
1. Umsatzerlöse	(1.)	201.764	191.329
2. Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen	(2.)	-35.015	18.808
3. Gesamtleistung		166.749	210.137
4. Sonstige betriebliche Erträge	(3.)	4.481	1.574
5. Betriebsleistung		171.230	211.711
6. Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen	(4.)	-70.523	-116.590
7. Personalaufwand	(5.)	-10.922	-10.476
8. Abschreibungen	(6.)	-18.316	-16.424
9. Sonstige betriebliche Aufwendungen	(7.)	-17.719	-18.553
10. Betriebsaufwand		-117.480	-162.043
11. Betriebsergebnis (EBIT)		53.750	49.668
12. Erträge aus Beteiligungen an assoziierten Unternehmen		28	28
13. Beteiligungsergebnis		28	28
14. Zinsen und ähnliche Erträge		162	474
15. Zinsen und ähnliche Aufwendungen		-18.443	-20.508
16. Zinsergebnis	(8.)	-18.281	-20.035
17. Ergebnis vor Steuern (EBT)		35.496	29.662
18. Ertragsteuern	(9.)	-10.162	-8.751
19. Konzernjahresergebnis		25.334	20.911
Angabe der Earnings per Share (gemäß IAS 33)*	(10.)
Unverwässerte Anzahl der Aktien (gewichtet)		14.600.558	14.632.849
Verwässerte Anzahl der Aktien (gewichtet)		14.600.558	14.632.849
Unverwässertes Ergebnis je Aktie		1,74	1,43
Verwässertes Ergebnis je Aktie		1,74	1,43

* Eine Verwässerung des Ergebnisses je Aktie resultiert aus potenziellen Aktien wie etwa Optionsrechten. Diese wirken allerdings nur dann ergebnisverwässernd, wenn sie die Ausgabe von Aktien zu einem Wert unter dem durchschnittlichen Börsenkurs der Aktie zur Folge haben. In 2016 wie im Vorjahr ergab sich kein Verwässerungseffekt.

KONZERN-GESAMTERGEBNISRECHNUNG 01.01.2016-31.12.2016

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in T€	2016	2015
Konzernjahresergebnis	25.334	20.911
Unrealisierte Gewinne / Verluste aus derivativen Finanzinstrumenten
Unrealisierte Gewinne / Verluste aus derivativen Finanzinstrumenten (vor Steuern)	3.417	-2.880
Umgliederungen in die Gewinn- und Verlustrechnung (vor Steuern)	4.509	882
Latente Steuern auf unrealisierte Gewinne / Verluste und Umgliederungen	-2.364	596
Unrealisierte Gewinne / Verluste aus derivativen Finanzinstrumenten (nach Steuern)	5.562	-1.402
Unrealisierte Gewinne aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten
Unrealisierte Gewinne (vor Steuern)	92	55
Steuern auf unrealisierte Gewinne und Umgliederungen	-28	-16
Unrealisierte Gewinne aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten (nach Steuern)	65	38
Posten, die zukünftig möglicherweise in die Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden	5.627	-1.363
Gesamtergebnis	30.961	19.548
Anteile der Aktionäre der Energiekontor AG	30.961	19.548

Konzernbilanz (IFRS) zum 31.12.2016

VERMÖGEN

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	Erläuterungsziffer Konzernanhang Teil VI.	31.12.2016	31.12.2015
		in T€	in T€
---	---	---	---
A. Langfristige Vermögenswerte	(1.)
I. Sonstige immaterielle Vermögenswerte	(1.2.)	10	23
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Gebäude	(1.3.)	693	926
2. Technische Anlagen (Windparks)	(1.4.)	170.928	222.745
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	(1.5.)	126	118
		171.747	223.789
III. Beteiligungen		53	53
IV. Forderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte
1. Forderungen gegen assoziierte Unternehmen	(3.)	29	32
2. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte	(4.)	31	38
		60	70
V. Latente Steuern	(5. und V.9.2)	7.721	8.327
Summe langfristige Vermögenswerte		179.591	232.263
B. Kurzfristige Vermögenswerte
I. Vorräte	(6.)
Unfertige Erzeugnisse und Leistungen		34.272	32.871
II. Forderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte
1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	(7.)	17.469	16.932
2. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte	(8.)	755	1.192
		18.224	18.124
III. Ertragsteuerforderungen	(9.)	430	1.624
IV. Wertpapiere		10.305	10.278
V. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(10.)	118.528	103.957
Summe kurzfristige Vermögenswerte		181.759	166.855
Summe Vermögen		361.351	399.118

EIGENKAPITAL UND SCHULDEN

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	Erläuterungsziffer Konzernanhang Teil VI.	31.12.2016	31.12.2015
		in T€	in T€
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A. Eigenkapital	(11.-17.)
I. Ausgegebenes Kapital
1. Gezeichnetes Kapital (Nennkapital)	(11.)	14.653	14.653
2. Eigene Anteile (zur Einziehung vorgesehen)	(12.)	-61	-41
		14.592	14.612
II. Kapitalrücklage	(13.)	40.323	40.308
III. Rücklagen für ergebnisneutrale Eigenkapitalveränderungen
1. Währungsumrechnung	(15.1.)	-61	-61
2. Fair-Value-Bewertung IAS 39	(15.2.)	-3.064	-8.691
		-3.124	-8.751
IV. Gewinnrücklagen	(16.)
1. Gesetzliche Rücklagen		15	15
2. Andere Gewinnrücklagen		30.149	16.406
		30.164	16.421
V. Kumulierte Konzernergebnisse	(17.)	-12.477	-12.130
Summe Eigenkapital		69.477	50.460
B. Langfristige Verbindlichkeiten
I. Sonstige Rückstellungen	(18.)
Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung		12.099	12.861
II. Finanzverbindlichkeiten
1. Anleihekapital	(19.)	87.289	105.077
2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	(20.)	90.308	128.762
3. Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten	(21.)	1.667	1.637
4. Sonstige Finanzverbindlichkeiten	(22.)	5.911	13.423
		185.175	248.898
III. Sonstige Verbindlichkeiten	(23.)	2.698	2.821
IV. Latente Steuern		8.350	7.914
Summe langfristige Verbindlichkeiten		208.322	272.495
C. Kurzfristige Verbindlichkeiten
I. Steuerrückstellungen	(24.)	9.996	6.915
II. Sonstige Rückstellungen	(25.)	12.656	16.282
III. Finanzverbindlichkeiten
1. Anleihekapital	(19.)	28.507	6.600
2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	(20.)	16.702	25.271
3. Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten		526	0
		45.735	31.871
IV. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen		6.241	4.480
V. Sonstige Verbindlichkeiten		8.852	16.492
VI. Ertragsteuerverbindlichkeiten		71	123
Summe kurzfristige Verbindlichkeiten		83.551	76.163
Summe Eigenkapital und Schulden		361.351	399.118

KONZERN-EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG (IFRS) 2016

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in T€	Aktienkapital im Umlauf	Kapitalrücklage	Rücklage Währungsumrechnung	Rücklage Fair Value (available for sale)1)	Rücklage Fair Value (Cashflow-Hedges)2)	Gewinnrücklagen
Stand zum 31.12.2014	14.649	40.293	-61	0	-7.327	10.112
Veränderungen im Jahr 2015
Einstellungen in Gewinnrücklagen						6.748
Dividendenausschüttung
Rückkauf eigener Anteile / Einziehung	-37					-438
Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm		15
Differenzen aus Fair-Value-Bewertung				55	-1.997
Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung				-16	596
Konzernjahresergebnis
Stand zum 31.12.2015	14.612	40.308	-61	38	-8.729	16.421
Veränderungen im Jahr 2016
Einstellungen in Gewinnrücklagen						14.000
Dividendenausschüttung
Rückkauf eigener Anteile / Einziehung	-20					-257
Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm		15
Differenzen aus Fair-Value-Bewertung				92	7.926
Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung				-28	-2.364
Konzernjahresergebnis
Stand zum 31.12.2016	14.592	40.323	-61	103	-3.167	30.164

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in T€	Kumulierte Konzernergebnisse	Summe	Anzahl Aktien in TStck.
Stand zum 31.12.2014	-17.511	40.154	14.649
Veränderungen im Jahr 2015
Einstellungen in Gewinnrücklagen	-6.748
Dividendenausschüttung	-8.781	-8.781
Rückkauf eigener Anteile / Einziehung		-475	-37
Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm		15
Differenzen aus Fair-Value-Bewertung		-1.943
Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung		579
Konzernjahresergebnis	20.911	20.911
Stand zum 31.12.2015	-12.130	50.460	14.612
Veränderungen im Jahr 2016
Einstellungen in Gewinnrücklagen	-14.000
Dividendenausschüttung	-11.682	-11.682
Rückkauf eigener Anteile / Einziehung		-278	-20
Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm		15
Differenzen aus Fair-Value-Bewertung		8.018
Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung		-2.392
Konzernjahresergebnis	25.334	25.334
Stand zum 31.12.2016	-12.477	69.477	14.592

1) aus Marktbewertung für Wertpapiere

2) aus unrealisierten Gewinnen / Verlusten von Cashflow-Hedges

KONZERNKAPITALFLUSSRECHNUNG für den Zeitraum vom 1. Januar bis 31. Dezember 2016 nach IFRS

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in T€	2016	2015
1. Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit
Periodenergebnis vor Zinsen und Steuern	53.777	49.696
Nicht zahlungswirksame Aufwendungen und Erträge
Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	18.316	16.424
Anpassung nicht zahlungswirksamer Währungsgewinne /-verluste	-1.357	2.048
Nicht zahlungswirksame Bewertungsmaßnahmen (Abwertung Vorräte)	4.536	2.591
Ergebnis-, aber nicht zahlungswirksame Anpassungen an Effektivzinsmethode	113	-1.527
Veräußerungsergebnisse	36	120
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen / Erträge im Eigenkapital	15	15
Ergebnis vor Änderung des Nettoumlaufvermögens	75.437	69.367
Veränderungen des Nettoumlaufvermögens
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Vermögenswerte	-219	8.755
Bestandsveränderungen für Erlöse aus Projektierung und Verkauf	35.336	3.781
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	1.761	-1.467
Übrige kurzfristige Verbindlichkeiten und Rückstellungen	-10.688	16.868
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten und Rückstellungen	-1.458	301
Gezahlte Ertragsteuern	-7.297	-6.180
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	92.871	91.426
2. Cashflow aus der Investitionstätigkeit
Auszahlungen für Investitionen in Sachanlagen	-6.885	-40.205
Einzahlungen aus dem Verkauf von Sachanlagevermögen	0	300
Auszahlungen zum Kauf von Wertpapieren	0	-10.184
Zinsaufwendungen zur Herstellung von qualifizierten Vermögenswerten (IAS 23.8)	-1.489	-1.432
Zinseinnahmen	162	474
Cashflow aus der Investitionstätigkeit	-8.212	-51.048
3. Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit
Zinsausgaben	-16.441	-18.284
Einzahlungen aus Anleiheemissionen	11.020	19.285
Auszahlungen an Anleihegläubiger	-6.600	-2.525
Einzahlungen aus Aufnahme von Krediten	30.552	75.930
Auszahlungen für Tilgung von Krediten	-78.016	-81.116
Gezahlte Dividenden	-11.682	-8.781
Auszahlungen für Rückkauf eigener Anteile	-278	-475
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit	-71.444	-15.967
4. Summe der Cashflows	13.215	24.410
Wechselkursbedingte Veränderungen des Finanzmittelfonds (Bewertungsrechnung)	1.357	-2.048
5. Veränderungen des Finanzmittelfonds gesamt	14.571	22.363
Finanzmittelfonds am Anfang der Periode	103.957	81.594
Finanzmittelfonds am Ende der Periode	118.528	103.957
6. Zusammensetzung des Finanzmittelfonds
Zahlungsmittel	118.528	103.957
Finanzmittelfonds am Ende der Periode	118.528	103.957

Anhang zum Konzernabschluss der Energiekontor AG nach IFRS-Grundsätzen für das Geschäftsjahr 2016

I. Allgemeine Angaben

Die Energiekontor AG (nachfolgend auch als "Gesellschaft" bezeichnet) ist eine börsennotierte Aktiengesellschaft nach deutschem Recht mit Sitz in der Mary-Somerville-Straße 5, 28359 Bremen, Deutschland. Die Gesellschaft ist im Handelsregister beim Amtsgericht Bremen unter der Nummer HRB 20449 eingetragen. Das Geschäftsjahr entspricht dem Kalenderjahr.

Der Konzernabschluss ist auf den Stichtag des Jahresabschlusses der Gesellschaft aufgestellt worden. Die Jahresabschlüsse aller einbezogenen Tochterunternehmen datieren ebenfalls auf den Stichtag des Konzernabschlusses.

Die Geschäftstätigkeit der Energiekontor AG und ihrer Tochtergesellschaften (nachfolgend auch kurz "Energiekontor") umfasst den Vertrieb selbst hergestellter Wind- und Solarparks an Dritte sowie den Betrieb von selbst hergestellten sowie erworbenen Windparks zur Erzeugung und zum Verkauf von elektrischer Energie. Der Vertrieb der Wind- und Solarparks erfolgt dabei regelmäßig mittels selbst gegründeter Gesellschaften in der Rechtsform der GmbH & Co. KG, die den Wind- bzw. Solarpark erwerben und deren Kommanditanteile dann an Dritte veräußert werden (share deal). Die für den Eigenbetrieb zur Stromerzeugung vorgesehenen Windparks werden entweder selbst hergestellt oder erworben, wobei auch diese Windparks regelmäßig in der Rechtsform der GmbH & Co. KG betrieben werden.

Die Energiekontor AG als Muttergesellschaft unterliegt für das zum 31. Dezember 2016 endende Geschäftsjahr der Verpflichtung zur Aufstellung eines Konzernabschlusses. Da die Aktien der Energiekontor AG an einem organisierten Markt i. S. v. § 2 WpHG gehandelt werden, ist der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016 gemäß § 315a HGB in Verbindung mit Art. 4 der Verordnung (EG) Nr. 1606 / 2002 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Juli 2002 betreffend die Anwendung internationaler Rechnungslegungsstandards in der jeweils geltenden Fassung nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) aufzustellen.

Der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2016 steht mithin in Übereinstimmung mit den IFRS. Ergänzend wurden die handelsrechtlichen Vorschriften des § 315a Abs. 1 HGB beachtet.

Der Konzernabschluss wurde vom Vorstand am 30. März 2017 zur Veröffentlichung genehmigt.

Der Konzernabschluss der Gesellschaft wird beim Bundesanzeiger eingereicht und veröffentlicht (Handelsregister des Registergerichts Bremen unter HRB Nr. 20449).

Der Jahresabschluss der Muttergesellschaft Energiekontor AG wurde nach den Vorschriften des deutschen HGB erstellt. Er wird ebenfalls beim Bundesanzeiger eingereicht und veröffentlicht.

II. Allgemeine Rechnungslegungsgrundsätze

1. Allgemeine Informationen

Energiekontor erstellt und veröffentlicht den Konzernabschluss in Euro (€) unter Gegenüberstellung der Werte zum 31. Dezember 2015. Die Angaben im Anhang erfolgen in Euro (€) und in Tausend Euro (T€).

Der Konzernabschluss wird unter der Annahme der Unternehmensfortführung (Going Concern) aufgestellt. Auf Risiken, die den Bestand des Unternehmens gefährden könnten, wird im zusammengefassten Lage- und Konzernlagebericht der Gesellschaft eingegangen.

Die Rechnungslegung erfolgt bei sämtlichen Gesellschaften der Energiekontor-Gruppe zunächst nach den deutschen handelsrechtlichen bzw. den jeweils nationalen Vorschriften sowie den diese ergänzenden Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung. Diese deutschen Rechnungslegungsgrundsätze weichen in wesentlichen Aspekten von den Grundsätzen der IFRS ab. Für Zwecke des Konzernabschlusses werden alle notwendigen Anpassungen vorgenommen, die für die Darstellung des Konzernabschlusses nach IFRS notwendig sind.

Die Erstellung des Konzernabschlusses unter Beachtung der Verlautbarungen des International Accounting Standards Board (IASB) erfordert Schätzungen und Annahmen durch das Management, die die bilanzierten Wertansätze der Vermögenswerte und Schulden, die zum Bilanzstichtag bestehenden Eventualverpflichtungen und die Erträge und Aufwendungen des Geschäftsjahres beeinflussen. Dabei ist es notwendig, in bestimmten Fällen schätz- und prämissensensitive Bilanzierungsmethoden anzuwenden. Diese beinhalten komplexe und subjektive Bewertungen sowie Schätzungen, die auf ungewissen Sachverhalten beruhen und Veränderungen unterliegen können. Aus diesem Grund können sich auch die schätz- und prämissensensitiven Bilanzierungsmethoden im Zeitablauf ändern und damit die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage erheblich beeinflussen. Außerdem können sie Annahmen enthalten, die die Unternehmensleitung in derselben Berichtsperiode auch anders hätte treffen können - aus gleichermaßen vernünftigen Gründen. Die Unternehmensleitung weist deshalb darauf hin, dass tatsächliche Wertansätze und zukünftige Ereignisse auch häufig von den Schätzungen und Prognosen abweichen können und dass Schätzungen routinemäßige Anpassungen erfordern (vgl. auch Ausführungen im Konzernanhang unter Tz. IV. 20).

Zur Klarheit und Übersichtlichkeit des Abschlusses werden die für die einzelnen Positionen der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung geforderten zusätzlichen Angaben in den Anhang übernommen.

2. Gliederungsmethoden

Die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ist nach den für das Gesamtkostenverfahren geltenden Grundsätzen gegliedert. Soweit in Einzelfällen Umgliederungen von Vorjahresbeträgen in der Bilanz oder in der Gewinn- und Verlustrechnung vorgenommen wurden, ist dies bei der jeweiligen Position vermerkt.

Die Gliederung der Bilanz erfolgt für das Geschäftsjahr 2016 nach Fristigkeitsaspekten der einzelnen Bilanzposten.

Die Cashflows aus der betrieblichen Tätigkeit in der Konzernkapitalflussrechnung werden nach der indirekten Methode ermittelt. Die insgesamt gezahlten Zinsaufwendungen werden - je nach Verwendungszweck - dem Sektor "Cashflow aus der Investitionstätigkeit" zugewiesen, soweit sie die Finanzierung von Vorräten und Bauprojekten betreffen, und dem Sektor "Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit", soweit sie aus den übrigen Finanzierungen resultieren. Steuerzahlungen werden in voller Höhe im Bereich der betrieblichen Tätigkeit ausgewiesen, da eine Zuordnung zu einzelnen Geschäftsbereichen praktisch nicht durchführbar ist. Cashflows von ausländischen, nicht in Euro bilanzierenden Tochterunternehmen werden zu Jahresdurchschnittskursen in die Konzernberichtswährung umgerechnet.

Ergebnis-, aber nicht zahlungswirksame Anpassungen von Finanzinstrumenten an die Effektivzinsmethode werden im Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit neutralisiert, ebenso wie Anpassungen nicht zahlungswirksamer Wechselkursveränderungen. Die wechselkursbedingten Veränderungen des britischen Pfund gegenüber dem Euro werden nach der Summe der Cashflows bei der Bewertung des Finanzmittelfonds berücksichtigt.

3. Anwendung der IFRS-Standards und -Interpretationen

Energiekontor setzt alle vom IASB herausgegebenen Standards und Interpretationen um, die zum 31. Dezember 2016 in der Europäischen Union (EU) verpflichtend anzuwenden sind. Die Auslegungen des International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) werden beachtet. Die Energiekontor-Gruppe hat die IFRS- und IFRIC-Interpretationen, die veröffentlicht wurden, aber noch nicht verpflichtend anzuwenden sind, nicht angewandt, weil erwartet wird, dass diese Standards und Interpretationen für die Geschäftsaktivitäten des Energiekontor-Konzerns nicht relevant sind bzw. sich daraus keine zusätzlichen Angaben im Konzernanhang ergeben werden.

3.1. Veröffentlichte, von der EU übernommene und noch nicht angewendete IFRS

Im Mai 2014 wurde vom IASB der Standard IFRS 15 "Revenue from Contracts with Customers" veröffentlicht. IFRS 15 ersetzt IAS 18 "Revenue", IAS 11 "Construction Contracts" und IFRIC 13 "Customer Loyalty Programmes". IFRS 15 legt einen umfassenden Rahmen zur Bestimmung fest, ob, in welcher Höhe und zu welchem Zeitpunkt Umsatzerlöse erfasst werden. Dabei wird ein einheitliches, fünfstufiges Erlösrealisierungsmodell eingeführt, das grundsätzlich auf alle Verträge mit Kunden anzuwenden ist. Zudem fordert der Standard die Offenlegung einer Reihe quantitativer und qualitativer Informationen.

Im Juli 2014 hat das IASB den Standard IFRS 9 "Financial Instruments" veröffentlicht, mit dem IAS 39 abgelöst werden soll. IFRS 9 führt einen einheitlichen Ansatz zur Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten sowie ein neues Wertminderungsmodell ein, das auf erwarteten Kreditausfällen basiert. Weiterhin enthält IFRS 9 Regelungen zum Hedge Accounting und Vorgaben für zusätzliche Anhangsangaben, die eine Anpassung von IFRS 7 "Financial Instruments - Disclosures" nach sich ziehen.

Die Untersuchung der Auswirkungen aus der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 auf den Konzernabschluss ist noch nicht abgeschlossen. Energiekontor wird IFRS 9 und IFRS 15 erstmals auf das Geschäftsjahr anwenden, das am 1. Januar 2018 beginnt, erwartet durch die Erstanwendung aber keine wesentlichen Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage.

3.2. Veröffentlichte, von der EU noch nicht übernommene und noch nicht angewendete IFRS

Am 13. Januar 2016 hat das IASB den finalen Standard IFRS 16 "Leases" veröffentlicht. IFRS 16 betrifft im Wesentlichen den Leasingnehmer und führt zur grundsätzlichen Erfassung aller Leasingverhältnisse und der damit verbundenen vertraglichen Rechte und Verpflichtungen in dessen Bilanz. IFRS 16 ist für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2019 beginnen; eine vorzeitige Anwendung ist zulässig, wenn IFRS 15 bereits angewendet wird. Die Auswirkungen von IFRS 16 werden derzeit geprüft. Energiekontor wird IFRS 16 voraussichtlich erstmals für das am 1. Januar 2019 beginnende Geschäftsjahr anwenden.

Die übrigen veröffentlichten, von der EU noch nicht übernommenen Standards werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage von Energiekontor haben.

III. Konsolidierungsgrundsätze und Konsolidierungskreis

1. Grundsätze

Mutterunternehmen ist die Energiekontor AG, Bremen (nachfolgend auch als "Gesellschaft" oder "AG" bezeichnet).

In den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016 sind neben der Energiekontor AG inländische wie ausländische Unternehmen einbezogen worden, bei denen die Energiekontor AG zum 31. Dezember 2016 unmittelbar oder mittelbar über die Möglichkeit verfügt, deren Finanz- und Geschäftspolitik so zu bestimmen, dass die Gesellschaften des Konzerns aus der Tätigkeit dieser Unternehmen Nutzen ziehen.

Auch zur Veräußerung bestimmte Tochtergesellschaften (Projektgesellschaften) werden in den Konzernabschluss einbezogen. Projektgesellschaften in diesem Sinne sind die von der Energiekontor-Gruppe geschäftstypischerweise in der Rechtsform der Kommanditgesellschaft (GmbH & Co. KG) gegründeten Wind- und Solarparkbetreibergesellschaften. Die Vollkonsolidierung der Projektgesellschaften erfolgt nicht nur bis zum Zeitpunkt der Veräußerung der Gesellschaftsanteile, sondern hierüber hinaus bis zur vollständigen Beendigung der wesentlichen Nutzenziehung aus der Projektgesellschaft, mithin bis zur wesentlichen Fertigstellung und Übergabe des betriebsbereiten Wind- bzw. Solarparks. Zu diesem Zeitpunkt erfolgt die Entkonsolidierung der Projektgesellschaft, zumal die nach Fertigstellung weiterhin regelmäßig realisierten Betriebsführungserlöse gegenüber dem Gründungs-, Vertriebs- und Errichtungsvorgang keinen im Sinne der IFRS wesentlichen Nutzenziehungs- oder Risikofaktor mehr darstellen.

Dies hat im Bereich der Gewinn- und Verlustrechnung unter anderem zur Folge, dass Umsätze gegenüber Projektgesellschaften bis zur Fertigstellung nicht als Umsatz und Gewinn realisiert werden.

Betroffen hiervon sind Provisionen und Entgelte im Zusammenhang mit dem Vertrieb, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, der Projektierung, der rechtlichen und wirtschaftlichen Konzeption und allen weiteren bis zur Fertigstellung des Wind- / Solarparks erbrachten Dienstleistungen.

Diese Umsätze führen erst dann zu einem Umsatz- und Ergebnisbeitrag, wenn kumulativ die Veräußerung der Gesellschaftsanteile und die Fertigstellung und Abnahme des Wind- / Solarparks erfolgt sind.

Die gegenüber Dritten bis zur Fertigstellung anfallenden Umsätze und Teilgewinne werden infolge der Vollkonsolidierung auch nicht nach Baufortschritt im Rahmen der Teilgewinnrealisierung nach dem PoC (Percentage of Completion)-Verfahren nach IAS 11 realisiert, sondern erst, soweit die weiteren Voraussetzungen einer Entkonsolidierung gegeben sind, zum Zeitpunkt der Fertigstellung (completed contract).

Soweit Anteile an Kommanditgesellschaften zum Bilanzstichtag bereits veräußert sind, die Übergabe des Windparks durch Energiekontor an die Kommanditgesellschaft jedoch vereinbart und noch nicht erfolgt ist, erfolgt die Entkonsolidierung und Umsatz- und Gewinnrealisierung erst zum Zeitpunkt der Übergabe des Windparks. Für solche Gesellschaften, deren Anteile bereits veräußert wurden und die nach diesen Grundsätzen gleichwohl noch bis zur Abnahme der von Energiekontor zu liefernden Windparks zu konsolidieren sind, werden die laufenden externen Erträge und Aufwendungen in die Gewinn- und Verlustrechnung aufgenommen und der Saldo aus diesen Beträgen im Fremdkapital ausgewiesen, sodass die laufenden Ergebnisse solcher Projektgesellschaften im Ergebnis so lange neutral gestellt werden, wie sich aus etwaigen Verlusten kein negatives Kapital ergeben würde. Hierüber ggf. hinausgehende Verluste wirken sich grundsätzlich im Konzern aus, was jedoch im Berichtszeitraum und im Vorjahr nicht der Fall war. Auf die innerhalb des Konzerns eliminierten Zwischengewinne sind aktive latente Steuern zu bilanzieren.

Bis zum Zeitpunkt der Entkonsolidierung fallen in den Kommanditgesellschaften in der Errichtungsphase regelmäßig externe Finanzierungsaufwendungen ab dem Zeitpunkt der Darlehensauszahlung durch die Kreditinstitute an, die im Konzern für die im Geschäftsjahr veräußerten Projekte bis zum Zeitpunkt der Entkonsolidierung als Zinsaufwand verbucht werden.

Anteile an assoziierten Unternehmen, auf welche die AG direkt oder indirekt einen wesentlichen Einfluss ausübt und die nicht zum Zwecke der Weiterveräußerung in der nahen Zukunft erworben wurden, werden gemäß IAS 28 at equity bilanziert (One-Line-Consolidation). Nach der Equity-Methode werden die Anteile an einem assoziierten Unternehmen in der Bilanz zu Anschaffungskosten zuzüglich nach dem Erwerb eingetretener Änderungen des Anteils des Konzerns am Reinvermögen des assoziierten Unternehmens erfasst. Der mit einem assoziierten Unternehmen verbundene Geschäfts- oder Firmenwert ist im Buchwert des Anteils enthalten und wird nicht planmäßig abgeschrieben.

Bei der Anwendung der Equity-Methode stellt der Konzern fest, ob hinsichtlich der Nettoinvestition des Konzerns beim assoziierten Unternehmen die Berücksichtigung eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands erforderlich ist.

Es werden auch Unternehmen nach den Grundsätzen der Quotenkonsolidierung gemäß IFRS 11 einbezogen (Joint Operations). Es handelt sich hierbei ausschließlich um Windpark-Infrastrukturgesellschaften, die keinen wesentlichen Einfluss auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage haben.

Auf Konzernfremde entfallende Anteile am Eigenkapital der Tochterunternehmen werden gesondert innerhalb des Eigenkapitals ausgewiesen ("Minderheitenanteile am Eigenkapital"), sofern die Minderheitenanteile am Eigenkapital von Kapitalgesellschaften bestehen. Soweit die Minderheiten am Eigenkapital von Personengesellschaften, wozu auch Kommanditgesellschaften gehören, bestehen, sind diese nach IAS 32 als Fremdkapital auszuweisen.

Zum Bilanzstichtag des Berichtszeitraums bestanden Minderheitsbeteiligungen an Kommanditgesellschaften ("Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten"). Soweit die Gesellschaften, an denen diese Beteiligungen bestehen, für den Verbleib im Konzern vorgesehen sind, werden sie unter den langfristigen Verbindlichkeiten ausgewiesen.

Die - aufgrund der bis zur Fertigstellung des Wind- / Solarparks durchzuführenden Vollkonsolidierung der Projektgesellschaften - im Fremdkapital auszuweisenden Kommanditanteile Dritter an diesen Projektgesellschaften werden aufgrund des nur temporären Verbleibs im Konzern grundsätzlich im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich ausgewiesen (ebenfalls dort unter der Position "Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten"). Zum Bilanzstichtag war eine Projektgesellschaft mit in Bau befindlichen Windkraftanlagen, deren Anteile bereits veräußert worden sind, zu konsolidieren.

Die Anteile von Konzernfremden am Ergebnis der Tochterunternehmen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung je nach Rechtsform der Gesellschaft, an der die Beteiligung besteht, gesondert als Ergebniszuordnung (im Falle einer Kapitalgesellschaft) oder im Finanzergebnis (im Falle einer Personengesellschaft) ausgewiesen. Im Berichtszeitraum wie im Vorjahr waren Ergebniszuordnungen ausschließlich im Finanzergebnis auszuweisen.

Die Kapitalkonsolidierung wird gemäß IFRS 3 ("Unternehmenszusammenschlüsse") nach der Erwerbsmethode durchgeführt (Purchase Accounting bzw. Acquisition Method). Dabei werden die Anschaffungskosten der erworbenen Anteile mit dem auf das Mutterunternehmen entfallenden anteiligen und zum Zeitwert neu bewerteten Nettoreinvermögen des Tochterunternehmens zum Erwerbszeitpunkt verrechnet.

Die Anschaffungskosten des Erwerbs entsprechen dabei dem beizulegenden Zeitwert der hingegebenen Vermögenswerte, der ausgegebenen Eigenkapitalinstrumente und der entstandenen bzw. übernommenen Schulden zum Transaktionszeitpunkt. Außerdem beinhalten sie die beizulegenden Zeitwerte jeglicher angesetzter Vermögenswerte oder Schulden, die aus einer bedingten Gegenleistungsvereinbarung resultieren. Erwerbsbezogene Kosten werden aufwandswirksam erfasst, wenn sie anfallen.

Im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses identifizierbare Vermögenswerte, Schulden und Eventualverbindlichkeiten werden bei der Erstkonsolidierung mit ihren beizulegenden Zeitwerten im Erwerbszeitpunkt bewertet.

Für jeden Unternehmenserwerb entscheidet der Konzern auf individueller Basis, ob die nicht beherrschenden Anteile am erworbenen Unternehmen zum beizulegenden Zeitwert oder anhand des proportionalen Anteils am Nettovermögen des erworbenen Unternehmens erfasst werden. Als Goodwill wird der Wert angesetzt, der sich aus dem Überschuss der Anschaffungskosten des Erwerbs, dem Betrag der nicht beherrschenden Anteile am erworbenen Unternehmen sowie dem beizulegenden Zeitwert jeglicher vorher gehaltener Eigenkapitalanteile zum Erwerbsdatum über den Anteil des Konzerns an dem zum beizulegenden Wert bewerteten Nettovermögen ergibt. Sind die Anschaffungskosten geringer als das zum beizulegenden Zeitwert bewertete Nettovermögen des erworbenen Tochterunternehmens, wird der Unterschiedsbetrag direkt in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Geschäfts- oder Firmenwerte wurden in früheren Jahren bereits vollständig abgeschrieben und waren weder zum Bilanzstichtag noch im Vorjahresabschluss zu bilanzieren.

Zum Zeitpunkt des Verkaufs von Anteilen an einbezogenen Unternehmen oder des Wegfalls der Beherrschungsmöglichkeit an diesen Unternehmen scheiden diese aus dem Konsolidierungskreis aus. Im Rahmen der Entkonsolidierung werden die auf den Konzern entfallenden anteiligen Vermögenswerte und Schulden mit den fortgeführten Konzernbuchwerten einschließlich eines bestehenden Geschäfts- oder Firmenwerts eliminiert.

Die Differenz zwischen dem Saldo der Vermögenswerte und Schulden und dem Veräußerungserlös für die Anteile wird erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst. Die von Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres bis zum Zeitpunkt des Ausscheidens aus dem Konsolidierungskreis anfallenden Erträge und Aufwendungen sind in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

Konzerninterne Aufwendungen und Erträge sowie die zwischen konsolidierten Gesellschaften bestehenden Forderungen und Verbindlichkeiten werden eliminiert, ebenso Zwischengewinne.

Bei den ergebniswirksamen Konsolidierungsbuchungen werden die ertragsteuerlichen Auswirkungen berücksichtigt und latente Steuern in Ansatz gebracht.

2. Einbezogene Unternehmen

Eine gesonderte Aufstellung des Anteilsbesitzes des Konzerns im Sinne von § 313 Abs. 2 HGB sowie die Art der Einbeziehung in den Konzernabschluss erfolgt in der Tz. IX. Der Konsolidierungskreis umfasst neben der Muttergesellschaft Energiekontor AG die dort angeführten weiteren Unternehmen. Sämtliche Gesellschaften des Konzerns werden konsolidiert. In der gesonderten Aufstellung sind auch etwaige Befreiungsbeschlüsse nach §§ 264 Abs. 3 bzw. 264b HGB aufgeführt.

Anteile an nicht beherrschten Unternehmen bestehen lediglich an Windpark-Infrastrukturgesellschaften, die at equity oder quotal (Joint Operations) konsolidiert werden und keinen maßgeblichen Anteil an den Tätigkeiten der Gruppe und den Cashflows ausmachen.

3. Veränderung im Konsolidierungskreis

3.1. Erstkonsolidierung

Folgende Gesellschaften waren im Jahr 2016 infolge von Neugründung in den Konsolidierungskreis aufzunehmen (Erstkonsolidierung).

―	Energiepark Hürth-Barbarahof WP HB GmbH & Co. KG
―	Energiepark Jacobsdorf WP Jaco GmbH & Co. KG
―	Energiepark Casekow WP LUPE II GmbH & Co. KG
―	Energiepark Erfstadt-Erp I GmbH & Co. KG
―	Energiepark Erfstadt-Erp II GmbH & Co. KG
―	Energiepark Hemelingen WP HEM GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Windinvest 22 GmbH & Co. KG
―	Energiepark Bultensee WP BULT GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Windinvest 24 GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Windinvest 25 GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Solar 1 GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Solar 2 GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Solar 3 GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Solar 4 GmbH & Co. KG
―	Energiekontor Solar 5 GmbH & Co. KG
―	EK HDN Projektentwicklung GmbH & Co. KG
―	Infrastrukturgesellschaft Hohengüstow GbR
―	Energiekontor NL B.V.
―	Energiekontor UK PE GmbH
―	Energiepark UK PE GmbH & Co. KG

Die Energiekontor Mafomedes GmbH & Co. WP MF KG war aufgrund des mehrheitlichen Anteilserwerbs von 96,69 Prozent ebenfalls erstmals im Wirtschaftsjahr zu konsolidieren. Von den Kommanditisten der Gesellschaft wurden mit Wirkung zum 1. Januar 2016 die o. a. Anteile erworben. Sie haben ihren Kommanditanteil für 80 Prozent des Nominalbetrags an den Energiekontor-Konzern veräußert. Es handelt sich um Anteile im Nominalwert von insgesamt € 3.597.000, die für € 2.877.600 erworben wurden. Neben dem Windpark besitzt die Zielgesellschaft an aktiven Werten "Forderungen und sonstige Vermögenswerte" (T€ 155) und "Zahlungsmittel" (T€ 193) sowie Verbindlichkeiten und Rückstellungen in Höhe von T€ 4.317. Es wird davon ausgegangen, dass der beizulegende Zeitwert des Windparks und der übrigen übernommenen Vermögenswerte dem vereinbarten Gesamtkaufpreis unter Berücksichtigung der Verbindlichkeiten entspricht. Geschäfts- oder Firmenwerte sind branchenüblich mit der Transaktion nicht verbunden. Mit dem Windparkbetrieb verbunden ist die Verpflichtung zur Entfernung der Anlagen nach Beendigung der Pachtverträge. Die hierfür zu bildende Rückstellung für Abbruchkosten wurde ergebnisneutral den Anschaffungskosten des Windparks hinzuaktiviert. Der Grund für den Erwerb des Windparks durch die Energiekontor-Gruppe liegt in der planmäßigen Erweiterung des Segments Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks.

3.2. Entkonsolidierung

Aufgrund der im Berichtszeitraum erfolgten Veräußerung von Tochtergesellschaften war für nachfolgende im Fremdbesitz befindliche Projektgesellschaften die Entkonsolidierung vorzunehmen.

―	Energiepark Hürth WP HÜ 1 GmbH & Co. KG
―	Energiepark Solar GmbH & Co. SP Groß Behnitz KG
―	Energiepark UK GA GmbH & Co. WP Gayton KG
―	Energiepark Debstedt GmbH & Co. RE WP DE KG
―	Energiepark Breitendeich RE WP BD GmbH & Co. KG
―	Energiepark Grevenbroich RE WP GRE GmbH & Co. KG

Die im Zusammenhang mit der Errichtung und dem Verkauf der in diesen Gesellschaften enthaltenen Wind- / Solarparks erzielten Umsätze und Aufwendungen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

Folgende Gesellschaften wurden im Geschäftsjahr liquidiert, weswegen sie zu entkonsolidieren waren:

―	Energiekontor Umwelt GmbH & Co. Ökologische Wohn-Immobilien KG
―	Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 2 KG
―	Energiekontor BRW 2 GmbH
―	Energiekontor BRW Infrastruktur GmbH
―	Energiekontor BRW Standort GmbH
―	Energiekontor Borkum Riffgrund West GmbH
―	Energiekontor Windpark Nordergründe GmbH
―	Energiekontor OWP Nordergründe I GmbH
―	Energiekontor Offshore Management GmbH
―	Energiekontor Windpark Nordergründe 1 GmbH

Die Entkonsolidierungsergebnisse sind in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen separat ausgewiesen.

4. Segmentberichterstattung

Gemäß IFRS 8 sind Geschäftssegmente auf Basis der internen Berichterstattung über Konzernbereiche abzugrenzen, die regelmäßig vom Hauptentscheidungsträger der Gesellschaft im Hinblick auf Entscheidungen über die Verteilung von Ressourcen zu diesen Segmenten und die Bewertung ihrer Ertragskraft überprüft wird. An den Vorstand als Hauptentscheidungsträger berichtete Informationen zum Zwecke der Allokation von Ressourcen auf die Geschäftssegmente des Konzerns sowie der Bewertung ihrer Ertragskraft beziehen sich auf die Arten von Gütern oder Dienstleistungen, die hergestellt oder erbracht werden.

Über die Zuordnung der Vermögens- und Schuldwerte wie auch der Erlöse und Aufwendungen zu den einzelnen Geschäftssegmenten wird in tabellarischer Form berichtet.

IV. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze, Währungsumrechnung

Die Abschlüsse der Gesellschaft und der inländischen und ausländischen Tochterunternehmen werden grundsätzlich nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätzen aufgestellt. Dies gilt im Wesentlichen auch für die Jahresabschlüsse von assoziierten Unternehmen.

Der von der Energiekontor AG als Muttergesellschaft aufgestellte Konzernabschluss 2016 der Energiekontor-Gruppe ist nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätzen aufgestellt. Dabei finden die am Bilanzstichtag geltenden Standards des IASB Anwendung.

1. Gewinn- und Verlustrechnung

Die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

2. Zuwendungen der öffentlichen Hand

Zuwendungen der öffentlichen Hand werden erfasst, wenn eine angemessene Sicherheit dafür besteht, dass die Gesellschaft die damit verbundenen Bedingungen erfüllen wird. Zuwendungen der öffentlichen Hand werden planmäßig ergebniswirksam erfasst, und zwar in der Gewinn- und Verlustrechnung im Rahmen der sonstigen betrieblichen Erträge, zumal in der Regel die damit im Zusammenhang stehenden Aufwendungen, die die Zuwendungen kompensieren sollen, in vorangegangenen Perioden angefallen sind. Erhaltene Zuwendungen für den Erwerb von Sachanlagen werden in den sonstigen Verbindlichkeiten als abgegrenzte Erträge erfasst. Im Berichtszeitraum wie im Vorjahr wurden keine Zuwendungen gezahlt.

3. Realisierung von Umsatzerlösen und sonstigen Erträgen

Die Umsatzarten und Realisierungsgrundsätze stellen sich wie folgt dar.

Umsatzerlöse werden netto gebucht und gelten als realisiert, wenn die geschuldeten Lieferungen und Leistungen erbracht wurden oder die wesentlichen Risiken und Chancen übergegangen sind. Darüber hinaus muss die Zahlung hinreichend wahrscheinlich sein.

Umsätze aus langfristiger Auftragsfertigung aus der Errichtung von Wind- / Solarparks für Betreibergesellschaften werden aufgrund der bis zur Fertigstellung des Wind- / Solarparks vorzunehmenden Konsolidierung dieser Gesellschaften (vgl. vorstehende Ausführungen) nicht auf Grundlage einer Teilgewinnrealisierung (IAS 11) entsprechend dem Leistungsfortschritt gebucht, sondern erst mit Fertigstellung und Übergang der Risiken und Chancen und damit zum Entkonsolidierungs- bzw. Fertigstellungszeitpunkt (CCM [completed contract-method]).

Die Umsätze für die Dienstleistungen im Zusammenhang mit dem Verkauf von Wind- / Solarparks (Geschäftsführung in der Gründung, Vertrieb und Kapitalbeschaffung, wirtschaftliche und rechtliche Planung) werden nach dem CCM-Verfahren mit Leistungserbringung realisiert.

Die Umsätze für den Verkauf von mit eigenen Windparks erzeugter Energie werden zum Zeitpunkt der Stromlieferung nach dem CCM-Verfahren realisiert.

Die Umsatzerlöse für die Betriebsführung und sonstigen kaufmännischen und technischen Leistungen werden ebenfalls nach dem CCM-Verfahren zum Zeitpunkt der vollständigen Leistungserbringung realisiert.

Nutzungsentgelte und Lizenzerlöse werden je nach dem wirtschaftlichen Gehalt der zugrunde liegenden Verträge entweder sofort realisiert oder abgegrenzt und zeitanteilig erfasst.

Dividendenerträge werden zum Zeitpunkt erfasst, in dem das Recht auf den Empfang der Zahlung entsteht. Dies ist in der Regel der Ausschüttungsbeschluss.

Für alle Umsatzarten gilt, dass aus Konzernsicht eine Umsatzrealisierung gegenüber Projektgesellschaften (Wind- bzw. Solarparkbetreibergesellschaften im Stadium bis zur Fertigstellung des Parks) frühestens zum Entkonsolidierungszeitpunkt erfolgt, also zu dem Zeitpunkt, zu dem (kumulativ) die Anteile an der Gesellschaft veräußert sind und der Wind- / Solarpark fertiggestellt ist.

4. Währungsumrechnung

Die ausländischen Tochtergesellschaften sind nichtselbstständige Einheiten, weil die Betriebsführung und die wesentlichen Entscheidungen durch die Muttergesellschaft erfolgen. Jahresabschlüsse ausländischer Tochterunternehmen und Beteiligungen, deren Währung nicht der Euro ist, werden nach der funktionalen Methode in Euro umgerechnet, nichtmonetäre Posten regelmäßig zum Kurs des Erstverbuchungszeitpunkts umgerechnet. Die Posten des Eigenkapitals werden mit historischen Kursen geführt. Monetäre Posten werden zum Stichtagskurs und alle Aufwands- und Ertragspositionen mit entsprechenden Periodendurchschnittskursen zum Zeitpunkt der jeweiligen Transaktion umgerechnet. Die beschriebenen Umrechnungen erfolgen, entsprechend der Behandlung eigener Fremdwährungsgeschäfte, erfolgswirksam in die Berichts- und funktionale Währung des Konzerns (Euro). Die Umrechnungen sowie Umrechnungsdifferenzen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung im sonstigen Ergebnis ("sonstige betriebliche Erträge" bzw. "sonstige betriebliche Aufwendungen") erfasst.

5. Geschäfts- oder Firmenwerte

Geschäfts- und Firmenwerte (Goodwill) wurden bereits in früheren Jahren vollständig abgeschrieben.

6. Sonstige immaterielle Vermögenswerte

Sonstige immaterielle Vermögenswerte umfassen die im Konzern genutzte Software. Das Unternehmen schreibt immaterielle Vermögenswerte mit einer begrenzten Nutzungsdauer linear über die voraussichtliche Nutzungsdauer auf den geschätzten Restbuchwert ab. Die voraussichtliche Nutzungsdauer für Software beträgt in der Regel drei bis fünf Jahre.

7. Sachanlagen

Sachanlagen werden zu den Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich der kumulierten planmäßigen Abschreibungen und Wertminderungen angesetzt. Die dem Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" zuzurechnenden konzerneigenen Grundstücke sind keine als Finanzinvestition gehaltenen Immobilien (investment properties), sondern dienen ausschließlich eigenbetrieblichen Zwecken (Betrieb von Windparks). Die Anschaffungs- und Herstellungskosten der Sachanlagen umfassen gegebenenfalls auch die zukünftig zu erwartenden geschätzten Kosten für den Rückbau und die Renaturierung, wobei etwaige künftig beim Rückbau zu erwartende Veräußerungserlöse nicht saldiert werden. Falls Änderungen des aktuellen auf dem Markt basierenden Abzinsungssatzes einschließlich Änderungen des Zinseffekts und für die Schuld spezifischer Risiken zur Anpassung der für den Rückbau zu bildenden Rückstellungen führen, so sind solche Änderungen in der laufenden Periode den Anschaffungskosten der Windparks hinzuzufügen oder davon abzuziehen, ein Abzug erfolgt jedoch maximal in Höhe des Buchwerts des jeweiligen Vermögenswerts (darüber hinausgehende Rückstellungsminderungen wären gegebenenfalls erfolgswirksam zu erfassen).

Zum Zeitpunkt einer etwaigen erforderlichen Erhöhung der Werte der Sachanlagen infolge der Erhöhung der Rückstellungen für die Rückbau- und Renaturierungskosten werden die Buchwerte der Sachanlagen durch Ermittlung des Nutzungswerts auf Wertminderung überprüft. Etwaige sich hieraus ergebende Wertminderungen werden aufwandswirksam erfasst.

Bei Anschaffungen in Fremdwährung beeinflussen nachträgliche Kursänderungen nicht den Bilanzansatz zu ursprünglichen Anschaffungs- oder Herstellungskosten.

Nachträgliche Anschaffungs- und Herstellungskosten werden nur dann aktiviert, wenn es wahrscheinlich ist, dass daraus dem Konzern zukünftig ein wirtschaftlicher Nutzen entstehen wird und die Kosten des Vermögenswerts zuverlässig ermittelt werden können.

Bei selbst erstellten Sachanlagen (Windparks), die als langfristige Vermögenswerte (Qualifying Long-term Assets) qualifiziert werden, werden die Herstellungskosten anhand der direkt zurechenbaren Einzelkosten sowie angemessener Gemeinkosten ermittelt.

Da zu Beginn der Planungs- und auch Bauphase bei Windparks in der Regel noch nicht absehbar ist, ob ein Windpark im Konzernbestand verbleiben oder verkauft werden soll, werden zunächst die gesamten projektbezogenen Herstellkosten aller Projekte im Wareneinsatz sowie in den sonstigen betroffenen Aufwandspositionen (insbesondere Personalaufwendungen, sonstige betriebliche Aufwendungen und Zinsaufwendungen) erfasst und zum Jahresende bei Vorliegen der erforderlichen Voraussetzungen im Rahmen der Bestandserfassung als Vorräte (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) einheitlich aktiviert. Insoweit erfolgt vor der Fertigstellung in der Regel keine Aktivierung von "Anlagen im Bau"

Zum Zeitpunkt der Fertigstellung werden dann in den Fällen, in denen final feststeht, dass ein Windpark in den konzerneigenen Bestand überführt werden soll, die Errichtungskosten - per saldo ergebnisneutral - in das Anlagevermögen übernommen.

Soweit im Anlagevermögen geführte Wind- oder Solarparks veräußert werden sollen, werden sie - gleichermaßen erfolgsneutral - in das Umlaufvermögen überführt. Im Berichtsjahr betrifft dies den Windpark Gayton.

Bei öffentlichen Zuschüssen bzw. Subventionen für die Anschaffung oder Herstellung von Vermögenswerten (Investitionszuschüsse) werden die Anschaffungs- oder Herstellungskosten um den Betrag der Zuschüsse gekürzt. Ertragszuschüsse, denen keine zukünftigen Aufwendungen mehr gegenüberstehen, werden erfolgswirksam erfasst und unter den sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesen. Die Vermögenswerte werden über die jeweils geschätzte Restnutzungsdauer abgeschrieben. Das Unternehmen wendet die lineare Abschreibungsmethode an.

Die verwendeten Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden in jeder Periode überprüft und erforderlichenfalls angepasst.

Im Einzelnen liegen den Wertansätzen für die laufende lineare Abschreibung folgende angenommene Nutzungsdauern zugrunde:

Technische Anlagen und Maschinen (Windparks): 10 bis 20 Jahre

Betriebs- und Geschäftsausstattung in der Regel: 3 bis 13 Jahre

8. Wertminderungen auf Sachanlagen

Alle in der Bilanz ausgewiesenen Vermögenswerte werden zum Bilanzstichtag auf Wertminderung überprüft (Impairment-Test). Eine Überprüfung erfolgt unterjährig bereits dann, wenn Ereignisse oder Umstände (Triggering Events) eintreten, die auf eine mögliche Wertminderung hindeuten. Die Überprüfung auf Wertminderungsbedarf erfolgt auf der Ebene zahlungsmittelgenerierender Einheiten (Cash Generating Units), in Bezug auf die im Bestand befindlichen Windparks stellt jeder Windpark für sich eine zahlungsmittelgenerierende Einheit dar. Auf den Buchwert von Sachanlagen werden neben den laufenden Abschreibungen erforderlichenfalls Abschreibungen wegen Wertminderungen vorgenommen, wenn infolge veränderter Umstände eine voraussichtlich dauerhafte Wertminderung gegeben ist. Die Werthaltigkeit wird durch Vergleich des Buchwerts der jeweiligen Vermögenswerte mit dem erzielbaren Betrag bestimmt.

Der erzielbare Betrag entspricht dem höheren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswerts und dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Verkaufskosten. Wird demgemäß eine Abschreibung wegen Wertminderung für solche Vermögenswerte erforderlich, entspricht diese dem Differenzbetrag zwischen dem Buchwert und dem niedrigeren erzielbaren Betrag. Kann der beizulegende Zeitwert nicht bestimmt werden, entspricht der erzielbare Betrag dem Nutzungswert des Vermögenswerts. Dieser Nutzungswert ist der sich durch Abzinsung seiner geschätzten zukünftigen Zahlungsströme ergebende Betrag.

Sobald Hinweise vorliegen, dass die Gründe für die vorgenommenen Abschreibungen wegen Wertminderungen nicht länger existieren, wird die Notwendigkeit einer vollständigen oder teilweisen Wertaufholung überprüft.

Eine als Ertrag in der Gewinn- und Verlustrechnung zu erfassende ergebniswirksame Wertaufholung in Form einer Werterhöhung oder Verringerung einer Wertminderung erfolgt jedoch nur so weit, wie der Buchwert nicht überschritten wird, der sich unter Berücksichtigung der regulären Abschreibungseffekte ergeben hätte, wenn in den vorangegangenen Jahren keine Wertminderung vorgenommen worden wäre.

Wertminderungen bei den Sachanlagen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Abschreibungen" ausgewiesen.

9. Beteiligungen an verbundenen Unternehmen

Anteile an verbundenen Unternehmen werden grundsätzlich in die Vollkonsolidierung einbezogen. Diese Einbeziehung in die Konzernbilanzierung erfolgt mit Rückwirkung zum Erwerbszeitpunkt.

10. Forderungen gegen assoziierte Unternehmen

Forderungen gegen assoziierte Unternehmen werden im Konzernabschluss als Finanzinstrumente unter den langfristigen Vermögenswerten gesondert ausgewiesen.

11. Joint Operations

Soweit gemeinsame Vereinbarungen mit Dritten über die gemeinschaftliche Nutzung von Infrastruktur, Verkabelung u. Ä. für Windparks bestehen, erfolgt insoweit die anteilige Bilanzierung der Rechte an den Vermögenswerten und Verpflichtungen für Schulden nach den Grundsätzen der Quotenkonsolidierung (IFRS 11). Die im Berichts- und im Vorjahr mit Dritten bestehenden gemeinsamen Vereinbarungen und ihre quotalen Wertansätze haben keinen wesentlichen Einfluss auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage.

12. Finanzinstrumente

12.1. Begriff der Finanzinstrumente

Finanzinstrumente sind alle Verträge, die dazu führen, einen finanziellen Vermögenswert und eine finanzielle Verbindlichkeit der Gesellschaft oder ein Eigenkapitalinstrument bei einer anderen Gesellschaft zu erfassen. Die finanziellen Vermögenswerte des Unternehmens beinhalten im Wesentlichen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, Forderungen gegen assoziierte Unternehmen und sonstige Forderungen wie Darlehen.

Die finanziellen Verbindlichkeiten des Unternehmens umfassen vor allem Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, sonstige Finanzschulden, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige übrige Verbindlichkeiten, wozu auch die gemäß IAS 32 als Fremdkapital zu qualifizierenden Kommanditanteile Konzernfremder gehören, sowie erfolgsneutral verbuchte derivative Finanzinstrumente (Cashflow-Hedges in Form von Zinsswaps und Zins- / Währungsswaps) mit negativem Marktwert, die nach IAS 39 ebenfalls zu bilanzieren sind.

12.2. Bilanzielle Behandlung der Finanzinstrumente

Finanzinstrumente werden in der Bilanz erfasst, sobald das Unternehmen Vertragspartei eines Finanzinstruments wird. Marktübliche Käufe oder Verkäufe finanzieller Vermögenswerte, d. h. Käufe oder Verkäufe, bei denen die Lieferung des Vermögenswerts innerhalb des für den jeweiligen Handelsplatz vorgeschriebenen oder durch Konventionen festgelegten Zeitrahmens erfolgen muss, werden zum Handelstag bilanziert.

Finanzielle Vermögenswerte werden ausgebucht, wenn die Ansprüche des Konzerns bezüglich der Zahlungsströme aus dem Finanzinstrument auslaufen oder wenn eine Übertragung des Finanzinstruments an eine andere Partei unter Einschluss der Kontrolle bzw. aller wesentlichen Risiken und Nutzen vorgenommen wurde.

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgebucht, wenn die im Vertrag spezifizierten Verpflichtungen des Konzerns auslaufen oder erlassen bzw. gekündigt werden.

Der erstmalige Ansatz von Finanzinstrumenten erfolgt zum Marktwert, der dem beizulegenden Zeitwert entspricht. Finanzinstrumente, die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, sind unter Einbeziehung der Transaktionskosten bewertet.

Die Folgebewertung finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten erfolgt entsprechend der Kategorie, der sie zugeordnet sind (den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten, den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, den sonstigen Forderungen, den Verbindlichkeiten aus Anleihen, den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, den sonstigen Finanzschulden, den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten oder den derivativen finanziellen Verbindlichkeiten).

Soweit bei finanziellen Vermögenswerten, die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, die fortgeführten Anschaffungskosten zum Ansatz kommen, werden die Buchwerte zu jedem Abschlussstichtag daraufhin überprüft, inwiefern substanzielle Hinweise auf eine Wertminderung hindeuten. Es kommt der Betrag zum Ansatz, mit dem ein finanzieller Vermögenswert oder eine finanzielle Schuld bei erstmaliger Erfassung unter Einbeziehung der nicht ergebniswirksamen Transaktionskosten bewertet wurde, abzüglich zwischenzeitlicher Tilgung und außerplanmäßiger Abschreibungen für Wertminderungen oder Uneinbringlichkeit. Bei kurzfristigen Forderungen und Verbindlichkeiten sind die fortgeführten Anschaffungskosten grundsätzlich mit dem Nennbetrag bzw. dem Rückzahlungsbetrag identisch.

Für erwartete Ausfallrisiken werden Einzelwertberichtigungen vorgenommen. Diese werden zur Minderung der Bruttoforderung angesetzt, wenn konkrete Sachverhalte bekannt werden, die darauf hindeuten, dass ein Schuldner seinen finanziellen Verpflichtungen nicht in ausreichendem Maße nachkommen kann. Die Beurteilung der Angemessenheit der Wertberichtigung auf Forderungen obliegt dem dezentralen Inkassomanagement und basiert unter anderem auf der Fälligkeitsstruktur der Forderungssalden, auf Erfahrungswerten aus bereits ausgebuchten Forderungen, der Kundenbonität sowie Auffälligkeiten bei einem veränderten Zahlungsverhalten, auf Anzeichen für finanzielle Schwierigkeiten des Schuldners, die ein nachhaltiges oder signifikantes Absinken des beizulegenden Zeitwerts des finanziellen Vermögenswerts unter die fortgeführten Anschaffungskosten messbar machen, auf etwaigen Zugeständnissen an den Kreditnehmer aufgrund wirtschaftlicher oder rechtlicher Gründe, die im Zusammenhang mit dessen finanziellen Schwierigkeiten stehen, oder allgemein auf der Feststellung des Wegfalls eines aktiven Marktes für den finanziellen Vermögenswert.

Die Höhe einer Wertminderung bestimmt sich aus der Differenz zwischen dem Buchwert des Vermögenswerts und den zur Barwertermittlung mit dem ursprünglichen Effektivzinssatz des finanziellen Vermögenswerts abgezinsten erwarteten künftigen Cashflows, die ergebniswirksam erfasst wird. Verringert sich die Höhe der Wertberichtigung in einer der folgenden Berichtsperioden und kann der zugrunde liegende Sachverhalt objektiv auf einen nach der Erfassung der Wertminderung eingetretenen Tatbestand zurückgeführt werden, so wird die zuvor erfasste Wertberichtigung ergebniswirksam rückgängig gemacht.

Wertminderungen bezüglich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie eines Teils der sonstigen Vermögenswerte werden mittels Wertberichtigungskonten fortgeschrieben.

Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen alle liquiditätsnahen Vermögenswerte, die zum Zeitpunkt der Anschaffung bzw. der Anlage eine Restlaufzeit von weniger als drei Monaten haben. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente bewertet Energiekontor zu Anschaffungskosten.

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen bewertet Energiekontor zu fortgeführten Anschaffungskosten abzüglich etwaiger Wertminderungen. Unverzinsliche oder niedrigverzinsliche Forderungen mit Laufzeiten von über einem Jahr werden abgezinst.

Wertpapiere sowie Forderungen gegen assoziierte Unternehmen (Kommanditbeteiligungen) werden als "zur Veräußerung verfügbare" finanzielle Vermögenswerte klassifiziert (Sonstige originäre finanzielle Vermögenswerte der Kategorie "zur Veräußerung verfügbar"). Energiekontor bilanziert sie zum beizulegenden Zeitwert, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Unrealisierte Kursgewinne weist Energiekontor nach Berücksichtigung von latenten Steuern in den sonstigen Bestandteilen des Eigenkapitals (Fair-Value-Bewertung) aus. Die Auflösung dieser Rücklage erfolgt bei Abgang des Vermögenswerts. Fallen die beizulegenden Zeitwerte von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten unter die Anschaffungskosten und liegen objektive Hinweise vor, dass der Vermögenswert wertgemindert ist, erfasst Energiekontor den Verlust und berücksichtigt ihn in der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung.

Bei seiner Einschätzung der möglichen Wertminderungen bezieht das Unternehmen alle verfügbaren Informationen ein, wie zum Beispiel die Marktbedingungen und die Marktpreise, anlagespezifische Faktoren sowie Dauer und Ausmaß des Wertrückgangs unter die Anschaffungskosten.

Wertaufholungen werden dann erfolgswirksam vorgenommen, wenn nach der aufwandswirksamen Erfassung einer Wertminderung zu einem späteren Bewertungszeitpunkt Ereignisse eintreten, die zu einem objektiven Anstieg des beizulegenden Zeitwerts führen.

Energiekontor bewertet die Verbindlichkeiten aus Anleihen sowie die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente zu den fortgeführten Anschaffungskosten. Kosten im Zusammenhang mit der Kapitalbeschaffung (Anleihen, Bankkredite) werden nach der Effektivzinsmethode auf die Vertragslaufzeit verteilt.

Finanzielle Verbindlichkeiten begründen regelmäßig einen Rückgabeanspruch in Zahlungsmitteln oder einem anderen finanziellen Vermögenswert an eine andere Partei. Zu den finanziellen Verbindlichkeiten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden, gehören vor allem sonstige Finanzverbindlichkeiten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Teile der sonstigen übrigen Verbindlichkeiten. Diese finanziellen Verbindlichkeiten werden nach der erstmaligen Erfassung zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet, Anleihen ggf. unter Anwendung der Effektivzinsmethode.

Derivative Finanzinstrumente wie Zinsswaps bilanziert Energiekontor aufgrund der Bestimmungen der IFRS (IAS 39) zum Marktwert. Derivate mit positivem beizulegenden Zeitwert werden als finanzielle Vermögenswerte und Derivate mit negativem beizulegenden Zeitwert als finanzielle Verbindlichkeiten ausgewiesen.

Cashflow-Hedges dienen der Absicherung von zukünftigen Zahlungsströmen, die im Zusammenhang mit einem bilanzierten Vermögenswert, einer bilanzierten Verbindlichkeit oder einem hochwahrscheinlichen zukünftigen Zahlungsstrom stehen.

Den effektiven Teil der Marktwertänderungen derivativer Instrumente, die als Cashflow-Hedges bestimmt sind (Zins- und Zins- / Währungsswaps), erfasst Energiekontor nach Berücksichtigung von latenten Steuern in den sonstigen Bestandteilen des Eigenkapitals (Fair-Value-Bewertung).

Es werden nur Cashflow-Hedges bilanziert, die die strengen Anforderungen des IAS 39 hinsichtlich Hedge Accounting erfüllen. Sofern die Kriterien für eine Sicherungsbeziehung erfüllt sind, werden die Bezeichnung des eingesetzten Finanzinstruments, das zugehörige Grundgeschäft, das abgesicherte Risiko und die Einschätzung des Grads der Wirksamkeit der eingesetzten Sicherungsinstrumente dokumentiert. Um die Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung hinsichtlich der Kompensation der Risiken aus Änderungen der Zahlungsströme in Bezug auf das abgesicherte Risiko beurteilen zu können, wird diese zum Abschlussstichtag auf ihre Effektivität untersucht.

Wenn die Sicherungsbeziehung als ineffektiv eingestuft wird bzw. die Kriterien für die Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen nicht mehr erfüllt werden, so wird die Rücklage erfolgswirksam aufgelöst. Auf die weiteren Ausführungen in den Erläuterungen zur Bilanz und den Bilanzpositionen, die eine Aufstellung der Kategorisierung der Finanzinstrumente bei der Energiekontor-Gruppe enthalten (Tz. VI.2), wird verwiesen.

Aufgrund der gesunkenen Kapitalmarktzinsen haben die Zinsswaps negative Marktwerte. Da sie ausschließlich als langfristige Zinssicherungsinstrumente zusammen mit den Grundgeschäften (Finanzierungsdarlehen) abgeschlossen wurden (Cashflow-Hedging) und eine Wertrealisierung vor Ablauf der damit gesicherten Zinsbindungslaufzeit nicht in Betracht kommt, sind für Energiekontor diese Marktwerte - unabhängig von einer positiven oder negativen Entwicklung - nur theoretische Werte und werden von der Unternehmensführung daher weder als Schuld noch - im Fall einer positiven Entwicklung - als Vermögenswert betrachtet. Der in der Konzernbilanz nach IAS 39 auszuweisende Wert der Swaps wird daher für Zwecke der Segmentberichterstattung auf Grundlage des anzuwendenden "management approach" eliminiert.

13. Besteuerung

13.1. Laufende Steuern

Der laufende Steueraufwand wird auf Basis des zu versteuernden Einkommens für das Jahr ermittelt. Das zu versteuernde Einkommen weicht vom Jahresergebnis aus der Gewinn- und Verlustrechnung ab, da es Aufwendungen und Erträge ausschließt, die nicht steuerpflichtig bzw. nicht steuerlich abzugsfähig sind. Die Verbindlichkeiten der Energiekontor-Gruppe für den laufenden Steueraufwand wurden auf Grundlage der in den jeweiligen Nationen, in denen Tochtergesellschaften und Betriebsstätten unterhalten werden, geltenden bzw. aus Sicht des Bilanzstichtags in Kürze geltenden Steuersätze berechnet.

13.2. Latente Steuern

Latente Steuern resultieren aus unterschiedlichen Wertansätzen in den IFRS- und Steuerbilanzen der Konzernunternehmen sowie aus Konsolidierungsmaßnahmen, soweit sich diese Unterschiede im Zeitablauf wieder ausgleichen. Das Unternehmen wendet IAS 12 (Income Taxes) an. Nach der darin enthaltenen Verbindlichkeitsmethode (Liability Method) werden aktive und passive latente Steuern mit der zukünftigen Steuerwirkung angesetzt, die sich aus den Unterschieden zwischen IFRS-Bilanzierung und jeweils landesspezifischer steuerrechtlicher Bilanzierung von Aktiv- und Passivposten ergibt. Die Auswirkungen von Steuersatzänderungen auf die latenten Steuern werden erfolgswirksam in dem Berichtszeitraum erfasst, in dem das der Steuersatzänderung zugrunde liegende Gesetzgebungsverfahren weitgehend abgeschlossen ist.

Darüber hinaus werden für Verlustvorträge latente Steuerabgrenzungen dann und insoweit vorgenommen, als ihre Nutzung in absehbarer Zukunft wahrscheinlich ist.

Für die Beurteilung der Wahrscheinlichkeit der Realisierbarkeit solcher Steueransprüche sind regelmäßig zu aktualisierende Steuerplanungsrechnungen durchzuführen. Außerdem sind die jeweils nationalen wie auch auf dem Gebiet der EU nach der laufenden Rechtsprechung des EuGH anzuwendenden Steuerregelungen einzubeziehen.

Latente Steuerabgrenzungen werden nach Steueransprüchen (aktive latente Abgrenzungen) und Steuerschulden (passive latente Abgrenzungen) unterschieden. In der Gliederung der Bilanz nach Fristigkeitsaspekten gelten latente Steuern grundsätzlich als langfristig. Von der Saldierungsmöglichkeit aktiver und passiver latenter Steuern machte das Unternehmen auch im Berichtszeitraum im zulässigen Umfang Gebrauch.

14. Vorräte

Vorräte, wozu die Projektierungs- und Planungsleistungen für Windpark- und Solarprojekte gehören, sind zu Anschaffungs-bzw. Herstellungskosten bei Anwendung der Durchschnittsmethode zuzüglich direkt zurechenbarer Nebenkosten angesetzt. Finanzierungskosten auf die Vorräte werden aktiviert, soweit sie auf aktivierungsfähige Vorräte entfallen.

Wertberichtigungen auf Vorräte werden vorgenommen, wenn der realisierbare Nettoveräußerungswert unter den bilanzierten Anschaffungs- oder Herstellungskosten liegt.

15. Forderungen aus langfristiger Auftragsfertigung

Aufgrund der Konsolidierungspraxis, wonach Betreibergesellschaften, für die Wind- / Solarparks errichtet werden, nicht bereits mit Vertrieb der Kommanditanteile (Gesellschafterwechsel), sondern erst mit Fertigstellung des Wind- / Solarparks entkonsolidiert werden, hat das Verfahren der Teilgewinnrealisierung (IAS 11 - Fertigungsaufträge) für die Konzernbilanzierung faktisch keine Bedeutung.

16. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen den Bargeldbestand, Bankguthaben und alle liquiditätsnahen Vermögenswerte, die zum Zeitpunkt der Anschaffung bzw. der Anlage eine Restlaufzeit von weniger als drei Monaten haben. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet.

17. Minderheitenanteile

Anteile von Minderheiten bzw. konzernfremden Gesellschaftern sind nach den IFRS in der Regel innerhalb des Eigenkapitals in einer gesonderten Position getrennt auszuweisen.

Da es sich jedoch bei den Tochtergesellschaften, an denen diese Minderheitenanteile bestehen, um Kommanditgesellschaften handelt, führt die Anwendung des IAS 32 zu einem vom deutschen Handelsrecht abweichenden Ausweis dieses wirtschaftlichen Eigenkapitals.

Nach den dahingehend geltenden IFRS gilt dieses Kommanditkapital der Minderheiten als Fremdkapital. Bei den Tochtergesellschaften, an denen Minderheiten beteiligt sind, handelt es sich ausschließlich um Kommanditgesellschaften. Nach IAS 32 sind die Kündigungsmöglichkeiten der Kommanditisten ein entscheidendes Kriterium für die Abgrenzung von Eigenkapital und Fremdkapital. Finanzinstrumente, die dem Inhaber (hier: dem Kommanditisten) das Recht zur Kündigung gewähren und damit die Gesellschaft im Kündigungsfall verpflichten, flüssige Mittel oder andere finanzielle Vermögenswerte zu übertragen, stellen demnach entgegen der in Deutschland unbestrittenen wirtschaftlichen Substanz als Eigenkapital aus Sicht der IFRS eine finanzielle Verbindlichkeit und damit Fremdkapital dar. Aufgrund der bestehenden Kündigungsrechte der Kommanditisten der Tochtergesellschaften ist das mit dem Gesamtbetrag der Minderheitenanteile laut Bilanz korrespondierende "Nettovermögen der Kommanditisten" folglich nach IAS 32 nicht im Eigen-, sondern zum Barwert im Fremdkapital zu erfassen. Die Bewertung dieses Postens erfolgt zum nach den IFRS ermittelten Barwert des "Nettovermögens der Kommanditisten".

Korrespondierend sind die auf die Kommanditisten entfallenden Ergebnisanteile als Finanzierungsaufwand bzw. -ertrag zu erfassen.

18. Rückstellungen

Für rechtliche oder faktische Verpflichtungen werden Rückstellungen in der Bilanz angesetzt, wenn das Unternehmen aus einem Ereignis in der Vergangenheit eine gegenwärtige rechtliche oder faktische Verpflichtung hat und es wahrscheinlich ist, dass wirtschaftliche Ressourcen abfließen, um diese Verpflichtung zu erfüllen. Dabei ist eine Abzinsung immer dann vorzunehmen, wenn der Abzinsungseffekt wesentlich ist. Der Wertansatz der Rückstellungen berücksichtigt diejenigen Beträge, die erforderlich sind, um zukünftige Zahlungsverpflichtungen, erkennbare Risiken und ungewisse Verpflichtungen des Konzerns abzudecken.

Zuführungen zu den Rückstellungen werden grundsätzlich erfolgswirksam berücksichtigt.

Dies gilt nicht für Rückstellungsbildungen im Zusammenhang mit Rückbau- und Renaturierungskosten. In diesen Fällen ist der Buchwert des dazugehörigen Sachanlagevermögens um den Barwert der rechtlichen Verpflichtungen aus dem Rückbau zu erhöhen. Die Berechnungsgrundlagen für die Barwertberechnung der Rückstellungen bestehen aus der Laufzeit bis zum voraussichtlichen Rückbau, aus den heute zu erwartenden anlagenspezifischen Rückbau- und Renaturierungskosten, die für die Anwendung der Nominalzinsrechnung (Kaufkraftäquivalenz) auf die voraussichtlichen Rückbaukosten unter Einrechnung einer voraussichtlichen Inflationsrate von p. a. 2 Prozent hochgerechnet werden, sowie aus dem jeweiligen auf die Restlaufzeit bezogenen Diskontierungszinssatz. Der Diskontierungssatz wurde im Geschäftsjahr unter Zugrundelegung der Zinssätze von laufzeitkongruenten börsennotierten Bundeswertpapieren, erhöht um einen Risikoaufschlag von 3 v. H. (credit spread), ermittelt.

Zu erwartende Verwertungserlöse werden bei der Bemessung der Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung nicht berücksichtigt, auch wenn ihre Realisierung aus heutiger Sicht wahrscheinlich und die dabei erzielten Erlöse im Schätzungswege gleichermaßen bezifferbar wie die Kosten für den Rückbau der Anlagen sind. Die Erfassung der Rückstellungen erfolgt grundsätzlich im Erstjahr der Rückstellungsbildung gewinnneutral im Wege eines bilanziellen Aktiv-Passiv-Tauschs.

Der zusätzlich aktivierte Betrag wird über die Restnutzungsdauer der Sachanlagegegenstände abgeschrieben. Die sich gegenüber dem Vorjahr aufgrund der Anwendung der aktuellen Diskontierungssätze ergebenden Unterschiede bei der Rückstellungsberechnung werden gewinnneutral mit den Anschaffungs- / Herstellungskosten der Windparks verrechnet und betragen im Geschäftsjahr insgesamt T€ 824 (Vorjahr T€ -71). Einen bei der Erfüllung der Verpflichtung entstehenden positiven oder negativen Differenzbetrag zum Buchwert erfasst das Unternehmen erfolgswirksam. Die jährlichen Aufzinsungsbeträge zur Barwertanpassung der Rückstellungen werden ergebniswirksam im Finanzierungsaufwand verbucht. Die Zugänge durch Aufzinsungen betragen T€ 383 (Vorjahr T€ 480).

Die Steuer- und sonstigen Rückstellungen sind nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung bemessen. Es werden alle Informationen berücksichtigt, die bis zum Tag der Bilanzaufstellung bekannt werden.

19. Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten, mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente, werden zu den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet, Anleihen ggf. unter Anwendung der Effektivzinsmethode. Ein etwaiger Unterschiedsbetrag zwischen ausbezahltem und bei Endfälligkeit rückzahlbarem Betrag (Disagio, Darlehensabgeld) wird amortisiert, indem zunächst der Vereinnahmungsbetrag angesetzt und dann sukzessive durch kontinuierliche Aufzinsung bis zum finalen Rückzahlungsbetrag fortgeschrieben wird.

Forderungen und Verbindlichkeiten in Fremdwährung werden zu Stichtagskursen umgerechnet. Bankverbindlichkeiten in Fremdwährung werden mit dem Geldkurs am Bilanzstichtag umgerechnet.

Eventualverbindlichkeiten sind nicht bilanziert, sondern im Konzernanhang unter "Sonstige Angaben" (Teil VIII.) ausgewiesen.

Eine Ausnahme bei den Eventualverbindlichkeiten stellt hier der Swap des Windparks Mafomedes dar, der im Rahmen des Unternehmenserwerbs zu passivieren ist (IFRS 3.23).

20. Bedeutende bilanzielle Ermessensspielräume und Hauptquellen von Schätzungen

20.1. Notwendigkeit von Schätzungen

Bei der Anwendung der dargestellten Konzernbilanzierungsgrundsätze muss die Geschäftsführung in Bezug auf die Buchwerte von Vermögenswerten und Schulden, die nicht ohne Weiteres aus anderen Quellen ermittelt werden können, Sachverhalte beurteilen, Schätzungen anstellen und Annahmen treffen. Die Schätzungen und die ihnen zugrunde liegenden Annahmen resultierten aus Erfahrungen der Vergangenheit sowie weiteren als relevant erachteten Faktoren. Die tatsächlichen Werte können von den Schätzungen abweichen.

Die den Schätzungen zugrunde liegenden Annahmen unterliegen einer regelmäßigen Überprüfung. Schätzungsänderungen, die nur eine Periode betreffen, werden nur in dieser berücksichtigt. Schätzungsänderungen, die die aktuelle sowie die folgenden Berichtsperioden betreffen, werden entsprechend in dieser und den folgenden Perioden beachtet.

20.2. Hauptquellen von Schätzungsunsicherheiten

Im Folgenden werden die wichtigsten zukunftsbezogenen Annahmen sowie die sonstigen wesentlichen Quellen von Schätzungsunsicherheiten am Bilanzstichtag angegeben, durch die ein beträchtliches Risiko entstehen kann, sodass innerhalb des nächsten Geschäftsjahres eine wesentliche Anpassung der ausgewiesenen Vermögenswerte und Schulden erforderlich wird.

20.2.1. Werthaltigkeit der technischen Anlagen (Windparks)

In der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2016 sind die konzerneigenen Windparks in Höhe von insgesamt T€ 170.928 (Vorjahr T€ 222.745) aktiviert. Für die Bestimmung etwaiger Wertminderungen dieser Sachanlagen im Rahmen der regelmäßigen Impairment-Tests ist es erforderlich, die Nutzungswerte der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten, zu denen die jeweiligen Windparks gehören, zu ermitteln.

Die Berechnung der Nutzungswerte bedarf der Schätzung künftiger Cashflows aus der zahlungsmittelgenerierenden Einheit sowie eines geeigneten Abzinsungssatzes für die Barwertberechnung im Wege der Bewertung mittels diskontierter Mittelzuflüsse (Discounted-Cashflow-Bewertungen). Die hierfür heranzuziehenden Schätzgrößen bestehen hauptsächlich in den die Höhe der Stromerträge beeinflussenden zukünftigen Windverhältnissen, in den Vergütungssätzen für den Verkauf der Energie, der technischen Lebensdauer der Windenergieanlagen, den Anschlussfinanzierungszinssätzen sowie in den weiteren Kostengrößen eines Windparks wie etwa Instandsetzungen. Diese Schätzgrößen entsprechen auch den Annahmen und beobachtbaren Inputfaktoren, die Marktteilnehmer bei der Preisbildung für Windparks zugrunde legen würden. Die dem Discounted-Cashflow-Bewertungsverfahren immanent innewohnenden Risiken bestehen insbesondere in von den Einschätzungen des Managements und der Marktteilnehmer zukünftig abweichenden ungünstigen Entwicklungen, wie beispielsweise geringeren Windangeboten, höheren Zinsen und Betriebskosten, geringeren Energiepreisen und etwaigen weiteren ungünstigeren Parameterentwicklungen.

20.2.2. Werthaltigkeit von Vorräten (unfertige Erzeugnisse und Leistungen)

In der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2016 sind Vorräte in Höhe von T€ 34.272 (Vorjahr T€ 32.871) berücksichtigt. Diese resultieren aus der Aktivierung von im Rahmen der Wind- / Solarpark-Projektentwicklung angefallenen projektbezogenen Kosten. Die Geschäftsführung hat die Werthaltigkeit der aktivierten Kosten am Bilanzstichtag beurteilt und Wertabschläge im erforderlichen Umfang berücksichtigt. Bei der Bewertung der Vorräte stellen die künftigen Realisierungschancen von Projekten und der Wert der erwarteten künftigen Cashflows wesentliche Schätzgrößen dar.

20.2.3. Aktive latente Steuern

Aktive latente Steuern werden für alle nicht genutzten steuerlichen Verlustvorträge sowie zeitliche Buchungsunterschiede in dem Maße erfasst, wie es wahrscheinlich ist bzw. wie hierfür überzeugende substanzielle Hinweise vorliegen, dass hierfür zu versteuerndes Einkommen verfügbar sein wird, sodass die Verlustvorträge tatsächlich genutzt werden können. Wesentliche Teile der aktiven latenten Steuern entstanden in den Windparkbetreibergesellschaften, die steuerlich maximal zulässige Abschreibungen nutzen, sowie in den ausländischen Planungsgesellschaften, die erhebliche Vorlaufkosten für die jeweilige Markt- und Projekterschließung tragen. Für die Ermittlung der Höhe der aktiven latenten Steuern erfolgt eine Schätzung der Unternehmensleitung auf der Grundlage des erwarteten Eintrittszeitpunkts und der Höhe des künftig zu versteuernden Einkommens sowie der zukünftigen Steuerplanungsstrategie (zeitlicher Anfall steuerlicher Ergebnisse, Berücksichtigung steuerlicher Risiken etc.). Wesentliche Auswirkung hierauf haben auch die jeweils nationalen wie auch auf EU-Ebene gegebenen steuerrechtlichen Grundlagen, die laufenden Anpassungen unterliegen.

21. Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte

Zahlreiche Rechnungslegungsmethoden und Angaben des Konzerns verlangen die Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte für finanzielle und nicht finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten.

Die Energiekontor-Gruppe hat ein Kontrollrahmenkonzept hinsichtlich der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte festgelegt. Dazu gehört ein Bewertungsteam, das die allgemeine Verantwortung für die Überwachung aller wesentlichen Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert trägt und direkt an den Vorstand berichtet. Das Bewertungsteam führt eine regelmäßige Überprüfung der wesentlichen Inputfaktoren sowie der Bewertungsanpassungen durch. Wenn Informationen von Dritten zur Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte verwendet werden, prüft das Bewertungsteam die von den Dritten erlangten Nachweise für die Schlussfolgerung, dass derartige Bewertungen die Anforderungen der IFRS erfüllen, einschließlich der Stufe in der Fair-Value-Hierarchie, der diese Bewertungen zuzuordnen sind.

Wesentliche Punkte bei der Bewertung werden dem Prüfungsausschuss berichtet. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Schuld verwendet der Konzern so weit wie möglich am Markt beobachtbare Daten. Basierend auf den in den Bewertungstechniken verwendeten Inputfaktoren werden die beizulegenden Zeitwerte in unterschiedliche Stufen in der Fair-Value-Hierarchie eingeordnet:

―	Stufe 1: Notierte Preise (unbereinigt) auf aktiven Märkten für identische Vermögenswerte und Schulden
―	Stufe 2: Bewertungsparameter, bei denen es sich nicht um die in Stufe 1 berücksichtigten notierten Preise handelt, die sich aber für den Vermögenswert oder die Schuld entweder direkt (das heißt als Preis) oder indirekt (das heißt als Ableitung von Preisen) beobachten lassen
―	Stufe 3: Bewertungsparameter für Vermögenswerte oder Schulden, die nicht auf beobachtbaren Marktdaten beruhen.

Wenn die zur Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Schuld verwendeten Inputfaktoren in unterschiedliche Stufen der Fair-Value-Hierarchie eingeordnet werden können, wird die Bewertung zum beizulegenden Zeitwert in ihrer Gesamtheit der Stufe der Fair-Value-Hierarchie zugeordnet, die dem niedrigsten Inputfaktor entspricht, der für die Bewertung insgesamt wesentlich ist. Umgruppierungen zwischen verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie werden zum Ende der Berichtsperiode erfasst, in der die Änderung eingetreten ist. Weitere Informationen zu den Annahmen bei der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte sind im Anhang bei der Beschreibung der jeweiligen Vermögens- und Schuldwerte enthalten.

V. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Gewinn- und Verlustrechnung angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€.

1. Umsatzerlöse

Die Umsätze des Konzerns in dem Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) betreffen deutsche und britische Wind- und Solarparks.

Die dem Bereich Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges zuzurechnenden Tätigkeiten werden nahezu ausschließlich in Deutschland erbracht.

Die Umsatzerlöse in dem Segment Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks (kurz: Stromerzeugung) werden in Windparks in Deutschland, Portugal und Großbritannien realisiert.

Im Einzelnen setzen sich die Umsatzerlöse segmentbezogen wie folgt zusammen:

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in T€	2016	2015
Segmente und zugehörige Umsatzerlöse
Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)	148.655	132.936
Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks	49.899	55.260
Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges	3.210	3.133
Umsatzerlöse alle Segmente	201.764	191.329

2. Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen

Unter dieser Position im betragsmäßigen Umfang von T€ -35.015 (Vorjahr T€ 18.808) sind die Veränderungen der konzernweiten zum Bilanzstichtag vorhandenen Bestände an fertigen und unfertigen Projekten sowie die Herstellkosten selbst hergestellter und in das Anlagevermögen genommener Windparks, die im Konzernbestand verbleiben sollen, ausgewiesen. Soweit dem Anlagevermögen zugeordnete Windparks veräußert und demgemäß dem Umlaufvermögen zugeordnet werden sollen, führt dies zu einer entsprechenden Bestandsverringerung.

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in T€	2016	2015
Übernahme Windparks in das Anlagevermögen	0	36.795
Umgliederung Windparks vom Anlage- in das Umlaufvermögen	-36.416	0
Bestandsveränderungen unfertige Projekte	1.401	-17.987
Bestandsveränderungen und Eigenleistungen	-35.015	18.808

Da auch die Errichtungskosten für Windparks, die für den Verbleib im Konzernbestand vorgesehen sind, im laufenden Wareneinsatz sowie in den sonstigen Kostenpositionen (sonstige betriebliche Aufwendungen, Personal- und Zinsaufwendungen) verbucht werden, ist bis zum Zeitpunkt der Fertigstellung der projektbezogene Bestand zu aktivieren.

Zum Zeitpunkt der Fertigstellung des Windparks erfolgt zunächst die Ausbuchung des bis dahin hierfür aktivierten Vorjahresbestands an unfertigen Erzeugnissen und Leistungen. Gleichzeitig erfolgt in dieser Höhe zuzüglich der bis zur Fertigstellung noch angefallenen Herstellkosten die Aktivierung im Sachanlagevermögen durch Umgliederung der fertigen Windparks ins Anlagevermögen, soweit diese im Konzern zum Zwecke der Stromerzeugung verbleiben. Im Geschäftsjahr wurde der im Vorjahr dem Eigenbestand zugeordnete britische Windpark Gayton le Marsh aufgrund der Veräußerungsabsicht zunächst in das Umlaufvermögen umgegliedert und anschließend veräußert. Übernahmen selbst hergestellter Windparks in den Eigenbestand fanden im Geschäftsjahr nicht statt.

Aktivierungen selbst hergestellter Windparks durch Überführung ins Anlagevermögen erfolgen stets ergebnisneutral, ebenso wie die umgekehrte Überführung aus dem Anlage- ins Umlaufvermögen.

3. Sonstige betriebliche Erträge

Die sonstigen betrieblichen Erträge gliedern sich wie folgt auf:

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in T€	2016	2015
Auflösung Rückstellungen	2.831	890
Erträge aus Währungsumrechnungen (Saldo)	1.357	0
Schadensersatz / Versicherungserstattungen	196	214
Übrige sonstige betriebliche Erträge	97	469
Sonstige betriebliche Erträge	4.481	1.574

4. Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen

Die konzernweit angefallenen Aufwendungen für die Planung und Herstellung von Wind- / Solarparkprojekten betragen T€ 70.523 (Vorjahr T€ 116.590). Hierin enthalten sind die Buchwerte der im Geschäftsjahr veräußerten Repoweringprojekte Debstedt, Breitendeich und Grevenbroich. Im Rahmen des Repowerings wurden ältere Windenergieanlagen abgebaut und durch neue, leistungsfähigere Anlagen ersetzt, die dann veräußert wurden.

5. Personalaufwand

Der Personalaufwand in Höhe von T€ 10.922 (Vorjahr T€ 10.476) hat sich aufgrund der leicht gesteigerten Mitarbeiteranzahl im Geschäftsjahr erhöht und setzt sich wie folgt zusammen:

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in T€	2016	2015
Löhne und Gehälter	9.289	8.884
Soziale Abgaben und Aufwendungen	1.632	1.592
Personalaufwand	10.922	10.476

Unter Berücksichtigung der Aufwendungen für den Anleihevertrieb (erfolgsneutrale Erfassung nach IAS 39) betragen die gesamten Personalaufwendungen T€ 11.322 (Vorjahr T€ 11.076).

Der Personalbestand beläuft sich auf durchschnittlich 136 Arbeitnehmer (Vorjahr 134 Arbeitnehmer). Davon waren im Durchschnitt 19 Mitarbeiter (Vorjahr 21) bei ausländischen Tochtergesellschaften angestellt.

6. Abschreibungen

Der überwiegende Anteil an den Abschreibungen von insgesamt T€ 18.316 (Vorjahr T€ 16.424) entfällt mit T€ 18.265 (Vorjahr T€ 16.360) auf die konzerneigenen Windparks. Aus dem Anlagenspiegel (vgl. Tz. VI.1) ergeben sich detaillierte Informationen zum Anlagevermögen und zu den Abschreibungen. Im Berichtszeitraum waren wie im Vorjahr keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen vorzunehmen. Soweit Anlagen für Repoweringzwecke abgebaut und die repowerten Anlagen veräußert wurden, sind die ergebnismindernden Abgänge der Restbuchwerte der abgebauten Anlagen im Materialaufwand enthalten.

7. Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen umfassen die folgenden Aufwandspositionen:

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in T€	2016	2015
Reparaturen und Instandhaltungen Windparks	7.014	5.909
Pachtzahlungen für Windparks	2.709	2.711
Projektbezogene Aufwendungen (inkl. Planung, Reisekosten usw.)	1.595	1.331
Rechts-, Steuer-, Prüfungs- und andere Beraterhonorare, Prozesskosten	1.429	1.630
Gebühren, Abgaben, Beiträge	1.177	1.076
Verwaltungskosten	1.151	1.011
Versicherungen	1.112	1.239
Raumkosten	510	508
Strombezug Windkraftanlagen	374	552
Übrige sonstige betriebliche Aufwendungen	316	206
Werbekosten und Vertriebsaufwand	298	332
Entkonsolidierungsverluste	34	0
Aufwendungen aus Währungsumrechnungen (Saldo)	0	2.048
Sonstige betriebliche Aufwendungen	17.719	18.553

8. Zinsergebnis

Das Zinsergebnis im Konzern stellt sich wie folgt dar:

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in T€	2016	2015
Zinsen und ähnliche Erträge	162	474
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-18.443	-20.508
Zinsergebnis	-18.281	-20.035
Beteiligungserträge	28	28
Beteiligungsergebnis	28	28
Finanzergebnis	-18.254	-20.006

Zinserträge aus finanziellen Vermögenswerten, die nicht erfolgswirksam zum Fair Value bewertet werden, fielen nicht an. Veränderungen aus der Marktbewertung von vollumfänglich effektiven Cashflow-Hedged-Derivaten (Zins- und Zins- / Währungsswaps) in Höhe der kumulierten negativen Marktwerte von T€ -4.513 (Vorjahr negative Marktwerte von T€ -12.439) wurden, saldiert mit den darauf entfallenden latenten Steuern, erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Veränderungen liegen am Abgang von abgesicherten Verbindlichkeiten, an den sinkenden Restlaufzeiten, an veränderten Kapitalmarktzinsen und zukünftigen Zins- und Währungskursprognosen, die sich auf die Marktwerte auswirken. Die Swaps wurden ausschließlich zur Sicherung der Zins- und Währungsrisiken aus den langfristigen Windparkfinanzierungen abgeschlossen, weswegen eine Realisierung der negativen Marktwerte vor dem Laufzeitende der Derivate nicht oder allenfalls in Ausnahmefällen in Betracht kommt. Durch den ratierlichen Abbau der Bezugsgrößen bei den Payer-Zins-Swaps vermindern sich in den folgenden Berichtsperioden auch sukzessive die Ergebnisauswirkungen. Ergebniswirksam im Zinsaufwand erfasst wurden Aufwendungen für die Ablösung von Zinsderivaten in Höhe von T€ 0 (Vorjahr T€ 225). Effektivzinsen (IAS 39) sind in Höhe von T€ 208 (Vorjahr T€ 154) enthalten.

Die Zinserträge von T€ 162 (Vorjahr T€ 474) entfallen auf kurzfristige finanzielle Vermögenswerte mit variablen Zinssätzen. Von den Zinsaufwendungen entfallen T€ 1.974 (Vorjahr T€ 3.190) auf kurzfristige finanzielle Verbindlichkeiten mit variablen Zinssätzen. Die ausgewiesenen Zinsaufwendungen entfallen ausschließlich auf Schuldposten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind.

9. Ertragsteuern

Der Gesamtsteueraufwand im Konzern stellt sich wie folgt dar:

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in T€	2016	2015
Laufende (tatsächliche) Steuern	11.608	7.673
Latente Steuern	-1.447	1.078
Gesamtsteueraufwand	10.162	8.751

9.1. Tatsächliche Steuern

Hier werden die in Deutschland zu entrichtenden Gewerbe- und Körperschaftsteuern nebst Solidaritätszuschlag erfasst sowie die in den ausländischen Gesellschaften vergleichbaren Ertragsteueraufwendungen.

9.2. Latente Steuern

Steuerlatenzen aufgrund von temporären Differenzen zwischen den Wertansätzen in den steuerlich maßgeblichen Bilanzen und den Buchwerten in der Konzernbilanz bestehen in nachfolgend angeführter Höhe.

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	31.12.2016		31.12.2015
in T€	Aktive latente Steuern	Passive latente Steuern	Aktive latente Steuern	Passive latente Steuern
---	---	---	---	---
Bewertung des Sachanlagevermögens	529	10.859	2.104	11.170
Verlustvorträge	8.194	0	7.122	0
Fair-Value-Bewertung IAS 39	1.346	44	3.710	16
Zwischengewinneliminierung	1.848	0	52	0
Vorratsbewertung	0	903	0	817
Bewertung von Finanzinstrumenten (Effektivzinsmethode)	0	769	0	581
Bewertung Bundesanleihen	29	0	10	0
Zwischensumme vor Saldierung	11.946	12.575	12.998	12.585
Saldierungsfähige Beträge	-4.225	-4.225	-4.670	-4.670
Latente Steuern (nach Saldierung)	7.721	8.350	8.327	7.914

Ausschlaggebend für die Beurteilung der Werthaltigkeit aktiver latenter Steuern ist die Einschätzung der Wahrscheinlichkeit der Umkehrung der Bewertungsunterschiede sowie der Nutzbarkeit der Verlustvorträge, die zu aktiven latenten Steuern geführt haben.

Dies ist abhängig von der Entstehung künftiger steuerpflichtiger Gewinne während der Perioden, in denen sich steuerliche Bewertungsunterschiede umkehren und steuerliche Verlustvorträge geltend gemacht werden können.

Die steuerlichen Verlustvorträge im Konzern bestehen in der Energiekontor AG, in den Windparkbetreiber- sowie in den portugiesischen Planungs- und Errichtungsgesellschaften und setzen sich wie folgt zusammen:

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	31.12.2016		31.12.2015
in T€	Inland	Ausland	Inland	Ausland
---	---	---	---	---
Verlustvorträge mit Bildung aktiver latenter Steuern
Verlustvorträge Gewerbesteuer	42.938	0	39.961	0
Verlustvorträge Körperschaftsteuer ohne Bildung aktiver latenter Steuern	5.409	5.307	6.275	2.139
Verlustvorträge Gewerbesteuer	1.594	0	2.379	0
Verlustvorträge Körperschaftsteuer	0	2.564	1.508	5.925

Die Gesellschaft geht im Berichtszeitraum davon aus, dass für die steuerlichen Verlustvorträge, für die aktive latente Steuern gebildet wurden, aufgrund der zukünftigen Geschäftstätigkeit ausreichend positives zu versteuerndes Einkommen für die Realisierung des aktivierten Steueranspruchs zur Verfügung stehen wird. Aufgrund der Erfahrung aus der Vergangenheit und der zu erwartenden steuerlichen Einkommenssituation wird davon ausgegangen, dass die entsprechenden Vorteile aus den aktiven latenten Steuern insoweit realisiert werden können. Entsprechende zukünftige positive Ergebnisse, die steuerliche Verwertbarkeit der für die aktiven latenten Steuern angesetzten Verluste gewährleisten, ergeben sich aus Steuerplanungsrechnungen. Die sich größtenteils aus den Windparkbetreibergesellschaften ergebenden Verlustvorträge wirken sich gewerbesteuerlich auf Ebene der Windparkbetreibergesellschaften selbst und körperschaftsteuerlich auf Ebene der Energiekontor AG aus. Sie resultieren nicht aus unplanmäßigen Geschäftsverläufen, sondern insbesondere aus erhöhten anfänglichen steuerlichen Abschreibungen. Soweit eine Verwertbarkeit von Verlusten, ggf. innerhalb der im Ausland bestehenden zeitlichen Beschränkung, nicht hinreichend sicher scheint, erfolgt keine Aktivierung.

Insoweit für Verlustvorträge latente Steueransprüche aktiviert werden, besteht im Inland und in Großbritannien keine zeitliche Beschränkung für die Vortragsmöglichkeit. In Portugal besteht ebenfalls eine steuerliche Vortragsmöglichkeit für Verluste, deren Nutzung zeitlich auf zwölf Jahre beschränkt ist.

Die direkt dem Eigenkapital (Fair-Value-Rücklage IAS 39) belasteten aktiven latenten Steuerbeträge in Höhe von T€ 1.302 (Vorjahr T€ 3.694) wurden ergebnisneutral erfasst.

9.3. Steuerliche Überleitungsrechnung (Effective Tax Rate Reconciliation)

Im Geschäftsjahr 2016 und nach der aktuellen Gesetzeslage voraussichtlich auch in den folgenden Jahren beträgt der Körperschaftsteuersatz in Deutschland 15 Prozent zuzüglich des Solidaritätszuschlags in Höhe von 5,5 Prozent der Körperschaftsteuerbelastung. Daraus resultiert ein effektiver Körperschaftsteuersatz von 15,83 Prozent. Unter Einbeziehung der Gewerbesteuer, die sich im Durchschnitt auf 14,00 Prozent beläuft, beträgt der Gesamtsteuersatz im Geschäftsjahr 29,83 Prozent.

Nachfolgend wird die Überleitung vom erwarteten Steueraufwand auf den ausgewiesenen Ertragsteueraufwand gezeigt. Die Berechnung des erwarteten Steueraufwands basiert auf der Anwendung des inländischen Gesamtsteuersatzes von 29,83 Prozent (Vorjahr 29,83 Prozent). Somit ergibt sich kein Effekt aus einer Steuersatzänderung.

Die nachfolgende Übersicht zeigt die Ursachen für die Abweichung zwischen dem erwarteten (rechnerischen) und dem tatsächlichen Steueraufwand:

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in T€	2016	2015
Ertragsteueraufwand rechnerisch	10.587	8.847
Ertragsteuern für andere Perioden	-22	-45
Effekte aus Personengesellschaften	269	155
Deaktivierte sowie untergegangene steuerliche Verlustvorträge	0	-24
Nicht abzugsfähige Betriebsausgaben	18	22
Steuerfreie Ergebnisse und andere neutrale Gewinne	-7	-34
Abweichendes Steuerrecht / Steuersätze Ausland	-683	-170
Tatsächlicher Steueraufwand	10.162	8.751

10. Ergebnis je Aktie

Zum Ende des Geschäftsjahres waren 14.653.160 (Vorjahr 14.653.160) Aktien gezeichnet. Davon waren unter Berücksichtigung der bis dahin zum Zwecke der Einziehung zurückgekauften und noch nicht eingezogenen Anteile 14.592.075 (Vorjahr 14.612.240) Aktien im Umlauf. Unter Berücksichtigung einer taggenauen Gewichtung waren im Geschäftsjahr durchschnittlich 14.600.558 (Vorjahr 14.632.849) Aktien in Umlauf. Verwässerungseffekte gab es im Geschäftsjahr wie im Vorjahr nicht, sodass "unverwässertes Ergebnis je Aktie" und "verwässertes Ergebnis je Aktie" identisch sind.

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	2016	2015
Konzernergebnis in €	25.334.193	20.911.209
Gewichteter Durchschnitt ausgegebener Aktien in Stück	14.600.558	14.632.849
Unverwässertes / verwässertes Ergebnis je Aktie in €	1,74	1,43

11. Finanzielle Risiken und Finanzinstrumente

Grundsätzlich ist die Energiekontor-Gruppe Zinsänderungs-, Liquiditäts-, Währungs- sowie bei Vermögenswerten Bonitäts- und Ausfallrisiken ausgesetzt.

Eine Absicherung von Zinsänderungsrisiken erfolgt neben langfristigen Festzinsvereinbarungen (bei Windparkfinanzierungen) durch Sicherungsderivate. Die betroffenen Windparkbetreibergesellschaften haben variable Darlehen (3-Monats-EUR-EURIBOR-Telerate) aufgenommen und in festverzinsliche Kredite umgewandelt, für die durch den Abschluss von Zinsswaps die Zinssicherungen erfolgen (synthetische Festzinsdarlehen). Zinsänderungsrisiken bestehen für die Unternehmensgruppe während der Laufzeit der Sicherungsderivate nicht. Zinsänderungen haben lediglich Auswirkung auf den Wert der Derivate, soweit man diese separat betrachtet, wie IAS 39 dies fordert. Dahingehend werden solche abgekoppelten Zinsänderungsauswirkungen mittels Sensitivitätsanalysen dargestellt, die die Effekte von Änderungen der Marktzinssätze auf Zinszahlungen, Zinserträge und -aufwendungen, andere Ergebnisteile sowie auf das Eigenkapital abbilden.

Zum Bilanzstichtag haben die Zinsswaps aufgrund der seit Abschluss gesunkenen Kapitalmarktzinsen bei gleichzeitig gestiegenem Pfundkurs einen beizulegenden negativen Wert von T€ -4.513 (Vorjahr T€ -12.439), ermittelt nach einer Mid-Market-Bewertung (Mark-to-Market MTM).

Die negativen Marktwerte der derivativen Finanzinstrumente sind unter der Position "Sonstige Finanzverbindlichkeiten" auszuweisen. Die Marktwertermittlung für solche Vermögenswerte und Schulden erfolgt auf Basis von Parametern, für die entweder direkt oder indirekt abgeleitete notierte Preise auf einem aktiven Markt zur Verfügung stehen, und basiert auf finanzmathematischen Simulationsmodellen prognostizierter Währungs- und Zinsentwicklungen. Aus Sicht des Managements sind die Marktwerte dieser Swaps rein theoretische Werte, zumal ein Verkauf oder die Realisierung der Marktwerte vor dem planmäßigen Auslauf der mit den Derivaten gesicherten Zinsbindung nicht oder allenfalls in Ausnahmefällen in Betracht kommt. Soweit Umfinanzierungen von mit Zinsswaps gekoppelten Darlehen erfolgen, so werden diese stets unter Wahrung der Volleffektivität und Konnexität durchgeführt. Wirtschaftlich vergleichbar sind die negativen Marktwerte bei synthetischen Festzinsdarlehen mit Vorfälligkeitsentschädigungen bei traditionellen Festzinsdarlehen, die wiederum unter den IFRS auch nicht zu bilanzieren wären.

In Bezug auf die Zinsswaps entspricht der effektive Zinsaufwand der mit den vorgenannten Payer-Swap-Hedges gesicherten Grundgeschäfte dem jeweils für das Grundgeschäft gesicherten Zinsniveau, sodass auch in der retrospektiven Betrachtung die Effektivität voll gegeben ist. Demzufolge sind diese Finanzinstrumente nicht mit Zinsrisiken in Bezug auf Gewinn- und Verlustrechnung oder Eigenkapital verbunden. Somit werden die Gewinne und Verluste aus der Marktbewertung der Derivate nach Verrechnung mit den darauf entfallenden passiven bzw. aktiven latenten Steuern erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst.

Wenn das Marktzinsniveau zum Bilanzstichtag um 100 Basispunkte höher (niedriger) gewesen wäre, hätte der in die Fair-Value-Rücklage ergebnisneutral einzustellende Marktwert insgesamt T€ -3.944 (T€ -5.402) betragen. Die Bezugsgrößen für die Grundgeschäfte der Windparkfinanzierungen belaufen sich - ggf. auf EUR umgerechnet - auf insgesamt T€ 114.885 (Vorjahr T€ 126.616).

Die Laufzeiten von Zinssicherungen bzw. Zinswährungssicherungen entsprechen grundsätzlich denen der abgesicherten Grundgeschäfte. Zum Bilanzstichtag hatte die Gruppe derivative Instrumente mit einer maximalen Laufzeit bis Dezember 2033 im Bestand, um Zins- und Währungsrisiken aus den Windparkfinanzierungen abzusichern.

Weitere Währungsrisiken der britischen Tochtergesellschaften werden grundsätzlich nicht abgesichert.

Den Liquiditätsrisiken wird durch die rechtzeitige und ausreichende Vereinbarung von Kreditlinien, die nicht ausgeschöpft werden, sowie durch die Emission von Anleihen begegnet.

Bilanziell werden die Bonitäts- und Ausfallrisiken ggf. durch Wertberichtigungen abgebildet. Sie sind begrenzt auf die auf der Aktivseite der Bilanz ausgewiesenen Beträge.

VI. Erläuterungen zur Bilanz

Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Bilanz angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€.

1. Anlagevermögen

Die Zusammensetzung und Entwicklung der Werte des Anlagevermögens im laufenden Jahr sowie im Vorjahr sind aus dem nachfolgenden Anlagenspiegel ersichtlich.

Anlagenspiegel 2016

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	Anschaffungs- / Herstellungskosten
in T€	01.01.2016	Zugänge	Abgänge	31.12.2016
---	---	---	---	---
I. Geschäfts- oder Firmenwert
Geschäfts- oder Firmenwert	5.200	0	0	5.200
II. Sonstige immaterielle Vermögenswerte
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	285	0	1	284
III. Sachanlagen
1. Grundstücke und Gebäude	934	0	241	693
2. Technische Anlagen (Windparks)	313.858	9.609	54.980	268.487
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	473	45	13	505
	315.265	9.653	55.234	269.685
IV. Beteiligungen	53	0	0	53
Summe	320.803	9.653	55.235	275.222

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	Abschreibungen
in T€	01.01.2016	Zugänge	Abgänge	31.12.2016
---	---	---	---	---
I. Geschäfts- oder Firmenwert
Geschäfts- oder Firmenwert	5.200	0	0	5.200
II. Sonstige immaterielle Vermögenswerte
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	262	13	1	274
III. Sachanlagen
1. Grundstücke und Gebäude	8	2	10	0
2. Technische Anlagen (Windparks)	91.113	18.265	11.819	97.559
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	356	36	13	379
	91.476	18.303	11.842	97.938
IV. Beteiligungen	0	0	0	0
Summe	96.938	18.316	11.843	103.411

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	Buchwert
in T€	31.12.2016	31.12.2015
---	---	---
I. Geschäfts- oder Firmenwert
Geschäfts- oder Firmenwert	0	0
II. Sonstige immaterielle Vermögenswerte
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	10	23
III. Sachanlagen
1. Grundstücke und Gebäude	693	926
2. Technische Anlagen (Windparks)	170.928	222.745
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	126	118
	171.747	223.789
IV. Beteiligungen	53	53
Summe	171.810	223.865

Anlagenspiegel 2015

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	Anschaffungs- / Herstellungskosten
in T€	01.01.2015	Zugänge	Abgänge	31.12.2015
---	---	---	---	---
I. Geschäfts- oder Firmenwert
Geschäfts- oder Firmenwert	5.200	0	0	5.200
II. Sonstige immaterielle Vermögenswerte
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	429	0	144	285
III. Sachanlagen
1. Grundstücke und Gebäude	1.304	0	370	934
2. Technische Anlagen (Windparks)	260.620	53.569	332	313.858
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	689	77	293	473
	262.613	53.647	995	315.265
IV. Beteiligungen	71	0	18	53
Summe	268.313	53.647	1.157	320.803

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	Abschreibungen
in T€	01.01.2015	Zugänge	Abgänge	31.12.2015
---	---	---	---	---
I. Geschäfts- oder Firmenwert
Geschäfts- oder Firmenwert	5.200	0	0	5.200
II. Sonstige immaterielle Vermögenswerte
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	392	13	144	262
III. Sachanlagen
1. Grundstücke und Gebäude	12	9	13	8
2. Technische Anlagen (Windparks)	74.753	16.360	0	91.113
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	607	42	293	356
	75.372	16.410	307	91.476
IV. Beteiligungen	0	0	0	0
Summe	80.965	16.424	451	96.938

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	Buchwert
in T€	31.12.2015	31.12.2014
---	---	---
I. Geschäfts- oder Firmenwert
Geschäfts- oder Firmenwert	0	0
II. Sonstige immaterielle Vermögenswerte
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	23	37
III. Sachanlagen
1. Grundstücke und Gebäude	926	1.291
2. Technische Anlagen (Windparks)	222.745	185.867
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	118	82
	223.789	187.241
IV. Beteiligungen	53	71
Summe	223.865	187.348

Keine der hier angeführten Vermögenswerte sind zur Veräußerung bestimmt (non-current assets held for sale) oder aufzugebenden Geschäftsbereichen zuzuordnen (discontinued operations), sodass insoweit ein separater Ausweis entfällt.

1.1. Geschäfts- oder Firmenwert

Geschäfts- oder Firmenwerte wurden in früheren Jahren bereits vollständig abgeschrieben und waren weder zum Bilanzstichtag noch im Vorjahresabschluss zu bilanzieren.

1.2. Sonstige immaterielle Vermögenswerte

Hierbei handelt es sich um zu aktivierende und laufend abzuschreibende Software.

1.3. Grundstücke

Der Ausweis beinhaltet sämtliche gehaltenen und zum Betrieb von Windparks genutzten und damit dem Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" zuzurechnenden Grundstücke, die zum Bilanzstichtag mit den fortgeführten Anschaffungskosten in Höhe von T€ 693 (Vorjahr T€ 693) bilanziert sind. Die vermieteten Immobilien der Energiekontor Umwelt GmbH & Co. Ökologische Wohn-Immobilien KG, die dem Segment "Sonstiges" zugeordnet waren, wurden im Geschäftsjahr vollständig veräußert.

1.4. Technische Anlagen (Windparks)

Werterhöhend hat sich der Zugang des Windparks Mafomedes ausgewirkt, wertmindernd der Abgang des veräußerten Windparks Gayton. Veränderungen im Bereich der Rückbaurückstellungen des gesamten Windparkportfolios wirken sich ebenfalls entsprechend aus. Die Restbuchwerte aller Windparks im Konzern betragen zum Bilanzstichtag T€ 170.928 (Vorjahr T€ 222.745). Die hier ausgewiesenen Vermögenswerte sind im Rahmen der langfristigen Finanzierungsverträge in der Regel sicherungsübereignet.

1.5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung

Der Bilanzausweis von T€ 126 (Vorjahr T€ 118) beinhaltet die Büro- und Geschäftsausstattung der verschiedenen Standorte im In- und Ausland.

2. Finanzinstrumente

Nachfolgende Übersicht gibt einen Überblick über die Kategorisierung der Finanzinstrumente der Energiekontor-Gruppe zum Bilanzstichtag. Umwidmungen erfolgten weder im Geschäfts- noch im Vorjahr.

Dabei wurden bei den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten Guthaben in Höhe von T€ 26.194 (Vorjahr T€ 27.170) mit den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten saldiert.

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in T€		Wertansatz Bilanz 31.12.2016 IAS 39
Vermögens- und Schuldwerte	Buchwert 31.12.2016	Fortgeführte Anschaffungskosten	Fair Value -erfolgsneutral	Fair Value -erfolgswirksam	Fair Value 31.12.2016
---	---	---	---	---	---
Vermögenswerte
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	118.528	118.528			118.528
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	17.469	17.469			17.469
Sonstige Forderungen	206	206			206
Finanzinvestitionen in Eigenkapitalinstrumente	53	53			53
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	10.305		10.305		10.305
Schulden
Anleihen	115.796	115.796			115.796
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	107.010	107.010			107.010
Sonstige Finanzschulden	2.193	2.193			2.193
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	6.241	6.241			6.241
Sonstige übrige Verbindlichkeiten	10.250	10.250			10.250
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten mit Hedge-Beziehung	4.513		4.513		4.513

Vor Saldierungen betragen die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente T€ 144.722 (Vorjahr T€ 131.127). Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten betragen vor Saldierung T€ 133.204 (Vorjahr T€ 181.202).

Grundlage für die Saldierungen waren die mit den Banken abgeschlossenen Kompensationsvereinbarungen sowie Abtretungen von Kontoguthaben im Rahmen von durchgeführten Fremdfinanzierungen beim jeweils gleichen Kreditinstitut.

Ein finanzieller Vermögenswert wird der Kategorie "zur Veräußerung verfügbar" zugeordnet, wenn er den anderen Kategorien nicht zugeordnet werden kann (Residualgröße).

Kassageschäfte von finanziellen Vermögenswerten werden zum Handelstag bilanziert.

3. Forderungen gegen assoziierten Unternehmen

Hier sind Minderheitenanteile an Personengesellschaften ausgewiesen, die at equity bilanziert werden.

4. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte

Diese Position beinhaltet Kautionen, Rechnungsabgrenzungen und geleistete Vorauszahlungen für zukünftige Aufwendungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr.

5. Latente Steuern

Latente Steuern resultieren aus unterschiedlichen Wertansätzen in den IFRS- und Steuerbilanzen der Konzernunternehmen sowie aus Konsolidierungsmaßnahmen, soweit sich diese Unterschiede im Zeitablauf wieder ausgleichen.

Nach der "Liability Method" (IAS 12) finden die am Bilanzstichtag geltenden bzw. für die Zukunft bereits beschlossenen und bekannten Steuersätze Anwendung.

Aktive und passive Steuerlatenzen werden insoweit saldiert, als die hierfür maßgeblichen Voraussetzungen erfüllt sind.

Die Zusammensetzung der aktiven latenten Steuern vor und nach Saldierung mit den passiven latenten Steuern ergibt sich aus Tz. V.9.2 zur Gewinn- und Verlustrechnung.

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in T€		Wertansatz Bilanz 31.12.2015 IAS 39
Vermögens- und Schuldwerte	Buchwert 31.12.2015	Fortgeführte Anschaffungskosten	Fair Value -erfolgsneutral	Fair Value -erfolgswirksam	Fair Value 31.12.2015
---	---	---	---	---	---
Vermögenswerte
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	103.957	103.957			103.957
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	16.932	16.932			16.932
Sonstige Forderungen	795	795			795
Finanzinvestitionen in Eigenkapitalinstrumente	0				0
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	10.363		10.242	120	10.363
Schulden
Anleihen	111.677	111.677			111.677
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	154.032	154.032			154.032
Sonstige Finanzschulden	1.637	1.637			1.637
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.480	4.480			4.480
Sonstige übrige Verbindlichkeiten	17.475	17.475			17.475
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten mit Hedge-Beziehung	12.439		12.439		12.439

6. Vorräte

Bei den Vorräten im Gesamtumfang von T€ 34.272 (Vorjahr T€ 32.871) handelt es sich um aktivierte Planungsleistungen für zu realisierende Wind- und Solarparkprojekte sowie um die im Zusammenhang mit der Errichtung von Wind- / Solarparks aufgelaufenen Baukosten (unfertige Erzeugnisse und Leistungen).

Außerplanmäßige Abschreibungen auf Vorräte waren im Geschäftsjahr erforderlich in Höhe von T€ 4.536 (Vorjahr T€ 2.591). Diese sind in den Bestandsveränderungen und anderen aktivierten Eigenleistungen enthalten und betreffen ausschließlich das Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar). Die Abschreibungen betreffen Projekte, die wegen Unwirtschaftlichkeit oder Nichtgenehmigungsfähigkeit nicht mehr weiterverfolgt werden.

Finanzierungskosten auf die Projekt- und Baukosten werden aktiviert, soweit sie auf aktivierungsfähige Vorratsbestände entfallen (IAS 23.27). Im Geschäftsjahr wurden demnach T€ 3.026 (Vorjahr T€ 2.740) aktiviert, der Finanzierungskostensatz beträgt durchschnittlich 6 Prozent (Vorjahr 7 Prozent).

Aufgrund der steuerrechtlichen Nichtaktivierung ist insoweit eine passive Steuerlatenz zu berücksichtigen.

7. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Bei dieser Position im bilanzierten Umfang von T€ 17.469 (Vorjahr T€ 16.932) handelt es sich ausschließlich um zum Bilanzstichtag entstandene Forderungen, die in der Regel bis spätestens 90 Tage nach dem Bilanzstichtag eingehen. Soweit die Forderungen aus dem Verkauf von Windparkbetreibergesellschaften resultieren, sind sie bis zum Zeitpunkt der Aufstellung des Jahresabschlusses bereits eingegangen. Im Übrigen bestehen sie gegenüber Energieversorgungsunternehmen und Gesellschaften, für die die Gruppe die kaufmännische Geschäftsführung und Zahlungsabwicklung wahrnimmt, weswegen deren Zahlungsfähigkeit und ein Wertminderungsbedarf für etwaige Ausfallrisiken verlässlich eingeschätzt werden kann. Die Ausfallwahrscheinlichkeiten von Forderungen gegen Windparkbetreibergesellschaften werden überdies als niedrig eingestuft, da die Projekte in aller Regel verbindlich durchfinanziert sind. Einer Wertberichtigung bedarf es insoweit regelmäßig nicht. Auf die Angaben zur Bestellung von Kreditsicherheiten unter Tz. VI.20 wird verwiesen.

8. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte

Die sonstigen Forderungen und finanziellen Vermögenswerte in Höhe von T€ 755 (Vorjahr T€ 1.192) setzen sich hauptsächlich zusammen aus Rechnungsabgrenzungen und sonstigen kurzfristigen monetären Vermögenswerten.

9. Ertragsteuerforderungen

Unter dieser Position in Höhe von T€ 430 (Vorjahr T€ 1.624) sind überwiegend Gewerbesteuer- und Körperschaftsteuerrückforderungsansprüche ausgewiesen.

10. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Von den zum Bilanzstichtag vorhandenen liquiden Bar- und Bankguthaben in Höhe von T€ 118.528 (Vorjahr T€ 103.957) sind insgesamt Beträge von T€ 1.623 (Vorjahr T€ 1.251) für Sicherungszwecke an Kreditinstitute verpfändet (eingeräumte Avallinien).

11. Gezeichnetes Kapital

Das am Bilanzstichtag ausgegebene und im Umlauf befindliche Grundkapital der Energiekontor AG in Höhe von € 14.592.075,00 hat sich gegenüber dem Vorjahr (€ 14.612.240,00) durch weitere Aktienrückkäufe entsprechend verringert. Das zum Bilanzstichtag gezeichnete und eingetragene Kapital von € 14.653.160,00 ist eingeteilt in 14.653.160 Stammaktien ohne Nennbetrag (Stückaktien mit einem rechnerischen Nennbetrag von jeweils € 1,00).

12. Eigene Anteile

Die Gesellschaft ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 21. Mai 2015 gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG dazu ermächtigt, eigene Aktien bis zu insgesamt zehn vom Hundert des derzeitigen Grundkapitals zu erwerben. Diese Ermächtigung gilt bis zum 20. Mai 2020.

Auf Grundlage dieser Beschlüsse, die im Jahresabschluss der Energiekontor AG ausführlich wiedergegeben sind, wurden im Geschäftsjahr insgesamt 20.165 Aktien (Vorjahr 36.920 Aktien) zum Zwecke der Einziehung zur Kapitalherabsetzung zurückgekauft. Der das Nennkapital pro Aktie übersteigende Teil der Anschaffungskosten wird mit den anderen Gewinnrücklagen verrechnet.

Die Einziehung und Kapitalherabsetzung der zurückgekauften Aktien erfolgen voraussichtlich in dem dem Geschäftsjahr folgenden Jahr.

13. Kapitalrücklage

Die Kapitalrücklage in Höhe von T€ 40.323 setzt sich zusammen aus den bei der Börseneinführung bzw. den Kapitalerhöhungen der Energiekontor AG in den Jahren 2000 und 2001 erzielten Agios abzüglich der hierauf entfallenen Kosten (nach Steuern) und hat sich gegenüber dem Vorjahr (T€ 40.308) um den zeitanteilig in Höhe von T€ 15 zuzuführenden Fair Value der im Vorjahr gewährten Bezugsrechte aus dem Aktienoptionsprogramm 2014 erhöht.

14. Genehmigtes und bedingtes Kapital

Auf die Ausführungen im Jahresabschluss der Energiekontor AG wird im Zusammenhang mit dem genehmigten und bedingten Kapital verwiesen.

15. Rücklagen für ergebnisneutrale Eigenkapitalveränderungen

15.1. Währungsumrechnung

Die in den früheren Jahren das Eigenkapital entsprechend reduzierenden kumulierten erfolgsneutralen Differenzen zum Ende des Vorjahres aus Währungsumrechnungen in Höhe von T€ -61 haben sich im Geschäftsjahr nicht verändert. Erst im Zeitpunkt des Teilabgangs der britischen Tochtergesellschaften werden sie erfolgswirksam aufgelöst. Hierbei handelt es sich um die in früheren Jahren innerhalb des Konzerns erfolgten Währungsumrechnungen.

15.2. Fair-Value-Bewertung

Diese Eigenkapitalposition in Höhe von T€ -3.064 (Vorjahr T€ -8.691) wird im Rahmen der Fair-Value-Bewertung gebildet und setzt sich zusammen aus dem negativen Marktwert der Zins- und Zins- / Währungsswaps in Höhe von insgesamt T€ -4.513 (Vorjahr T€ -12.439) sowie aus Bewertungsdifferenzen bei den zum Bilanzstichtag gehaltenen Bundeswertpapieren. Die negativen Marktwerte sind gegenüber dem Vorjahr wegen des Abgangs von abgesicherten Verbindlichkeiten sowie des Effekts aus dem gegenüber dem Euro gesunkenen Kurs des britischen Pfunds entsprechend zurückgegangen. Zum Abgang der abgesicherten Verbindlichkeiten wird auf die Gesamtergebnisrechnung verwiesen.

Diese Werte werden nach Verrechnung mit den darauf entfallenden aktiven bzw. passiven latenten Steuern erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst.

Die Rücklage setzt sich wie folgt zusammen:

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in T€	2016	2015
Wert Zins- und Zins- / Währungsswaps	-4.513	-12.439
Anpassung Kurswert Bundeswertpapiere	147	55
Aktive und passive latente Steuern	1.302	3.694
Stand am 31.12.	-3.064	-8.691

16. Gewinnrücklagen

Die Gewinnrücklagen in Höhe von T€ 30.164 (Vorjahr T€ 16.421) setzen sich zusammen aus der unverändert vorhandenen gesetzlichen Rücklage von T€ 15 sowie aus den anderen Gewinnrücklagen in Höhe von T€ 30.149 (Vorjahr T€ 16.406).

Die anderen Gewinnrücklagen entwickeln sich im Geschäftsjahr wie folgt:

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in T€	2016	2015
Stand am 01.01.	16.406	10.097
Verrechnung mit Anschaffungskosten für zurückgekaufte eigene Anteile, die das Nennkapital überstiegen haben	-257	-438
Teilweise Gewinnverwendung	14.000	6.748
Stand am 31.12.	30.149	16.406

17. Kumulierte Konzernergebnisse

Die kumulierten Konzernergebnisse entwickeln sich im Geschäftsjahr wie folgt:

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in T€	2016	2015
Stand am 01.01.	-12.130	-17.511
Gewinnausschüttungen	-11.682	-8.781
Konzernergebnis	25.334	20.911
Einstellungen in die Gewinnrücklagen	-14.000	-6.748
Stand am 31.12.	-12.477	-12.130

18. Sonstige Rückstellungen

Diese langfristige Position besteht ausschließlich aus Rückstellungen für Rückbau- und Renaturierungskosten von im Konzernbestand geführten Windkraftanlagen und Umspannwerken. Die je nach Anlagentypus in unterschiedlicher Höhe voraussichtlich anfallenden Kosten werden in Abhängigkeit von dem jeweiligen voraussichtlichen Rückbauzeitpunkt auf den heutigen Barwert diskontiert und jährlich entsprechend der Barwertentwicklung durch Aufzinsungen angepasst.

Im Berichtsjahr erfolgt die Diskontierung in Abhängigkeit von den unterschiedlichen Laufzeiten der Verpflichtungen bis zum voraussichtlichen Rückbauzeitpunkt mit Diskontierungssätzen zwischen 2,49 Prozent und 3,91 Prozent vor Berücksichtigung von Inflationsabschlägen. Für die Anwendung der Nominalzinsrechnung auf die voraussichtlichen Rückbaukosten ist eine voraussichtliche Inflationsrate von p. a. 2,00 Prozent (Vorjahr 2,00 Prozent) eingerechnet worden.

Die Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung entwickelten sich wie folgt:

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in T€	2016	2015
Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 01.01.	12.861	11.033
Zugänge im laufenden Jahr durch Aufzinsungen	383	480
Zu- / Abgänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Zinssatz)	824	-71
Zugänge im Zusammenhang mit Fertigstellung / Erwerb	164	1.633
Abgänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Rückbaukosten)	-649	-215
Abgänge wegen Verkauf und Repowering	-1.484	0
Stand am 31.12.	12.099	12.861

19. Anleihekapital

Die nachstehenden Teilschuldverschreibungen und die Zinsansprüche sind für die gesamte Laufzeit der jeweiligen Anleihen in jeweils einer Inhaber-Sammelschuldverschreibung verbrieft, die bei der Clearstream Banking AG, Frankfurt, hinterlegt sind.

Die Anleihen enthalten keine Wandlungsrechte oder andere Eigenkapitalelemente und sind frei handelbar. Die Anleihen der Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG, der Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG, der Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG, der Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG sowie der Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG sind darüber hinaus an der Frankfurter Wertpapierbörse für den Freiverkehr zugelassen.

Eine Kündigung vor Fälligkeit ist durch die Emittentin mit einer Frist von acht Wochen zum Ende des Quartals möglich, eine Kündigung durch die Anleihegläubiger jedoch nur bei Einstellung der Zahlungen, bei Zahlungsunfähigkeit oder Insolvenz der Emittentin.

Die nach IFRS als Fälligkeitswerte klassifizierten Anleihen weisen keine eingebetteten Derivatemerkmale auf, sodass sie mit den Nominalwerten bzw. Anschaffungskosten im Fremdkapital anzusetzen sind.

Stufenzinsanleihe I über T€ 10.100

Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG (Emittentin) hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1CRY6 im Jahr 2010 eine in 10.100 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 10.100 ausgegeben.

Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 25 Prozent des Nominalbetrags am 1. April 2015 erhielt der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 1. April 2020 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent.

Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag unter Berücksichtigung der erfolgten ersten Teilrückzahlung zum 1. April 2015 noch mit T€ 7.575.

Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht teilweise Gebrauch gemacht und wird die Anleihe im Umfang von T€ 3.477 vorzeitig zum 31. März 2017 zurückführen. In dieser Höhe wird die Anleiheverbindlichkeit im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich ausgewiesen, in Höhe des verbleibenden Betrags von T€ 4.098 im langfristigen Bereich.

Stufenzinsanleihe II über T€ 8.480

Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1EWRC im Jahr 2010 eine in 8.480 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 8.480 ausgegeben. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2016 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2020 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr mit T€ 8.480.

Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht und wird die Anleihe im vollen Umfang vorzeitig zum 31. März 2017 zurückführen. Die Anleiheverbindlichkeit wird daher vollumfänglich im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich ausgewiesen.

Unternehmensanleihe 2011 über T€ 6.600

Die Energiekontor AG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1KQ27 im Jahr 2011 eine in 6.600 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.600 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe war am 30. April 2016 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig und wurde vollständig zurückgeführt. Die im Vorjahr unter den kurzfristigen Verbindlichkeiten mit T€ 6.600 ausgewiesene Anleihe ist zum Bilanzstichtag daher nicht mehr bilanziert.

Stufenzinsanleihe III über T€ 7.650

Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1K0M2 im Jahr 2011 eine in 7.650 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 7.650 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Januar 2012 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen.

Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2017 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2021 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr mit T€ 7.650.

Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht und wird die Anleihe im vollen Umfang vorzeitig zum 31. März 2017 zurückführen. Die Anleiheverbindlichkeit wird daher vollumfänglich im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich ausgewiesen.

Unternehmensanleihe 2012 über T€ 8.000

Unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1PGX7 wurde in den Jahren 2012 und 2013 eine weitere in 8.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 8.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist vollumfänglich am 30. September 2017 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr in Höhe von T€ 8.000 und wird im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich ausgewiesen.

Stufenzinsanleihe IV über T€ 11.250

Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1MLW0 im Jahr 2012 eine in 11.250 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 11.250 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Juli 2012 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen.

Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 30. Juni 2018 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 30. Juni 2022 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr in Höhe von T€ 11.250.

Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht teilweise Gebrauch gemacht und wird die Anleihe im Umfang von T€ 900 vorzeitig zum 31. März 2017 zurückführen. In dieser Höhe wird die Anleiheverbindlichkeit im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich ausgewiesen, in Höhe des verbleibenden Betrags von T€ 10.350 im langfristigen Bereich.

Unternehmensanleihe 2013 über T€ 7.000

Im Jahr 2013 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1R029 eine weitere in 7.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 7.000 ausgegeben, die ebenfalls in voller Höhe gezeichnet wurde. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Juli 2018 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr mit T€ 7.000.

Stufenzinsanleihe V über T€ 23.070

Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1TM21 im Jahr 2013 eine in 23.070 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 23.070 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Juli 2013 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 30. Juni 2019 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 30. Juni 2023 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr in Höhe von T€ 23.070.

Stufenzinsanleihe VI über T€ 6.135

Die Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1YCQW im Jahr 2013 eine in 6.135 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.135 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Januar 2014 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2019 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2023 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent.

Die Anleihe valutiert nominell zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr in Höhe von T€ 6.135. Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 6.007 (Vorjahr T€ 5.971).

Stufenzinsanleihe VII über T€ 9.560

Die Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A12T6G im Jahr 2014 eine in 9.560 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 9.560 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Januar 2015 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 30 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2019 erhält der Anleger eine Verzinsung von 5,5 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2022 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,0 Prozent. Die Anleihe valutiert nominell zum Bilanzstichtag in Höhe von T€ 9.560 (Vorjahr T€ 9.560). Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 9.389 (Vorjahr T€ 9.336).

Stufenzinsanleihe VIII über T€ 11.830

Die Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A14J93 im Jahr 2015 eine in 11.830 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 11.830 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Juli 2015 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 25 Prozent des Nominalbetrags am 30. Juni 2020 erhält der Anleger eine Verzinsung von 5,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 30. Juni 2023 steigt die jährliche Verzinsung auf 5,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag in Höhe von T€ 11.830 (Vorjahr T€ 11.830). Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 11.150 (Vorjahr T€ 11.086).

Unternehmensanleihe 2015 über T€ 6.000

Im Jahr 2015 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1611S eine weitere in 6.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 5,25 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Januar 2021 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag mit T€ 6.000 (Vorjahr T€ 5.930). Die vollständige Zeichnung erfolgte im Januar 2016. Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 5.783 (Vorjahr T€ 5.659).

Stufenzinsanleihe IX über T€ 10.950

Die Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A16861 im Jahr 2016 eine in 10.950 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 10.950 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. März 2016 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 30 Prozent des Nominalbetrags am 28. Februar 2022 erhält der Anleger eine Verzinsung von 5,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 28. Februar 2026 steigt die jährliche Verzinsung auf 5,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag in Höhe von T€ 10.950 (Vorjahr T€ 0). Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 10.441 (Vorjahr T€ 0).

Die gesamten Verbindlichkeiten aus lang- und kurzfristigen Anleihekapitalien betragen zum Bilanzstichtag nominal T€ 117.500 (Vorjahr T€ 113.080), wovon - unter Berücksichtigung auch der durch die Energiekontor-Gruppe gekündigten Anleihen - im Jahr 2017 ein Betrag von T€ 28.507 (Berichtsjahr T€ 6.600) zur Rückzahlung fällig wird. Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Gesamtwert von T€ 115.796 (Vorjahr T€ 111.677).

Nach Ablauf der vorstehenden Laufzeiten der jeweiligen Anleihen bestehen, soweit diese durch Anleiheemissionen, Bankkredite oder andere Finanzierungsformen abgelöst werden, in Abhängigkeit von der Marktzinsentwicklung Zinsänderungsrisiken. Für die vorzeitig gekündigten Anleihen sind keine Anschlussfinanzierungen notwendig.

20. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten

Die Zinssätze für die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten bei Festzinsvereinbarung liegen zwischen 1,20 Prozent und 9,00 Prozent (im Vorjahr zwischen 1,80 Prozent und 9,00 Prozent). Die variablen Zinssätze liegen zwischen 0,69 Prozent und 5,50 Prozent (im Vorjahr zwischen 0,69 Prozent und 5,50 Prozent). Bezüglich dieser variablen Zinskonditionen, deren Anpassung regelmäßig in Abständen von weniger als einem Jahr erfolgt, besteht für das Unternehmen ein Zinsänderungsrisiko. In den gesamten Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von T€ 107.010 (Vorjahr T€ 154.032) sind kurzfristige Anteile in Höhe von T€ 16.702 (Vorjahr T€ 25.271) enthalten. Im langfristigen Bereich der Bilanz sind die Beträge mit Laufzeiten von mehr als einem Jahr ausgewiesen. Die für die langfristigen Darlehen zu leistenden und innerhalb von ein bis fünf Jahren fälligen Tilgungsleistungen betragen T€ 33.471 (Vorjahr T€ 59.333), die Darlehen mit einer Laufzeit von mehr als fünf Jahren betragen T€ 56.836 (Vorjahr T€ 77.046).

Laufzeiten von mehr als fünf Jahren bestehen ausschließlich aus Investitionsfinanzierungen für Windparks. Die voraussichtlichen Restlaufzeiten für Windparkfinanzierungen bis zur vollständigen Rückzahlung bewegen sich zwischen 1 und 18 Jahren (im Vorjahr zwischen 1 und 17 Jahren). Nach Ablauf der jeweiligen Zinsbindungsfristen, die noch Restlaufzeiten zwischen 1 und 18 Jahren (im Vorjahr zwischen 1 und 15 Jahren) haben, bestehen auch dort Zinsänderungsrisiken in Abhängigkeit von der Marktzinsentwicklung.

Besichert sind die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von T€ 98.519 (im Vorjahr waren T€ 139.915 entsprechend besichert) wie folgt:

Grundpfandrechte (Grundschulden) an den Konzerngesellschaften gehörenden Grundstücken, Sicherungsübereignung aller vom Konzern betriebenen Windparks sowie gegebenenfalls der Umspannwerke und Abtretung aller Ansprüche und Forderungen dieser Windparkbetreibergesellschaften zur Besicherung der langfristigen Investitionsfinanzierung, u. a. durch Abtretung aller Rechte und Ansprüche auf Vergütung aus Stromeinspeisung aus Netzanschluss- bzw. Stromabnahmeverträgen, Direktvermarktungsverträgen, abgeschlossenen Versicherungsverträgen für Windenergieanlagen und Umspannwerke, Verträgen zur Lieferung und Errichtung von Windenergieanlagen, Wartungsverträgen für die Windenergieanlagen, allen für den Windanlagenbetrieb und die Energiefortleitung notwendigen Gestattungsverträgen und Geschäftsbesorgungsverträgen, Rückerstattung der Umsatzsteuer gegenüber deutschen Finanzbehörden, durch Raumsicherungsübereignung von Windenergieanlagen und Umspannwerken inklusive aller Neben- und Zusatzeinrichtungen sowie anderem Zubehör, durch die Gewährung von Eintrittsrechten der Bank in die Nutzungsverträge zur Errichtung und dem Betrieb von Windenergieanlagen und Umspannwerken, durch Verpflichtungserklärung zur Bildung und Aufrechterhaltung von Kapitaldienstreserven und Guthaben zur Avalabsicherung sowie durch Verpfändung der Kapitaldienstreserven und Guthaben zur Absicherung der Rückbauverpflichtungen und durch Verpfändung von Gesellschaftsanteilen an Windparkinfrastrukturgesellschaften. Die sicherungsübereigneten Vermögenswerte betreffen Windparks und Anteile an Windparkinfrastruktur (Buchwert T€ 170.928 / Vorjahr T€ 222.745), Forderungen aus Stromverkäufen (Buchwert T€ 8.007 / Vorjahr T€ 14.755). Verpfändete Bankguthaben, soweit sie nicht bereits mit Verbindlichkeiten saldiert ausgewiesen sind, haben zum Bilanzstichtag einen Buchwert von T€ 1.623 (Vorjahr T€ 1.251).

Zum Bilanzstichtag standen dem Konzern inklusive langfristiger Zusagen Kreditlinien im Gesamtumfang von T€ 174.481 (Vorjahr T€ 175.951) zur Verfügung, wovon insgesamt T€ 106.842 (Vorjahr T€ 153.714) in Anspruch genommen wurden.

21. Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten

Die Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten im langfristigen Bereich setzen sich aus den Anteilen von konzernfremden Minderheitsgesellschaftern in Höhe von T€ 1.667 (Vorjahr T€ 1.637) zusammen, und zwar an Windparkbetreibergesellschaften, deren Windparks zum Verbleib im Konzernbestand vorgesehen sind. Diese Gesellschaften haben die Rechtsform der Kommanditgesellschaft, weswegen die Bilanzierung dieses Postens nach IAS 32 im Gegensatz zur nationalen handelsrechtlichen Qualifizierung (Eigenkapital) als Fremdkapital erfolgt, und zwar zum nach den IFRS ermittelten Barwert des "Nettovermögens der Kommanditisten". Die Ergebnisanteile der Minderheiten sind unter Finanzierungsaufwand verbucht.

Im kurzfristigen Bereich sind Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten in Höhe von T€ 526 (Vorjahr T€ 0) ausgewiesen. Es handelt sich hierbei um Anzahlungen von konzernfremden Minderheitsgesellschaftern für ein Projekt, das im kommenden Jahr fertiggestellt und entkonsolidiert wird.

22. Sonstige Finanzverbindlichkeiten

In dieser Position sind die als Verbindlichkeit auszuweisenden negativen Marktwerte der Zins- und Währungsswaps in Höhe von insgesamt T€ 4.513 (Vorjahr negative Marktwerte von T€ 12.439) ausgewiesen. Die Zins- und Währungsswaps orientieren sich an den Grundgeschäften (Windparkfinanzierungen) und haben Laufzeiten von mehr als zwölf Monaten. Bei den Positionen handelt es sich um erfolgsneutral im Eigenkapital verrechnete Cashflow-Hedges, deren Marktwertermittlung auf Basis von Parametern erfolgte, für die entweder direkt oder indirekt abgeleitete notierte Preise auf einem aktiven Markt zur Verfügung stehen.

Weiterhin wird in dieser Position der Swap aus dem Unternehmenserwerb des Windparks Mafomedes in Höhe von T€ 510 (Vorjahr T€ 0) passiviert. Der Ansatz erfolgt zum Fair Value.

Außerdem sind hier erhaltene Kautionen für Stromlieferungen in Höhe von T€ 888 (Vorjahr T€ 953) ausgewiesen.

23. Sonstige Verbindlichkeiten

Für die langfristige Überlassung von Kapazitäten an den im Konzernvermögen befindlichen Umspannwerken wurden von Dritten Nutzungsentgelte in Form von Einmalzahlungen vereinnahmt, die über die gesamte Laufzeit der Nutzungsüberlassung gleichmäßig zu verteilen und in der Zukunft ratierlich gewinnwirksam sind. Hier ist der zum Bilanzstichtag noch nicht aufgelöste und nicht abgezinste Betrag ausgewiesen.

24. Steuerrückstellungen

Die Steuerrückstellungen beinhalten Rückstellungen für laufende Steuern vom Einkommen und vom Ertrag. Der Bilanzwert hat sich wie folgt entwickelt:

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in T€	2016	2015
Steuerrückstellungen am 01.01.	6.915	4.123
Verbrauch	-6.827	-4.115
Zuführung	9.908	6.906
Stand am 31.12.	9.996	6.915

25. Sonstige Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen entwickelten sich wie folgt:

Rückstellungsspiegel

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in T€	01.01.2015	Verbrauch 2015	Auflösung 2015	Zuführung 2015	31.12.2015
Rechtsstreitigkeiten, Prozesse	105	105	0	50	50
Rechts- und Beratungskosten	646	557	5	639	723
Personalkosten	1.598	1.598	0	1.805	1.805
Projektbezogene Rückstellungen	7.727	4.351	808	9.637	12.205
Übrige	1.266	1.068	77	1.378	1.499
Sonstige Rückstellungen	11.342	7.679	890	13.509	16.282

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in T€	01.01.2016	Verbrauch 2016	Auflösung 2016	Zuführung 2016	31.12.2016
Rechtsstreitigkeiten, Prozesse	50	25	0	4	29
Rechts- und Beratungskosten	723	682	0	561	602
Personalkosten	1.805	1.803	0	2.049	2.051
Projektbezogene Rückstellungen	12.205	7.228	2.673	5.995	8.300
Übrige	1.499	1.168	159	1.501	1.673
Sonstige Rückstellungen	16.282	10.906	2.831	10.111	12.656

Die personalbezogenen Rückstellungen beinhalten im Wesentlichen Rückstellungen für Erfolgsbeteiligungen, geleistete Mehrarbeit und nicht genommenen Urlaub.

Die Auflösung der projektbezogenen Rückstellungen resultiert hauptsächlich aus dem Wegfall von Risiken aus der Errichtung und dem Vertrieb bereits realisierter und veräußerter Windparks.

VII. Segmentberichterstattung 2016 (IFRS)

1. Grundlagen der Segmentberichterstattung

Vor dem Hintergrund der bei Energiekontor bestehenden Organisations- und Reportingstrukturen wird die Geschäftstätigkeit in die Geschäftssegmente "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" (auch kurz "Projektierung und Verkauf"), "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" (auch kurz "Stromerzeugung") sowie "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" (auch kurz "Sonstiges") unterschieden.

Die Unterteilung dieser Segmente basiert auf dem Vorhandensein der unterschiedlichen angebotenen Produktgruppen.

Das Dienstleistungsprodukt "Kaufmännische und technische Betriebsführung" wird unter "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" reportet, ebenso wie Dienstleistungen im Zusammenhang mit Repoweringmaßnahmen für Windparks von Dritten.

Für diese Komponenten des Unternehmens werden getrennte Finanzinformationen auf der Basis der internen Steuerung an den Vorstand berichtet, der diese regelmäßig überprüft, um den Geschäftserfolg zu beurteilen und zu entscheiden, wie Ressourcen zu verteilen sind.

Da die an die Unternehmensleitung regelmäßig berichteten Daten auf Basis von Vorsteuerdaten (bis zur EBT-Ebene) aufbereitet sind, enthält die segmentbezogene Ergebnisrechnung keine Aufwendungen und Erträge aus Ertragsteuern.

Die Marktwerte der Zinssicherungsderivate (Zins- / Währungsswaps), die auf finanzmathematischen Simulationsmodellen unter Berücksichtigung prognostizierter Währungs- und Zinsentwicklungen basieren, sind rein theoretischer Natur und werden mangels materieller Relevanz für die Unternehmensführung und das Reporting in der Segmentberichterstattung ebenfalls nicht dargestellt.

Für die berichtspflichtigen Segmente gelten grundsätzlich dieselben Bilanzierungsgrundsätze wie unter Ziffer II. Allgemeine Rechnungslegungsgrundsätze erläutert.

2. Die Segmente der Unternehmensgruppe

Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)

Zu dem Geschäftssegment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" zählt die gesamte Wertschöpfungskette bis hin zu dem Verkauf von selbst errichteten Wind- und Solarparks, also Entwicklung, Projektierung, Realisierung und der Vertrieb von Wind- bzw. Solarparks in Deutschland, Großbritannien und Portugal sowie der Vertrieb von Anteilen an selbst gegründeten Betreibergesellschaften, ebenso das Repowering eigener Windenergieanlagen. In der Regel erfolgt der Verkauf von Wind- / Solarparks in der Form, dass für jeden Park eine eigene Gesellschaft in der deutschen Rechtsform der GmbH & Co. KG (Parkbetreibergesellschaft) gegründet wird, die alle für die Errichtung und den Betrieb des Parks erforderlichen Rechtsverhältnisse eingeht.

Der Verkauf des Wind- bzw. Solarparks erfolgt aus Konzernsicht dann durch den Verkauf der Kommanditanteile.

Auch alle durch Konzerngesellschaften im Zusammenhang mit der Projektierung und dem Verkauf von Solar- bzw. Onshore-Windparks erbrachten Dienstleistungen gehören zu diesem Segment. Sie umfassen im Einzelnen die im Rahmen der Errichtung und des Verkaufs von Projekten anfallenden Dienstleistungen im Zusammenhang mit der wirtschaftlichen Planung sowie der vertraglichen und rechtlichen Abwicklung, der Projektsteuerung, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, den Vertriebs- und Werbemaßnahmen sowie der Beschaffung der Eigen- und Fremdmittel für die Betreibergesellschaften.

Da diese Dienstleistungen direkt mit dem Verkauf des Wind-bzw. Solarparks zusammenhängen und damit ein hiervon nicht getrennt zu betrachtendes Element des Wertschöpfungsprozesses "Projektierung und Verkauf" sind, werden sie durch die Unternehmensführung stets im Zusammenhang mit der Errichtung und dem Verkauf des betroffenen Wind- bzw. Solarparks beurteilt.

Mithin bilden sie kein eigenständiges operatives Geschäftssegment im Sinne des IFRS 8, dessen Finanzinformationen, getrennt von der Errichtung und dem Verkauf, an das oberste Führungsgremium des Unternehmens berichtet, von diesem überprüft und im Hinblick auf den Geschäftserfolg beurteilt werden würden.

Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks

Bereits seit Jahren werden zunehmend Anteile an Windparkbetreibergesellschaften nicht nur an Dritte veräußert, sondern verbleiben im Konzern, um mit diesen Windparks langfristige verlässliche Einnahmen zu sichern. Neben der Eigenherstellung werden auch Windparks von Dritten zur Ausweitung des Windparkbestands hinzuerworben. Das hierdurch verfolgte Geschäftssegment "Stromerzeugung" umfasst mithin die Produktion von Energie durch die konzerneigenen Windparks und den Verkauf des Stroms an die regionalen Energieversorger.

Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges

In dieses Segment fallen alle Leistungen im Anschluss an die Errichtung des Wind- / Solarparks, die auf die Optimierung der operativen Wertschöpfung ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme abzielen. Dazu zählen insbesondere die technische und kaufmännische Betriebsführung, wie auch Dienstleistungen im Zusammenhang mit dem Austausch von Anlagen zur Stromerzeugung durch neue Anlagen mit höherem Wirkungsgrad (Repowering), Maßnahmen zur Kostensenkung, zur Lebensdauerverlängerung (z. B. durch vorbeugende Instandhaltung) und zur Ertragssteigerung (z. B. durch Direktvermarktung der Energie, durch Rotorblattverlängerung usw.).

3. Transfers zwischen den Segmenten

In der Unternehmensgruppe finden regelmäßig Transfers zwischen den einzelnen Geschäftssegmenten statt. Solche Transaktionen zwischen den Segmenten werden im Rahmen der Konzernrechnungslegung konsolidiert und vollständig eliminiert.

3.1. Transfers "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" > "Stromerzeugung"

Transfers zwischen den Segmenten "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" und "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" erfolgen zumeist dadurch, dass Windparks projektiert und errichtet und anschließend nicht an Dritte veräußert werden, sondern an eine Konzerntochtergesellschaft, die den Windpark langfristig zur Erzeugung und zum Verkauf der erzeugten Energie nutzt. Auf Ebene des Einzelabschlusses werden hier die tatsächlichen Anschaffungskosten bilanziert und abgeschrieben. Auf Ebene des Konzernabschlusses werden die im Errichtungspreis sowie in den sonstigen Honoraren enthaltenen Gewinne der an der Errichtung und dem Verkauf beteiligten Konzerngesellschaften wieder vollständig eliminiert, sodass im Konzernabschluss nur die Herstellungskosten aktiviert und abgeschrieben werden. Da im Konzernabschluss die in den Windparks enthaltenen selbst geschaffenen stillen Reserven (Differenz zwischen Verkehrs- und Buchwerten) nicht ausgewiesen werden dürfen, sind diese zu Konzernrechnungslegungszwecken wieder zu eliminieren. Im Segmentbericht sind nur die entsprechend bereinigten Werte aufgeführt.

Der umgekehrte Transfer vom Segment "Stromerzeugung" in das Segment "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" ist ebenfalls ergebnisneutral und kommt in den Fällen zur Anwendung, in denen ein zuvor dem Anlagevermögen zugeordneter Windpark verkauft werden soll und daher dem Umlaufvermögen zuzuweisen ist. Im Berichtsjahr betraf dieser Transfer den Windpark Gayton.

3.2. Transfers "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" > "Stromerzeugung"

Transfers zwischen den Segmenten "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" und "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" erfolgen dadurch, dass Tochtergesellschaften des Konzerns an die Windparkbetreibergesellschaften Optimierungs- und Innovationsleistungen sowie kaufmännische und technische Betriebsführungsleistungen erbringen.

Auch die insoweit in den jeweils betroffenen Segmenten erfassten Erlöse und Aufwendungen werden im Rahmen der Überleitung zum Konzernergebnis in der Berichtsspalte "Überleitung / Konsolidierung" wieder eliminiert.

4. Überleitung von Segmentvermögen und -verbindlichkeiten

Das in nachfolgendem Segmentbericht aufgegliederte Segmentvermögen bzw. die Segmentverbindlichkeiten leiten sich folgendermaßen vom Bruttovermögen bzw. den Bruttoverbindlichkeiten ab:

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in T€	2016	2015
Bruttovermögen laut Bilanz	361.351	399.118
Aktive latente und tatsächliche Steuerforderungen	-8.151	-9.952
Segmentvermögen	353.199	389.166
Bruttoschulden laut Bilanz	291.874	348.657
Neutralisierung Cashflow-Hedges Windparkfinanzierungen (Zins- und Zins-/Währungsswaps)	-5.023	-12.439
Passive latente und tatsächliche Steuerverbindlichkeiten	-18.417	-14.952
Segmentverbindlichkeiten	268.434	321.267
Bruttoreinvermögen laut Bilanz	69.477	50.460
Neutralisierung Cashflow-Hedges Windparkfinanzierungen (Zins- und Zins- / Währungsswaps)	5.023	12.439
Latente und tatsächliche Steuern per saldo	10.265	5.000
Segmentreinvermögen	84.765	67.899

Die den Segmenten zugeordneten Vermögens- und Verbindlichkeitsbeträge sind bereinigt um die auch im regelmäßigen internen Reporting bereinigten Steuerposten und theoretischen Marktwerte der Zins- / Währungssicherungsinstrumente (Cashflow-Hedges).

5. Ergebnisrechnung nach Segmenten

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	Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)		Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks		Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges
in T€	2016	2015	2016	2015	2016	2015
---	---	---	---	---	---	---
Umsatzerlöse
Umsatzerlöse	148.655	132.936	49.899	55.260	3.210	3.133
Umsätze mit anderen Segmenten	0	0	151	129	2.024	2.154
Umsatzerlöse gesamt	148.655	132.936	50.050	55.389	5.234	5.287
Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen*	-35.109	18.831	14	-6	80	-17
Gesamtleistung	113.546	151.767	50.064	55.383	5.314	5.269
Sonstige betriebliche Erträge	2.769	506	1.697	1.057	15	11
Betriebsleistung	116.316	152.273	51.760	56.440	5.329	5.281
Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen	-69.795	-115.991	-146	0	-582	-599
Personalaufwand	-9.076	-8.897	-723	-652	-1.122	-927
Sonstige betriebliche Aufwendungen	-4.263	-6.040	-14.591	-13.712	-1.041	-1.084
EBITDA	33.182	21.345	36.300	42.077	2.584	2.670
Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	-49	-52	-18.265	-16.360	-2	-12
EBIT	33.133	21.293	18.035	25.717	2.582	2.658
Beteiligungsergebnis	28	0	0	0	0	28
Zinsen und ähnliche Erträge	157	465	5	7	0	2
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-5.042	-5.684	-13.397	-14.801	-5	-24
EBT	28.276	16.075	4.643	10.923	2.577	2.665

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	Gesamt vor Überleitung / Konsolidierung		Überleitung		Energiekontor-Konzern
in T€	2016	2015	2016	2015	2016	2015
---	---	---	---	---	---	---
Umsatzerlöse
Umsatzerlöse	201.764	191.329	0	0	201.764	191.329
Umsätze mit anderen Segmenten	2.175	2.283	-2.175	-2.283	0	0
Umsatzerlöse gesamt	203.939	193.612	-2.175	-2.283	201.764	191.329
Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen*	-35.015	18.808	0	0	-35.015	18.808
Gesamtleistung	168.924	212.420	-2.175	-2.283	166.749	210.137
Sonstige betriebliche Erträge	4.481	1.574	0	0	4.481	1.574
Betriebsleistung	173.405	213.994	-2.175	-2.283	171.230	211.711
Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen	-70.523	-116.590	0	0	-70.523	-116.590
Personalaufwand	-10.922	-10.476	0	0	-10.922	-10.476
Sonstige betriebliche Aufwendungen	-19.895	-20.836	2.175	2.283	-17.719	-18.553
EBITDA	72.066	66.092	0	0	72.066	66.092
Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	-18.316	-16.424	0	0	-18.316	-16.424
EBIT	53.750	49.668	0	0	53.750	49.668
Beteiligungsergebnis	28	28	0	0	28	28
Zinsen und ähnliche Erträge	162	474	0	0	162	474
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-18.443	-20.508	0	0	-18.443	-20.508
EBT	35.496	29.662	0	0	35.496	29.662

* Im Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) sind T€ 4.536 (Vorjahr T€ 2.591) nicht zahlungswirksame Bewertungsmaßnahmen aus der Abwertung von Vorräten enthalten.

6. Vermögen nach Segmenten

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	Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)		Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks		Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges
in T€	2016	2015	2016	2015	2016	2015
---	---	---	---	---	---	---
Langfristiges Segmentvermögen
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	10	23	0	0	0	0
Sachanlagen
Grundstücke und Gebäude	0	0	693	693	0	233
Technische Anlagen (Windparks)	0	0	170.928	222.745	0	0
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	125	117	1	1	0	0
Beteiligungen	53	53	0	0	0	0
Forderungen und finanzielle Vermögenswerte	48	47	12	23	0	0
Langfristiges Segmentvermögen	236	240	171.634	223.462	0	233
Kurzfristiges Segmentvermögen
Vorräte	33.672	32.365	135	122	465	385
Forderungen und finanzielle Vermögenswerte	9.623	2.576	8.571	14.947	30	601
Wertpapiere des Umlaufvermögens	10.305	10.278	0	0	0	0
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	93.894	99.979	23.605	3.711	1.029	267
Kurzfristiges Segmentvermögen	147.494	145.198	32.311	18.780	1.523	1.253
Summe Segmentvermögen	147.730	145.438	203.946	242.242	1.523	1.486

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	Energiekontor-Konzern
in T€	2016	2015
---	---	---
Langfristiges Segmentvermögen
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	10	23
Sachanlagen
Grundstücke und Gebäude	693	926
Technische Anlagen (Windparks)	170.928	222.745
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	126	118
Beteiligungen	53	53
Forderungen und finanzielle Vermögenswerte	60	70
Langfristiges Segmentvermögen	171.870	223.935
Kurzfristiges Segmentvermögen
Vorräte	34.272	32.871
Forderungen und finanzielle Vermögenswerte	18.224	18.124
Wertpapiere des Umlaufvermögens	10.305	10.278
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	118.528	103.957
Kurzfristiges Segmentvermögen	181.329	165.231
Summe Segmentvermögen	353.199	389.166

7. Schulden und Reinvermögen nach Segmenten

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	Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)		Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks		Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges
in T€	2016	2015	2016	2015	2016	2015
---	---	---	---	---	---	---
Langfristige Segmentschulden
Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung	0	0	12.099	12.861	0	0
Finanzverbindlichkeiten	29.093	35.147	149.392	199.441	0	234
Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten	0	0	1.667	1.637	0	0
Sonstige Verbindlichkeiten	0	0	2.698	2.821	0	0
Langfristige Segmentschulden	29.093	35.147	165.857	216.760	0	234
Kurzfristige Segmentschulden
Rückstellungen	11.182	14.728	1.469	1.533	4	22
Finanzverbindlichkeiten	19.402	16.991	25.807	14.880	0	0
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	5.180	3.692	1.033	774	28	14
Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten	526	0	0	0	0	0
Sonstige Verbindlichkeiten	8.799	16.492	0	0	53	0
Kurzfristige Segmentschulden	45.089	51.902	28.310	17.186	85	36
Summe Segmentschulden	74.182	87.050	194.167	233.946	85	270
Segmentreinvermögen	73.548	58.388	9.779	8.296	1.438	1.216

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	Energiekontor-Konzern
in T€	2016	2015
---	---	---
Langfristige Segmentschulden
Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung	12.099	12.861
Finanzverbindlichkeiten	178.485	234.823
Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten	1.667	1.637
Sonstige Verbindlichkeiten	2.698	2.821
Langfristige Segmentschulden	194.949	252.141
Kurzfristige Segmentschulden
Rückstellungen	12.656	16.282
Finanzverbindlichkeiten	45.209	31.871
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	6.241	4.480
Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten	526	0
Sonstige Verbindlichkeiten	8.852	16.492
Kurzfristige Segmentschulden	73.485	69.125
Summe Segmentschulden	268.434	321.267
Segmentreinvermögen	84.765	67.899

8. Investitionen nach Segmenten

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	Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)		Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks		Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges
in T€	2016	2015	2016	2015	2016	2015
---	---	---	---	---	---	---
Segmentinvestitionen	45	98	9.609	53.524	0	24

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	Energiekontor-Konzern
in T€	2016	2015
---	---	---
Segmentinvestitionen	9.653	53.647

9. Zusätzliche geografische Angaben

Bei den Abnehmern der von der Gesellschaft realisierten in- und ausländischen Wind- und Solarparks handelt es sich im Segment "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" mit Umsatzerlösen in Höhe von T€ 142.107 überwiegend um deutsche Gesellschaften. Der Restbetrag in Höhe von T€ 59.657 entfällt auf Großbritannien.

Auch die im Bereich "sonstige operative Segmente" angesiedelten Betriebsführungsleistungen werden ausschließlich in Deutschland erbracht.

Zusätzliche Informationen zu geografischen Bereichen sind lediglich zum Segment "Stromerzeugung" relevant, da in diesem Segment insofern Auslandsmärkte tangiert sind, als der Energiekontor-Gruppe Stromerträge auch von portugiesischen Energieversorgungsunternehmen sowie von britischen Stromabnehmern zufließen.

Daher werden die Stromerlöse nachfolgend nach Belegenheit der Windparks aufgegliedert.

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in T€	2016	2015
Belegenheitsland der Windparks
Deutschland	21.407	26.008
Portugal	8.067	7.820
Großbritannien	20.425	21.432
Stromerlöse	49.899	55.260

Die Buchwerte des Sachanlagevermögens verteilen sich geografisch wie folgt:

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in T€	2016	2015
Belegenheitsland der Windparks
Deutschland	82.843	98.767
Portugal	28.406	23.630
Großbritannien	59.678	100.348
Buchwerte der Windparks	170.92B	222.745

10. Informationen über wichtige Kunden

Im Segment "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" wurden mit zwei Kunden Umsatzerlöse in Höhe von insgesamt T€ 122.937 erzielt.

VIII. Sonstige Angaben

1. Kapitalmanagement

Ziele des Kapitalmanagements des Energiekontor-Konzerns sind die Sicherstellung der Unternehmensfortführung sowie der finanziellen Flexibilität zur langfristigen Aufrechterhaltung des Geschäftsbetriebs und zur Wahrnehmung strategischer Optionen. Die Beibehaltung eines stabilen Ratings, die Sicherung der Liquidität und die Begrenzung der finanzwirtschaftlichen Risiken sind Ziele der Finanzpolitik und setzen wichtige Rahmenbedingungen für das Kapitalmanagement der Energiekontor-Gruppe. Die zuständigen Gremien des Energiekontor-Konzerns entscheiden über die Kapitalstruktur der Bilanz, die Eigenkapitalausstattung, die Verwendung des Bilanzgewinns, die Höhe der Dividende, die Finanzierung von Investitionen, über den Auf- und Abbau von Bankverbindlichkeiten sowie die Emission von Anleihekapital. Ebenso dienen Entscheidungen der Gremien über An- und Verkäufe von Windparks sowie über die Übernahme selbst hergestellter Windparks in den Eigenbestand der Verfolgung der beschriebenen Zwecke. Bei der Betrachtung der Eigenkapitalquote und des Verschuldungsgrads des Konzerns ist zu beachten, dass die konzerneigenen Windparks erhebliche bilanzielle stille Reserven haben, weswegen eine an Verkehrswerten orientierte Betrachtung dieser Assets noch bessere Kennzahlen ergeben würde.

Ein weiterer wesentlicher Aspekt im Zusammenhang mit der Eigenkapitalquote besteht darin, dass im Gegensatz zum deutschen Bilanzierungsrecht die internationalen IFRS einen Ausweis der Marktwerte von Zinssicherungsderivaten fordern, auch wenn diese mit den zu sichernden Grundgeschäften eine Bewertungseinheit darstellen und auch im Falle negativer Marktwerte keine Zahlungsverpflichtungen darstellen.

Die Energiekontor-Gruppe verfolgt im Bereich ihrer Windparkfinanzierungen die langfristige Sicherung gegen Zins- und Währungsrisiken, wofür sie unter anderem als Sicherungsmaßnahmen entsprechende Derivate (Währungs- und Zinsswaps) abschließt, die unter wirtschaftlicher Betrachtungsweise in Bezug auf die Darlehen Festzinsvereinbarungen darstellen (variables Grundgeschäft + Zinsswap = Festzins). Der Umstand gesunkener Kapitalmarktzinsen, gepaart mit entsprechenden Zukunftsprognosen, führt zu negativen Marktwerten der Swaps. Nach den IFRS (IAS 39) sind diese Negativwerte aus dem Gesamtkontext der Finanzierung herauszulösen und zu bilanzieren, obwohl sie mit den Grundgeschäften eine Bewertungseinheit darstellen und nach Auffassung des Managements unter wirtschaftlichen Aspekten davon nicht abgekoppelt und separat bilanziert werden dürften.

2. Haftungsverhältnisse

Am 31. Dezember 2016 bestanden befristete oder unbefristete Bürgschaften von Konzerngesellschaften der Energiekontor-Gruppe zugunsten Dritter in Höhe von T€ 6.081 (Vorjahr T€ 7.937).

3. Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Sonstige finanzielle Verpflichtungen wurden von Konzerngesellschaften der Energiekontor-Gruppe in folgender Höhe eingegangen:

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in T€	2017	2018-2021
aus Mietverträgen für Geschäftsräume	402	585
aus Pachtverträgen für Windparkflächen	4.034	16.658
aus Leasingverträgen	174	241
Sonstige finanzielle Verpflichtungen	4.610	17.484

Die Energiekontor AG hat sich in fünf Fällen optional verpflichtet, Anteile an Windparkbetreibergesellschaften in Höhe von 10 bis 20 Prozent des Festpreises der ursprünglichen Errichtungsverträge in den Jahren 2025 bis 2029 zurückzukaufen.

Darüber hinaus haben sich für insgesamt neun Windparkbetreibergesellschaften sowie für die Beteiligungsgesellschaft 3LänderFonds die jeweiligen Komplementärgesellschaften - allesamt 100-prozentige Tochtergesellschaften der Energiekontor AG - optional verpflichtet, insgesamt Anteile zwischen 20 und 30 Prozent des jeweiligen Gesamtkommanditkapitals zum Ertragswert abzüglich eines Vermarktungsabschlags in jährlich begrenzten Tranchen zurückzukaufen.

Aus keiner der vorstehenden Rückkaufoptionen werden im Falle der Ausübung der Optionen durch die Berechtigten für den Konzern Ergebnisbelastungen erwartet, insoweit besteht damit kein Rückstellungsbedarf.

4. Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

Als nahestehende Personen (related parties) des Konzerns gelten grundsätzlich Unternehmen und Personen, wenn zwischen dem Konzern und diesen ein Beherrschungsverhältnis, eine gemeinsame Leitung oder ein maßgeblicher Einfluss besteht. Hierzu zählen folglich

―	die unter "Einbezogene Unternehmen" angeführten und voll konsolidierten Gesellschaften, auf die die Energiekontor AG unmittelbar oder mittelbar einen beherrschenden Einfluss ausübt,
―	die assoziierten Unternehmen,
―	die als Joint Operations in den Konzernabschluss einzubeziehenden Unternehmen,
―	die nicht konsolidierten Gesellschaften, auf die über Geschäftsführungsfunktionen ein Einfluss besteht,
―	die Vorstände und leitenden Angestellten der Energiekontor AG,
―	die Aufsichtsräte der Energiekontor AG

sowie jeweils deren Angehörige.

Nachfolgend werden alle im Geschäftsjahr erfolgten Transaktionen des Konzerns mit diesen nahestehenden Personen und Unternehmen sowie deren Angehörigen erläutert.

Das Geschäftsmodell der Energiekontor-Gruppe umfasst das gesamte Spektrum der Projektierung und des Vertriebs von Wind- / Solarparks sowie der laufenden Dienstleistungen gegenüber Wind- / Solarparkbetreibern, die wesentlichen Geschäfte werden gegenüber den durch die Energiekontor AG gegründeten Projektgesellschaften abgewickelt. Der Verkauf von Wind- und Solarprojekten erfolgt grundsätzlich in der Form, dass diese Wind- und Solarparks durch jeweils eine von der Energiekontor AG gegründete Zweckgesellschaft in der Form der GmbH & Co. KG "ummantelt" werden, sodass der Verkauf des Wind- / Solarparks formell nicht als "asset deal", sondern als "share deal" in Form des Verkaufs der Anteile an dieser Zweckgesellschaft erfolgt. Insofern ist diese Zweckgesellschaft in der Gründungs- und Errichtungsphase auch der Vertragspartner sowohl der Energiekontor AG als auch der Bauträgergesellschaft der Energiekontor-Gruppe für alle im Zusammenhang mit der Parkerrichtung wesentlichen Verträge (Errichtungsvertrag sowie Dienstleistungen im Zusammenhang mit der wirtschaftlichen und technischen Planung, der Finanzierung und dem Vertrieb).

Auch nach Errichtung der Parks und Vertrieb der Anteile an diesen Gesellschaften an Dritte nehmen in einigen Fällen Tochtergesellschaften der Energiekontor AG auf der Grundlage langfristiger Verträge Management- und Geschäftsführungsaufgaben für diese Projektgesellschaften wahr und üben insoweit weiterhin Einfluss auf diese Gesellschaften aus.

Voll konsolidierte Gesellschaften

Der Abschluss der Verträge mit Tochtergesellschaften der Energiekontor AG im Zusammenhang mit der Errichtung der Wind- und Solarparks und den weiteren Dienstleistungen in dieser Phase erfolgt zu Zeitpunkten, zu denen die Projektgesellschaft nahestehende Person im Sinne des IAS 24 ist.

Die konzerninternen Transaktionen zwischen der Energiekontor AG und den im Mehrheitsbesitz der AG stehenden und damit im Konzernabschluss konsolidierten Tochtergesellschaften werden im Konzernabschluss im Wege der Konsolidierung vollständig eliminiert.

Assoziierte Unternehmen

Beziehungen zu assoziierten Unternehmen bestehen lediglich in der Form, dass diese Unternehmen Infrastrukturgesellschaften, von durch die Energiekontor-Gruppe betriebenen Windparks, verwalten.

Geschäftsführungsfunktionen

In den Fällen, in denen nach Errichtung des Wind- / Solarparks und Vertrieb der Gesellschaftsanteile an Dritte Tochtergesellschaften der Energiekontor AG auf der Grundlage langfristiger Verträge Management- und Geschäftsführungsaufgaben für diese Gesellschaften wahrnehmen, bleiben diese Gesellschaften gegenüber der Energiekontor AG nahestehende Unternehmen im Sinne der IFRS (IAS 24), da angenommen wird, dass der Konzern auch ohne vermögensmäßige Beteiligung einen maßgeblichen Einfluss auf diese Unternehmen ausüben kann. Ein solcher Einfluss wird durch die Organstellung wie auch durch die Teilnahme am unternehmerischen Entscheidungsprozess durch die konzernzugehörigen Komplementärgesellschaften, die die Geschäftsführung ausüben, angenommen. Das "Nahestehen" i. S. d. IAS 24 wird folglich im Vorliegen dieses bedeutenden Einflusses (significant influence) gesehen, auch wenn eine Stimmrechtsmehrheit nicht vorliegt und der Ermessensspielraum bei der Durchführung der geschäftsführenden Maßnahmen regelmäßig durch Verträge und Weisungsgebundenheit gegenüber den Eigentümern der Gesellschaften deutlich eingeschränkt ist.

Unter Zugrundelegung dieser Interpretation der IFRS bestehen die beschriebenen Transaktionen und damit geschäftstypischerweise nahezu die gesamte Geschäftstätigkeit des Konzerns (mit Ausnahme des Segments Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks) aus entgeltlichen Transaktionen mit Projektgesellschaften und damit mit nahestehenden Personen und Unternehmen im Sinne des IAS 24.

An dieser Stelle wird daher im Hinblick auf das Erfordernis zahlenmäßiger Angaben zu Geschäften mit nahestehenden Personen auf die Gewinn- und Verlustrechnung sowie auf die Segmentberichterstattung verwiesen, aus denen sich alle betragsmäßigen Angaben zu den Geschäftsvorfällen ergeben, die mit nahestehenden Personen im Sinne dieser Betrachtung ausgeführt werden.

Alle Leistungen im Rahmen dieser Transaktionen werden gleichwohl stets zu marktüblichen Konditionen erbracht, die auch unter fremden Dritten üblich sind.

Zwischen der Energiekontor AG und den Aufsichtsratsmitgliedern Dr. Wilkens und Lammers bestehen seit dem 5. Juni 2003 Beraterverträge mit einem Honorarvolumen von jeweils T€ 60 im Geschäftsjahr (Vorjahr T€ 60).

Vorstand, leitende Angestellte und Aufsichtsrat

Alle entgeltlichen Transaktionen zwischen der Energiekontor-Gruppe und dem Vorstand sowie dem Aufsichtsrat sind vollumfänglich im Anhang genannt und erläutert. Die Vergütungen und der Anteilsbesitz des Aufsichtsrats und der Vorstände sind unter Tz. 5 ausgewiesen.

Entgeltliche Transaktionen mit leitenden Angestellten erfolgten neben den mit diesen bestehenden und marktüblichen Arbeitsverträgen nicht, ebenso wenig wie Transaktionen mit Angehörigen dieser Personengruppen.

5. Organmitglieder und -bezüge, Anteilsbesitz von Organen, Sonstiges

5.1. Vorstand

Mitglieder des Vorstands waren während des Geschäftsjahres:

―	Dipl.-Kaufm. Peter Szabo, Kaufmann, Oldenburg
―	Dipl.-Ing. Günter Eschen, Ingenieur, Saterland

Jedes Vorstandsmitglied vertritt die Gesellschaft gemeinsam mit einem anderen Vorstandsmitglied oder einem Prokuristen. Die Befreiung von den Beschränkungen des § 181 BGB ist erteilt.

Die Mitglieder des Vorstands erhielten im Geschäftsjahr Gesamtbezüge für ihre Tätigkeit in Höhe von T€ 873 (Vorjahr T€ 624). Der variable Anteil hiervon beträgt T€ 344 (Vorjahr T€ 192). Bezugsrechte im Rahmen eines Aktienoptionsprogramms wurden in 2016 nicht gewährt. Auf den Vergütungsbericht im Lagebericht wird im Übrigen verwiesen.

In der ordentlichen Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 wurde beschlossen, von der in den §§ 286 Abs. 5, 314 Abs. 3 HGB vorgesehenen Opt-out-Möglichkeit Gebrauch zu machen. Auf Grundlage dieses Beschlusses ist die in § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB sowie § 314 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB geregelte Offenlegung der Bezüge jedes einzelnen Vorstandsmitglieds in den Jahresabschlüssen und Konzernabschlüssen der Gesellschaft für die Geschäftsjahre bis einschließlich 2020 entbehrlich.

5.2. Aufsichtsrat

Mitglieder des Aufsichtsrats waren:

―

Dipl.-Wirtsch.-Ing. Dr. Bodo Wilkens,

Ingenieur, Darmstadt, Vorsitzender

Herr Dr. Wilkens bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft:

―	Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen (Vorsitz)

―

Günter Lammers,

Kaufmann, Geestland, stellvertretender Vorsitzender Herr Lammers bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft:

―	Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen

―

Dipl.-Volkswirt Darius Oliver Kianzad,

Unternehmensberater, Essen

Herr Kianzad bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft:

―	Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen

Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben im Berichtsjahr T€ 90 (Vorjahr T€ 90) an Aufsichtsratsvergütungen bezogen.

5.3. Beteiligungsverhältnisse der Organmitglieder

Die Organmitglieder waren am 31. Dezember 2016 wie folgt an der AG beteiligt:

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Name, Funktion	Aktien Stück
Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender)	4.184.335
Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender)	4.187.974

6. Angaben zu den Vergütungen an den Abschlussprüfer

Das Honorar für die Prüfung des Jahresabschlusses der Energiekontor AG unter Einbeziehung der Buchführung und des Lageberichts sowie das gemäß § 91 Abs. 2 AktG einzurichtende Überwachungssystem für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2016 sowie für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Lageberichts nach IFRS-Grundsätzen beträgt T€ 100 (Vorjahr T€ 100) sowie für weitere Beratungstätigkeiten T€ 0 (Vorjahr T€ 14).

7. Nachtragsbericht

In der ersten Ausschreibungsrunde des Jahres im Februar 2017 hat Energiekontor insgesamt zum dritten Mal seit Beginn der Pilotphase im Jahr 2015 einen Zuschlag für ein Solarprojekt erhalten. Es handelt sich dabei um einen Solarpark in Brandenburg für eine Kapazität von 5,5 MWp.

Darüber hinaus konnte Energiekontor im Februar und März 2017 die Kreditvalutierungen, also die Finanzierungszusage, für drei genehmigte Windparks in drei verschiedenen Schwerpunktregionen erhalten. Dies sind zum einen das Projekt Niederzier (8,25 MW) in Nordrhein-Westfalen, das Projekt Hammelwarder Moor (10,2 MW) in Niedersachsen und die Anlage Luckow-Petershagen II (2,75 MW) in Brandenburg. Alle drei Anlagen befinden sich derzeit im Bau.

Ende März 2017 konnte außerdem die Windkraftanlage Klein Woltersdorf (2,4 MW) in Betrieb genommen werden.

8. Erklärung nach § 161 AktG

Der Vorstand und der Aufsichtsrat der Energiekontor AG haben im April 2016 die Erklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex im Sinne von § 161 AktG abgegeben und sie den Aktionären im Wege der Veröffentlichung auf der Homepage der Gesellschaft (www.energiekontor.de) im Internet zugänglich gemacht.

9. Offenlegung

Der vom Abschlussprüfer, der PKF Deutschland GmbH, Niederlassung Stuttgart, mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene vollständige Jahresabschluss sowie der Konzernabschluss der Energiekontor AG werden im Bundesanzeiger bekannt gemacht. Er kann als Sonderdruck bei der Energiekontor AG angefordert werden. Im Internet ist er unter www.energiekontor.de abrufbar.

Der Jahresabschluss sowie der Konzernabschluss des Vorjahres wurden am 16. August 2016 im Bundesanzeiger offengelegt.

10. Befreiung nach § 264 Abs. 3 und § 264 b HGB

Alle in den Konzernabschluss der Energiekontor AG einbezogenen Tochtergesellschaften, die die gesetzlichen Voraussetzungen hierfür erfüllen, haben für das Geschäftsjahr von der Vorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264 b HGB über die Befreiung von der Verpflichtung zur Erstellung, Prüfung und Offenlegung des Jahresabschlusses und des Lageberichts Gebrauch gemacht. Die Energiekontor AG als Muttergesellschaft hat den Befreiungen ausnahmslos zugestimmt. Die Beschlüsse nach § 264 Abs. 3 HGB der Tochtergesellschaften werden nach § 325 HGB offengelegt. Die Unternehmen, die von der Befreiung Gebrauch gemacht haben, sind aus der Aufstellung des Anteilsbesitzes im Sinne von § 313 Abs. 2 und 4 HGB in Tz. IX des Konzernanhangs ersichtlich.

11. Dividenden

Die nachstehenden Dividenden wurden von der Energiekontor AG beschlossen und ausbezahlt bzw. werden vorgeschlagen.

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in T€	2016	2015
Beschlossene und ausgezahlte Dividenden
Dividende 0,80 Euro je dividendenberechtigte Stammaktie (2015: 0,60 Euro) bei 14.601.989 (Vorjahr 14.635.759) dividendenberechtigten Aktien	11.682	8.781

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	Hauptversammlung
in T€	2017	2016
---	---	---
Vorgeschlagene Dividenden
Dividende 0,80 Euro je gezeichnete Stammaktie (2016: 0,80 Euro) bei 14.653.160 (Vorjahr 14.653.160) gezeichneten Aktien	11.723	11.723

IX. Anteilsbesitz

Unmittelbarer und mittelbarer Beteiligungsbesitz der Energiekontor AG

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Name der Gesellschaft	Anteile in %	Ergebnis 2016 in T€2)	Eigenkapital 31.12.2016 in T€1)
Construtora da nova Energiekontor - Parquet Eólicos, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal4)	100,0 %	-3	67
CuxlandSolar UG (haftungsbeschränkt) i.L., Bremerhaven	100,0 %	-1	-4
EER GbR, Worpswede7)	28,6 %	0	100
EK HDN Projektentwicklung GmbH & Co. KG, Bremen5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor - WSB - GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	483	-303
Energiekontor Anlagen GmbH & Co. Offshore KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Borkum Riffgrund West GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor BRW Infrastruktur GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor BRW Standort GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	16	165
Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	147	288
Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	90	246
Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	55	155
Energiekontor Finanzanlagen V GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	-1
Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	218	946
Energiekontor Finanzierungsdienste II GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	1
Energiekontor Finanzierungsdienste III GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor Finanzierungsdienste IV GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor Finanzierungsdienste V GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor Finanzierungsdienste VI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor Finanzierungsdienste-Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	-1
Energiekontor Guardao GmbH & Co. WP GU KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Guardao GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-6
Energiekontor III Energias Alternativas, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal4)	100,0 %	129	-39
Energiekontor Infrastruktur Solar GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	188	205
Energiekontor Infrastruktur und Anlagen GmbH, Bremerhaven3,4)	100,0 %	0	26
Energiekontor Innovations GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-25	16
Energiekontor Mafomedes GmbH & Co. WP MF KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-944	-25
Energiekontor Mafomedes GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor Mafomedes ÜWP MF GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-818	185
Energiekontor Management 1 GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	6
Energiekontor Management GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-57	315
Energiekontor Management Hagen 1 GmbH, Hagen4)	100,0 %	-3	6
Energiekontor Management Hagen GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	18	18
Energiekontor Montemuro GmbH & Co. WP MONT KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-95	-3.354
Energiekontor Montemuro GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	34
Energiekontor NL B.V., Bremerhaven4)	100,0 %	-4	1
Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen4)	100,0 %	-3	43
Energiekontor Ocean Wind GmbH & Co. Projektentwicklungs KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ocean Wind Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	8
Energiekontor Offshore Anlagen GmbH, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	10
Energiekontor Offshore Bau GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Offshore Bau GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	7
Energiekontor Offshore GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	18
Energiekontor Offshore Management GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem I KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	4.479
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	2.193
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP 4 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-127	1.570
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP BD KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-375	-1.243
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Elni KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP GEL KG, Hagen5)	100,0 %	-17	-1.818
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5)	88,5 %	1	-1.550
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Nordergründe KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Ökofonds GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	30
Energiekontor Ökowind 11 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökowind 7 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-9	-8
Energiekontor Ökowind 8 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökowind 9 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökowind GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor OWP Nordergründe I GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Penedo Ruivo GmbH & Co. WP PR KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-428	-4.495
Energiekontor Penedo Ruivo GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	41
Energiekontor Portugal - Energia Eólica Lda., Lissabon, Portugal4)	99,0 %	-333	1.806
Energiekontor Portugal Marao GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-315	-3.516
Energiekontor Portugal Marao GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	36
Energiekontor Portugal Trandeiras GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	45
Energiekontor Schönberg GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-4
Energiekontor Seewind GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	8
Energiekontor Sobrado GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	25
Energiekontor Solar 1 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 2 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 3 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 4 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 5 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar Bau GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	6
Energiekontor Solar GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-2
Energiekontor UK BU GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor UK Construction Ltd., Leeds, Großbritannien	100,0 %	-1.883	4.515
Energiekontor UK FM GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	2	51
Energiekontor UK GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	44
Energiekontor UK HY 2 GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor UK HY GmbH & Co. WP Hyndburn KG, Bremerhaven5)	100,0 %	5.047	5.410
Energiekontor UK HY GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	-5
Energiekontor UK LI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	0
Energiekontor UK Ltd., Leeds, Großbritannien	100,0 %	-3.185	6.214
Energiekontor UK NR GmbH, Hagen4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor UK PE GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	10
Energiekontor UK WI GmbH & Co. Withernwick KG, Bremerhaven5)	100,0 %	426	3.253
Energiekontor UK WI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	-5
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. Ökologische Wohn-Immobilien KG i.L., Bremerhaven5)	62,4 %	208	0
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP BRI KG, Bremerhaven5)	100,0 %	23	-1.128
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP DE KG, Bremerhaven5)	100,0 %	4.061	-1.624
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP GRE II KG, Bremerhaven5)	96,2 %	1.417	537
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SCHLO KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-65	-615
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SIE X KG, Bremerhaven5)	100,0 %	47	-942
Energiekontor Umwelt GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	19
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 1 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 2 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	-1
Energiekontor Windfarm GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-4	3
Energiekontor Windfarm ÜWP ALU GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-264	-837
Energiekontor Windfarm ÜWP SCHLUE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	-1
Energiekontor Windfarm ZWP THÜ GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-1.347	-2.658
Energiekontor Windinvest 22 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest 24 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest 25 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP KRE KG, Hagen5)	100,0 %	-578	-1.960
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP LE KG, Hagen5)	100,0 %	-265	-624
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP BE KG, Hagen5)	100,0 %	-62	-333
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP Langendorf KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	0
Energiekontor Windkraft GmbH & Co. WP NL KG, Bremerhaven 5)	51,3 %	332	151
Energiekontor Windkraft GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-30	207
Energiekontor Windpark BRW 1 GmbH & Co. WP I KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpark BRW 2 GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpark GmbH & Co. Giersieben KG, Hagen5)	100,0 %	-1.032	-3.324
Energiekontor Windpark Nordergründe 1 GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpark Nordergründe GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-100	-555
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP B KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	13
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP ENG KG, Hagen5)	100,0 %	-233	-1.304
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP GRE II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-47	389
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN II KG, Hagen5)	100,0 %	121	-760
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN KG, Hagen5)	100,0 %	241	-1.987
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP OE-Osterende KG, Hagen5)	100,0 %	35	-1.572
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 20 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP BRIEST II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	-648
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP KJ KG, Hagen5)	100,0 %	-159	-23
Energiekontor Windpower GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-5
Energiekontor Windpower Improvement GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-242	294
Energiekontor Windregion GmbH, Hagen4)	100,0 %	-2	6
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. UW Uthlede-Süd KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-15	-45
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP HW KG, Hagen5)	100,0 %	-873	-3.541
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP KRE II KG, Hagen5)	100,0 %	-239	-1.028
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 2 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	159	0
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-40	-115
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ZWP HÖ KG, Hagen5)	100,0 %	-280	-1.115
Energiekontor Windstrom GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	4
Energiekontor Windstrom ÜWP SCHWA GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-25	-89
Energiekontor Windstrom ZWP PR GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-181	-487
Energiekontor WPI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	6
Energiepark Beerfelde GmbH & Co. WP BF II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Bramstedt GmbH & Co. WP BRA KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Bultensee WP BULT GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Casekow WP LUPE II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Debstedt 2 RE WP DE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	-1
Energiepark Eggersdorf GmbH & Co. WP EGG KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Erfstadt-Erp I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Erfstadt-Erp II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Flögeln Stüh GmbH & Co. WP FLÖ KG, Bremerhaven5)	100,0 %	322	1.039
Energiepark Garzau-Garzin SP GG GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hammelwarder Moor BGWP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hammelwarder Moor WP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hemelingen WP HEM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hürth-Barbarahof WP HB GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Jacobsdorf WP Jaco GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Karstädt SP KA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Klein Woltersdorf WP KW GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-185	-185
Energiepark Krempel GmbH & Co. RE WP KRE KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Kreuzau WP ST GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-4	-2
Energiepark Niederzier WP ST I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Niederzier WP ST II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Odisheim GmbH & Co. WP ODI KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Passow WP Briest III GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-2	-1
Energiepark Solar GmbH & Co. SP Berlin KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Solar GmbH & Co. SP Worms KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Stinstedt WP STIN GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Uckerfelde WP HOGÜ II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-9	-9
Energiepark UK GA GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	1
Energiepark UK NR GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	0	-1
Energiepark UK PE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	75,0 %	0	0
Energiepark UK WP HY II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Waldenrath WP HE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-2	-3
Energiepark Winterberg-Altenfeld WP WA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark WP Bützfleth GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark WP Völkersen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Hafen Wind Hamburg GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Infrastrukturgemeinschaft Flögeln GbR, Bremerhaven6)	50,0 %	0	0
Infrastrukturgesellschaft Hohengüstow GbR, Bremerhaven5)	100,0 %	0	-6
Netzanschluss Badingen GbR, Bremerhaven6)	37,3 %	-78	280
Netzanschluss Mürow Oberdorf GbR, Bremerhaven6)	30,2 %	-95	15
Netzanschluß Stadorf GbR, Cuxhaven6)	50,0 %	0	1.064
Nordergründe Treuhand GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	5
WeserSolar UG (haftungsbeschränktl, Bremerhaven	100,0 %	-1	-4
Windpark Flögeln GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-1
Windpark Wachtendonk-Wankum WP WAW GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
WPS-Windkraft GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4

1) Handelsrechtliches Eigenkapital

2) Handelsrechtliches Jahresergebnis, ggf. nach Durchführung des Ergebnisabführungsvertrags (EAV) mit der Energiekontor AG

3) Mit diesen Gesellschaften hat die Energiekontor AG einen Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrag geschlossen.

4) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist

5) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH & Co. KG bzw. UG & Co. KG, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist

6) Gemeinschaftsunternehmen (joint operation)

7) Assoziiertes Unternehmen, Bilanzierung at equity

Bremen, 30. März 2017

Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender

Günter Eschen, Vorstand

Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers

Wir haben den Konzernabschluss - bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung, Kapitalflussrechnung, Eigenkapitalveränderungsrechnung und Anhang sowie den Konzernlagebericht der Energiekontor AG, Bremen, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2016 geprüft. Die Aufstellung von Konzernabschluss und Konzernlagebericht nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften sowie den ergänzenden Bestimmungen der Satzung liegt in der Verantwortung der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht abzugeben. Der Konzernlagebericht der Energiekontor AG wurde dabei mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst.

Wir haben unsere Konzernabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Konzernabschluss unter Beachtung der anzuwendenden Rechnungslegungsvorschriften und durch den Konzernlagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld des Konzerns sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben in Konzernabschluss und Konzernlagebericht überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss den nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften sowie den ergänzenden Bestimmungen der Satzung sowie den IFRS insgesamt und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft. Der Konzernlagebericht steht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den gesetzlichen Vorschriften, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Stuttgart, den 30. März 2017

**PKF Deutschland GmbH

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft**

Martin Wulf, Wirtschaftsprüfer

Daniel Scheffbuch, Wirtschaftsprüfer

Jahresabschluss DER AG (HGB)

Bilanz (HGB) zum 31.12.2016

AKTIVA

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	Erläuterungsziffer Anhang der AG, Teil III.	31.12.2016 in €	31.12.2015 in T€
A. Anlagevermögen	(1.)
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte	(1.1.)	10.117	23
II. Sachanlagen
Betriebs- und Geschäftsausstattung	(1.2.)	123.040	112
III. Finanzanlagen	(1.3.)
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	(1.3.1.)	38.159.966	40.344
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	(1.3.2.)	2.148.055	7.883
3. Beteiligungen		81.560	85
		40.389.582	48.312
B. Umlaufvermögen	(2.)
I. Vorräte	(2.1.)
1. Unfertige Erzeugnisse, unfertige Leistungen		11.530.779	11.396
2. Erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen		-40.000	-40
		11.490.779	11.356
II. Forderungen und sonstige finanzielle Vermögensgegenstände	(2.2.)
1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen		424.101	964
2. Forderungen gegen verbundene Unternehmen		22.916.706	22.815
3. Sonstige Vermögensgegenstände		184.115	281
		23.524.923	24.060
III. Sonstige Wertpapiere		10.223.871	10.224
IV. Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten	(2.3.)	79.437.325	62.043
C. Rechnungsabgrenzungsposten	(2.4.)	45.537	30
Summe Aktiva		165.245.174	156.160
PASSIVA
	Erläuterungsziffer Anhang der AG, Teil III.	31.12.2016 in €	31.12.2015 in T€
A. Eigenkapital	(3.)
I. Ausgegebenes Kapital
1. Gezeichnetes Kapital (Nennkapital)	(3.1.)	14.653.160	14.653
2. Nennbeträge / rechnerischer Wert zur Einziehung erworbener Aktien	(3.2.)	-61.085	-41
		14.592.075	14.612
II. Kapitalrücklage	(3.5.)	41.237.445	41.237
III. Gewinnrücklagen	(3.6.)
1. Gesetzliche Rücklagen		15.000	15
2. Andere Gewinnrücklagen		29.667.370	15.925
		29.682.370	15.940
IV. Bilanzgewinn	(3.7.)	14.693.581	11.723
Summe Eigenkapital		100.205.471	83.512
B. Rückstellungen	(4.)
1. Steuerrückstellungen		9.222.644	6.484
2. Sonstige Rückstellungen		2.961.687	4.709
		12.184.331	11.193
C. Verbindlichkeiten	(5., 6., 7.)
1. Anleihen		21.000.000	27.530
2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten		2.287	6
3. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen		643.948	1.004
4. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen		18.068.945	13.818
5. Sonstige Verbindlichkeiten		5.558.487	11.922
		45.273.66 7	54.281
D. Passive latente Steuern	(8.)	7.581.705	7.174
Summe Passiva		165.245.174	156.160

Gewinn- und Verlustrechnung (HGB) 01.01.2016-31.12.2016

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	Erläuterungsziffer Anhang der AG, Teil IV.	2016 in T€	2015 in T€
1. Umsatzerlöse	(1.)	51.649.261	29.056
2. Erhöhung des Bestands an unfertigen Leistungen		135.066	2.218
3. Gesamtleistung		51.784.327	31.275
4. Sonstige betriebliche Erträge	(2.)	3.307.158	286
5. Materialaufwand	(3.)
Aufwendungen für bezogene Leistungen		6.969.426	5.318
6. Rohergebnis		48.122.059	26.244
7. Personalaufwand
a) Löhne und Gehälter		8.527.300	7.991
b) soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und Unterstützung
davon für Altersversorgung € 92.313 (Vj. T€ 92)		1.279.061	1.177
		9.806.361	9.168
8. Abschreibungen
Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen		46.806	48
9. Sonstige betriebliche Aufwendungen	(4.)	4.435.119	4.867
10. Erträge aus Beteiligungen
davon von verbundenen Unternehmen € 374.524 (Vj. T€ 534)		374.524	534
11. Erträge aus Ergebnisabführungsverträgen verbundener Unternehmen	(5.)	10.175.595	15.338
12. Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens
davon von verbundenen Unternehmen € 260.568 (Vj. T€ 728)	(6.)	576.460	728
13. Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge
davon von verbundenen Unternehmen € 37.239 (Vj. T€ 56)	(8.)	98.522	550
14. Abschreibungen auf Finanzanlagen	(7.)	3.767.751	0
15. Zinsen und ähnliche Aufwendungen
davon an verbundene Unternehmen € 124.665 (Vj. T€ 116)	(8.)	1.733.085	1.696
16. Ergebnis vor Steuern (EBT)		39.558.038	27.615
17. Steuern vom Einkommen und Ertrag	(9.)	10.905.394	9.154
18. Jahresüberschuss		28.652.644	18.460
19. Gewinnvortrag
a) Gewinnvortrag vor Verwendung		11.722.528	8.792
b) Dividendenzahlungen		-11.681.591	-8.781
		40.937	10
20. Einstellungen in Gewinnrücklagen		-14.000.000	-6.748
21. Bilanzgewinn		14.693.581	11.723

Anhang zum Jahresabschluss für das Geschäftsjahr 2016

der Energiekontor AG nach HGB-Grundsätzen

I. Grundlagen des Abschlusses

Der Jahresabschluss der Energiekontor AG, Bremen (Amtsgericht Bremen, HRB 20449 HB), wird nach den deutschen handelsrechtlichen Rechnungslegungsvorschriften in der Fassung des Bilanzrichtlinie-Umsetzungsgesetzes (BilRUG) und nach den aktienrechtlichen Vorschriften aufgestellt.

Soweit anwendbar, wurden auch die am Bilanzstichtag gültigen Rechnungslegungsstandards des Deutschen Rechnungslegungs Standards Committee e. V. (DRSC) beachtet.

Der Jahresabschluss der Energiekontor AG ist in Euro aufgestellt. Die Angaben im Jahresabschluss sowie im Anhang erfolgen in Euro (€) und in Tausend Euro (T€). Zahlen in tabellarischen Darstellungen werden jeweils exakt gerechnet und summiert, wodurch sich in der Summenbildung Rundungsdifferenzen ergeben können.

Zur Klarheit und Übersichtlichkeit des Abschlusses werden die für die einzelnen Positionen der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung geforderten zusätzlichen Angaben in den Anhang übernommen. Die Gewinn- und Verlustrechnung wurde nach dem Gesamtkostenverfahren gegliedert.

II. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze, Währungsumrechnung

Nachfolgend aufgeführte Grundsätze zur Bilanzierung, Bewertung und Währungsumrechnung wurden unverändert zum Vorjahr angewandt.

1. Gliederungsgrundsätze

Die Posten der Bilanz sind mit denen des Vorjahres vergleichbar. Die Umsatzerlöse sowie die sonstigen betrieblichen Erträge in der Gewinn- und Verlustrechnung haben sich aufgrund der Neufassung von § 277 Abs. 1 HGB durch das BilRUG leicht geändert. Bei Anwendung des § 277 Abs. 1 HGB in der Fassung des BilRUG hätten sich für das Vorjahr Umsatzerlöse in Höhe von T€ 29.151 und sonstige betriebliche Erträge in Höhe von T€ 192 ergeben. Alle übrigen Vorjahreszahlen der Gewinn- und Verlustrechnung sind vergleichbar.

Soweit in Einzelfällen Umgliederungen von Vorjahresbeträgen vorgenommen wurden, ist dies bei der jeweiligen Position vermerkt.

2. Bilanzierungsmethoden

Im Jahresabschluss sind sämtliche Vermögensgegenstände, Schulden, Rechnungsabgrenzungsposten, Aufwendungen und Erträge enthalten, soweit gesetzlich nichts anderes bestimmt ist. Die Posten der Aktivseite sind nicht - bzw. nur soweit gesetzlich zulässig - mit Posten der Passivseite, Aufwendungen nicht mit Erträgen, Grundstücksrechte nicht mit Grundstückslasten verrechnet worden.

Das Anlage- und Umlaufvermögen, das Eigenkapital, die Schulden sowie die Rechnungsabgrenzungsposten wurden in der Bilanz gesondert ausgewiesen und hinreichend aufgegliedert.

Das Anlagevermögen weist nur Gegenstände aus, die bestimmt sind, dem Geschäftsbetrieb dauernd zu dienen. Aufwendungen für die Gründung des Unternehmens und für die Beschaffung des Eigenkapitals sowie für immaterielle Vermögensgegenstände, die nicht entgeltlich erworben wurden, wurden nicht bilanziert. Rückstellungen wurden nur im Rahmen des § 249 HGB und Rechnungsabgrenzungsposten wurden nach den Vorschriften des § 250 HGB gebildet. Haftungsverhältnisse i. S. v. § 251 HGB sind ggf. nachfolgend gesondert angegeben, ebenso wie Art und Zweck sowie Risiken und Vorteile aus nicht in der Bilanz enthaltenen Geschäften, soweit dies für die Beurteilung der Finanzlage notwendig ist.

3. Bewertungsmethoden

Die Wertansätze der Eröffnungsbilanz des Geschäftsjahres stimmen mit denen der Schlussbilanz des vorangegangenen Geschäftsjahres überein. Bei der Bewertung wurde von der Fortführung des Unternehmens ausgegangen. Die Vermögensgegenstände und Schulden wurden einzeln bewertet. Es ist vorsichtig bewertet worden, namentlich sind alle vorhersehbaren Risiken und Verluste, die bis zum Abschlussstichtag entstanden sind, berücksichtigt worden, selbst wenn diese erst zwischen dem Abschlussstichtag und der Aufstellung des Jahresabschlusses bekannt geworden sind. Gewinne sind nur berücksichtigt worden, wenn sie bis zum Abschlussstichtag realisiert wurden. Aufwendungen und Erträge des Geschäftsjahres sind unabhängig vom Zeitpunkt der Zahlung berücksichtigt worden.

Immaterielle Vermögensgegenstände werden, soweit gegen Entgelt erworben, zu Anschaffungskosten aktiviert und planmäßig linear über maximal fünf Jahre oder die längere vertragliche Nutzungsdauer abgeschrieben.

Sachanlagen werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten, bei abnutzbaren Gegenständen abzüglich planmäßiger Abschreibungen, bewertet; soweit notwendig, erfolgen außerplanmäßige Abschreibungen. Bei den planmäßigen Abschreibungen wird von der voraussichtlichen betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer ausgegangen. Die Nutzungsdauern betragen drei bis 13 Jahre. Zinsen für Fremdkapital werden nicht aktiviert.

Die verwendeten Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden in jeder Periode überprüft. Bei Anlagenzugängen im Laufe des Geschäftsjahres wird die Abschreibung pro rata temporis ab dem Monat des Zugangs angesetzt. Vermögensgegenstände mit Einzelanschaffungskosten bis zu € 410 werden im Zugangsjahr voll abgeschrieben.

Anteile an verbundenen Unternehmen werden im Anlagevermögen unter Finanzanlagen ausgewiesen. Abschreibungen auf einen niedrigeren Wert werden am Bilanzstichtag auf Finanzanlagen vorgenommen, wenn die Wertminderung als voraussichtlich dauerhaft angesehen wird.

Ausleihungen an verbundene Unternehmen betreffen Finanz- und Kapitalforderungen. Sie werden mit dem Nennbetrag oder dem niedrigeren beizulegenden Wert angesetzt. Soweit Ausleihungen unverzinslich oder niedrigverzinslich sind, werden sie mit dem Barwert angesetzt. Das Ausfallrisiko wird an der Realisierung der Tilgungspläne gemessen.

Wertaufholungen im Sach- und Finanzanlagevermögen werden durch gewinnerhöhende Zuschreibungen, höchstens bis zu den ursprünglichen Anschaffungskosten, vorgenommen, soweit die wertmindernden Gründe für frühere Abschreibungen weggefallen sind.

Vorräte werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten zuzüglich direkt zurechenbarer Nebenkosten unter Beachtung des Niederstwertprinzips bewertet. Der Ansatz der unfertigen Leistungen erfolgt mit den Herstellungskosten. Kosten der allgemeinen Verwaltung werden nicht aktiviert, Fremdkapitalkosten werden nicht in die Herstellungskosten einbezogen. Die Vorräte sind frei von Rechten Dritter.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände werden mit ihrem Nennbetrag, unverzinsliche oder niedrigverzinsliche Forderungen mit ihrem Barwert angesetzt. Forderungen, bei denen mit einem Zahlungseingang nach mehr als einem Jahr zu rechnen ist, werden abgezinst. Ausfallrisiken werden durch Einzelwertberichtigungen angemessen berücksichtigt.

Wertpapiere und flüssige Mittel sind mit Anschaffungskosten oder niedrigeren Tageswerten angesetzt.

Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten zuzüglich Nebenkosten im Eigenkapital verrechnet. In Höhe des Nennkapitals werden die Anschaffungskosten für die eigenen Anteile vom gezeichneten Kapital offen abgesetzt, soweit sie noch nicht eingezogen sind. Soweit eigene Anteile bereits eingezogen sind, haben sie das Nennkapital durch Saldierung verringert. Der die Höhe des Nennkapitals übersteigende Anteil der Anschaffungskosten der eigenen Anteile wird mit den anderen Gewinnrücklagen verrechnet.

Anlagenspiegel 2016

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	Anschaffungs- / Herstellungskosten
in T€	01.01.2016	Zugänge	Abgänge	31.12.2016
---	---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte	256	0	1	255
II. Sachanlagen
Betriebs- und Geschäftsausstattung	300	45	10	334
III. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	44.421	5.207	2.569	47.059
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	9.759	1.752	9.056	2.455
3. Beteiligungen	85	0	3	82
	54.265	6.959	11.628	49.596
Summe	54.821	7.004	11.639	50.186

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	Abschreibungen
in T€	01.01.2016	Zugänge	Zuschreibungen	Umbuchungen	Abgänge	31.12.2016
---	---	---	---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte	233	13	0	0	1	245
II. Sachanlagen
Betriebs- und Geschäftsausstattung	188	34	0	0	10	211
III. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	4.077	3.768	0	1.055	0	8.899
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	1.876	0	0	-1.055	514	307
3. Beteiligungen	0	0	0	0	0	0
	5.953	3.768	0	0	514	9.207
Summe	6.374	3.815	0	0	525	9.663

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	Buchwert
in T€	31.12.2016	31.12.2015
---	---	---
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte	10	23
II. Sachanlagen
Betriebs- und Geschäftsausstattung	123	112
III. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	38.160	40.344
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	2.148	7.883
3. Beteiligungen	82	85
	40.390	48.312
Summe	40.523	48.448

Die Steuer- und sonstigen Rückstellungen sind nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung bemessen, berücksichtigen alle erkennbaren Risiken und ungewissen Verpflichtungen und werden in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags angesetzt, wobei die künftigen zu erwartenden Preis- und Kostenverhältnisse im Zeitpunkt der Erfüllung der Verpflichtung maßgebend sind. Es werden alle Informationen berücksichtigt, die bis zum Tag der Bilanzaufstellung bekannt werden.

Soweit Abzinsungen erforderlich sind, erfolgen diese nach § 253 Abs. 2 Sätze 4 und 5 HGB in Verbindung mit der Rückstellungsabzinsungsverordnung (RückAbzinsV) auf Grundlage der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Zinssätze.

Verbindlichkeiten werden mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Bankguthaben in Fremdwährung werden mit dem Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag umgerechnet.

Forderungen und Verbindlichkeiten in fremder Währung werden grundsätzlich mit dem Devisenkassamittelkurs zum Bilanzstichtag angesetzt, bei der Folgebewertung von auf fremde Währung lautenden Vermögensgegenständen und Verbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden außerdem Wertänderungen aus der Währungsumrechnung unter Berücksichtigung des Realisationsprinzips sowie des Anschaffungskostenprinzips behandelt.

Aktive und passive latente Steuern sind nach dem bilanzorientierten "temporary-concept" auch für quasi-permanente Differenzen zwischen Bilanzpositionen der Handels- und der Steuerbilanz anzusetzen und in einer eigenständigen Bilanzposition auszuweisen. Es erfolgt insoweit eine Saldierung der passiven latenten Steuern mit den aktiven latenten Steuern, wobei steuerliche Verlustvorträge in die Bilanzierung der latenten Steuern einbezogen werden, soweit ihre Verursachung mit der Entstehung passiver latenter Steuern ursächlich in Zusammenhang steht. Ansonsten werden aktive latente Steuern auf Verlustvorträge nur insoweit ausgewiesen, als eine Verrechnung innerhalb der nächsten fünf Geschäftsjahre erwartet werden kann. Für Zwecke der Bewertung werden die unternehmensindividuellen Steuersätze herangezogen, die wahrscheinlich im Zeitpunkt des Abbaus der Differenzen gültig sein werden. Eine Abzinsung der Beträge erfolgt nicht.

III. Erläuterungen zur Bilanz

Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Bilanz angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€.

1. Anlagevermögen

Die Zusammensetzung und Entwicklung der Werte des Anlagevermögens sind aus dem nachfolgenden Anlagenspiegel (alle Angaben in T€) ersichtlich.

1.1. Immaterielle Vermögensgegenstände

Der Wert betrifft Softwaremodule.

1.2. Sachanlagen

Hierbei handelt es sich um Vermögensgegenstände der Büro- und Geschäftsausstattung.

1.3. Finanzanlagen

1.3.1. Anteile an verbundenen Unternehmen

Finanzanlagen werden grundsätzlich zu den Anschaffungskosten, gegebenenfalls vermindert um Abschreibungen auf den niedrigeren beizulegenden Wert, angesetzt.

Abschreibungen auf Anteile an Tochtergesellschaften waren in Höhe von T€ 3.768 vorzunehmen (Vorjahr T€ 0).

Zuschreibungen (Wertaufholungen) erfolgten im Berichtsjahr wie im Vorjahr nicht.

Die Aufstellung des Anteilsbesitzes erfolgt unter Tz. VI.

1.3.2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen

Die Ausleihungen an verbundene Unternehmen betreffen Finanz- und Kapitalforderungen gegenüber inländischen Windparkbetreibergesellschaften, gegenüber der portugiesischen und der englischen Planungs- bzw. Errichtungsgesellschaft sowie gegenüber deutschen Windparkbeteiligungsgesellschaften.

Im Geschäftsjahr wurden Zuschreibungen auf Ausleihungen über T€ 514 (Vorjahr T€ 94) vorgenommen.

Die Ausleihungen sind verzinslich und haben eine Laufzeit von bis zu elf Jahren.

2. Umlaufvermögen

2.1. Vorräte

Bei den Vorräten mit unfertigen Erzeugnissen und Leistungen im Gesamtumfang von T€ 11.531 (Vorjahr T€ 11.396) handelt es sich um aktivierte Planungsleistungen für zu realisierende Windparkprojekte im Onshore-Bereich. Mit Erbringung der Planungsleistungen und Realisierung der Planungshonorare werden die entsprechenden Vorräte gewinnmindernd aufgelöst.

Die Werthaltigkeit der Vorräte ist grundsätzlich abhängig von der zukünftigen Realisierung dieser Projekte. Soweit der Wahrscheinlichkeitsgrad bzgl. der Realisierung von aktivierten Projekten sinkt, erfolgen gegebenenfalls Abschreibungen auf die diesen Projekten zugeordneten Planungsleistungen.

2.2. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Die Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände gliedern sich im Hinblick auf die Zusammensetzung nach Fristigkeiten wie folgt auf, wobei Laufzeiten von mehr als fünf Jahren nicht vorliegen.

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	31.12.2016			31.12.2015
		davon mit einer Restlaufzeit			davon mit einer Restlaufzeit
---	---	---	---	---	---	---
in T€	Gesamtbetrag	bis 1 Jahr	1 bis 5 Jahre	Gesamtbetrag	bis 1 Jahr	1 bis 5 Jahre
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	424	424	0	964	964	0
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	22.917	20.916	2.000	22.815	19.149	3.667
davon aus Lieferungen und Leistungen	12.761	12.761	0	5.962	5.962	0
Sonstige Vermögensgegenstände	184	181	3	281	216	65
	23.525	21.522	2.003	24.060	20.328	3.732

Ausgewiesen sind die gegen Dritte bestehenden Forderungen aus Planungs- und Vertriebsleistungen (T€ 424, Vorjahr T€ 964) sowie die gegen Tochtergesellschaften bestehenden Forderungen aus Planungstätigkeit, Personalgestellung, Verwaltungserlösen sowie Ergebnisabführungen und Darlehensgewährungen (T€ 22.917, Vorjahr T€ 22.815).

Die sonstigen Vermögensgegenstände bestehen hauptsächlich aus Steuerforderungen und geleisteten Anzahlungen.

2.3. Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten

Guthaben bei Kreditinstituten in Höhe von T€ 10.176 wurden im Geschäftsjahr mit kurzfristigen Bankverbindlichkeiten, die mit diesen Guthaben besichert sind, saldiert (Vorjahr T€ 453).

Von den Guthaben bei Kreditinstituten ist ein Betrag von T€ 1.623 (Vorjahr T€ 1.251) zur Besicherung von Verbindlichkeiten Dritter verpfändet.

2.4. Aktive Rechnungsabgrenzungsposten

Die aktiven Rechnungsabgrenzungsposten in Höhe von T€ 46 (Vorjahr T€ 30) betreffen abgegrenzte Zins-, Miet- und Lizenzzahlungen, die vor dem Bilanzstichtag bereits gezahlt wurden, wirtschaftlich jedoch dem Folgejahr zuzurechnen sind.

3. Eigenkapital

3.1. Gezeichnetes Kapital

Das eingetragene Grundkapital (Nennkapital) der Energiekontor AG am Bilanzstichtag entspricht dem gezeichneten Kapital in Höhe von T€ 14.653, das sich gegenüber dem Vorjahr nicht verändert hat.

Im Berichtsjahr wurden weitere 20.165 Aktien zurückgekauft. Das Grundkapital der Energiekontor AG beträgt wie im Vorjahr € 14.653.160,00 und ist in 14.653.160 auf den Inhaber lautende Stammaktien ohne Nennbetrag (Stückaktien mit einem rechnerischen Nennbetrag von jeweils € 1,00) eingeteilt.

Unter Berücksichtigung der zum Zwecke der Einziehung und Kapitalherabsetzung im Geschäftsjahr zurückgekauften 20.165 Aktien und der zum Vorjahresende bereits zurückgekauften und noch nicht eingezogenen 40.920 Aktien beträgt das ausgegebene Kapital zum Bilanzstichtag € 14.592.075,00 und ist eingeteilt in 14.592.075 Stammaktien ohne Nennbetrag (Stückaktien mit einem rechnerischen Nennbetrag von jeweils € 1,00).

3.2. Nennbetrag zur Einziehung erworbener Anteile (eigene Anteile)

Die Gesellschaft war durch Beschluss der Hauptversammlung vom 27. Mai 2010 gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG dazu ermächtigt, eigene Aktien bis zu insgesamt zehn vom Hundert des derzeitigen Grundkapitals zu erwerben. Diese Ermächtigung, die zum 26. Mai 2015 endete, wurde durch Beschluss der Hauptversammlung vom 21. Mai 2015 aufgehoben und neu gefasst. Hiernach wurde die Gesellschaft erneut gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG dazu ermächtigt, eigene Aktien bis zu insgesamt zehn vom Hundert des derzeitigen Grundkapitals zu erwerben. Diese Ermächtigung gilt bis zum 20. Mai 2020.

Auf Grundlage dieses (nachstehend detailliert wiedergegebenen) sowie des vorangegangenen Beschlusses wurden im Geschäftsjahr 2016 insgesamt 20.165 Aktien (Vorjahr 36.920 Aktien) zum Zwecke der Einziehung zur Kapitalherabsetzung zurückgekauft. Im Geschäftsjahr erfolgte - wie im Vorjahr -keine Einziehung von Aktien unter entsprechender Kapitalherabsetzung. Der auf die eigenen noch nicht eingezogenen Anteile entfallende Betrag des Grundkapitals beträgt zum Bilanzstichtag € 61.085 (Vorjahr € 40.920) und wurde offen vom gezeichneten Kapital abgesetzt, da auch diese Anteile zum Zwecke der Einziehung und Kapitalherabsetzung erworben wurden. Der das Nennkapital pro Aktie übersteigende Teil der Anschaffungskosten wurde von den anderen Gewinnrücklagen abgesetzt.

Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft befinden oder ihr nach den §§ 71 a ff. AktG zuzurechnen sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als zehn vom Hundert des Grundkapitals entfallen. Die Ermächtigung darf nicht zum Zwecke des Handels in eigenen Aktien ausgenutzt werden. Die Ermächtigung kann ganz oder in Teilbeträgen, einmal oder mehrmals, in Verfolgung eines oder mehrerer Zwecke durch die Gesellschaft oder durch Dritte für Rechnung der Gesellschaft ausgeübt werden. Der Erwerb erfolgt über die Börse oder mittels eines an alle Aktionäre der Gesellschaft gerichteten öffentlichen Kaufangebots.

Erfolgt der Erwerb über die Börse, so darf der von der Gesellschaft gezahlte Gegenwert je Aktie (ohne Erwerbsnebenkosten) den an der Frankfurter Wertpapierbörse während der letzten drei Börsenhandelstage vor dem Erwerb der Aktien ermittelten durchschnittlichen Schlusskurs (Xetra-Handel oder vergleichbares Nachfolgesystem) für Aktien gleicher Ausstattung um nicht mehr als 10 Prozent über- oder unterschreiten.

Erfolgt der Erwerb über ein öffentliches Kaufangebot an alle Aktionäre der Gesellschaft, darf der gebotene Kaufpreis je Aktie (ohne Erwerbsnebenkosten) den durchschnittlichen Schlusskurs an der Frankfurter Wertpapierbörse an den drei Börsenhandelstagen vor dem Tag der Veröffentlichung des Angebots um nicht mehr als 10 Prozent über- oder unterschreiten. Das Kaufangebot bzw. die Aufforderung zur Abgabe eines solchen Angebots kann weitere Bedingungen vorsehen. Der Vorstand wurde weiterhin ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats eine Veräußerung erworbener eigener Aktien unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre in anderer Weise als über die Börse oder durch Angebot an alle Aktionäre vorzunehmen, wenn die erworbenen eigenen Aktien zu einem Preis veräußert werden, der den Börsenkurs von Aktien der Gesellschaft gleicher Ausstattung zum Zeitpunkt der Veräußerung nicht wesentlich unterschreitet. Der Ausschluss des Bezugsrechts ist auf insgesamt höchstens 10 Prozent sowohl des im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung als auch des im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung bestehenden Grundkapitals der Gesellschaft beschränkt. Auf diese Begrenzung sind Aktien anzurechnen, die während der Laufzeit dieser Ermächtigung aufgrund anderer Ermächtigungen in unmittelbarer oder entsprechender Anwendung von § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG unter Bezugsrechtsausschluss ausgegeben werden. Ferner wurde der Vorstand ermächtigt, erworbene eigene Aktien unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre in anderer Weise als über die Börse oder durch ein an alle Aktionäre gerichtetes Angebot an Dritte im Zusammenhang mit dem Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Beteiligungen an Unternehmen, sonstigen Wirtschaftsgütern, Forderungen, Rechten oder Know-how zu veräußern. Der Vorstand ist ermächtigt, Aktien der Gesellschaft, die aufgrund dieser Ermächtigung erworben werden, einzuziehen, ohne dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines weiteren Hauptversammlungsbeschlusses bedarf. Die Einziehung führt zur Kapitalherabsetzung. Die Aktien können auch im vereinfachten Verfahren ohne Kapitalherabsetzung durch Anpassung des anteiligen rechnerischen Betrags der übrigen Stückaktien am Grundkapital der Gesellschaft eingezogen werden. Die Einziehung kann auf einen Teil der erworbenen Aktien beschränkt werden.

Von der Ermächtigung zur Einziehung kann mehrfach Gebrauch gemacht werden.

Erfolgt die Einziehung im vereinfachten Verfahren, ist der Vorstand zur Anpassung der Zahl der Stückaktien in der Satzung ermächtigt. Maßnahmen des Vorstands aufgrund dieses Hauptversammlungsbeschlusses dürfen nur mit Zustimmung des Aufsichtsrats vorgenommen werden.

Diese Ermächtigungen zum Erwerb eigener Aktien, zu ihrer Einziehung und ihrer Wiederveräußerung oder Verwertung auf andere Weise können jeweils auch in Teilen ausgeübt werden. Das gesetzliche Bezugsrecht der Aktionäre auf die eigenen Aktien wird gemäß §§ 71 Abs. 1 Nr. 8, 186 Abs. 3 und 4 AktG insoweit ausgeschlossen, wie diese Aktien gemäß den vorstehenden Ermächtigungen verwendet werden.

Die vorstehenden Ermächtigungen zum Erwerb eigener Aktien gelten bis zum 20. Mai 2020.

3.3. Genehmigtes Kapital

Die ordentliche Hauptversammlung der Energiekontor AG vom 26. Mai 2016 hat unter Aufhebung des bis dahin genehmigten Kapitals ein neues genehmigtes Kapital geschaffen. Der Vorstand wurde ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Grundkapital bis einschließlich 23. Mai 2021 durch Ausgabe von bis zu insgesamt 7.326.580 neuen, auf den Inhaber lautenden Stamm- und / oder Vorzugsaktien mit oder ohne Stimmrecht gegen Bar- und / oder Sacheinlagen, einmalig oder mehrmals um bis zu insgesamt € 7.326.580,00 zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2016). Die Ermächtigung umfasst die Befugnis, bei mehrmaliger Ausgabe von Vorzugsaktien weitere Vorzugsaktien (mit oder ohne Stimmrecht) auszugeben, die den früher ausgegebenen Vorzugsaktien bei der Verteilung des Gewinns oder des Gesellschaftsvermögens vorgehen oder gleichstehen.

Den Aktionären ist dabei grundsätzlich ein Bezugsrecht einzuräumen. Die neuen Aktien können auch von einem oder mehreren Kreditinstituten mit der Verpflichtung übernommen werden, sie den Aktionären zum Bezug anzubieten.

Der Vorstand wird jedoch ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das gesetzliche Bezugsrecht der Aktionäre auszuschließen,

―	soweit es erforderlich ist, um Spitzenbeträge auszugleichen;
―	wenn die Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke des Erwerbs von Unternehmen oder von Beteiligungen an Unternehmen oder Unternehmensteilen oder zum Zwecke des Erwerbs von Forderungen gegen die Gesellschaft ausgegeben werden;
―	wenn eine Kapitalerhöhung gegen Bareinlagen 10 Prozent des Grundkapitals nicht übersteigt und der Ausgabebetrag der neuen Aktien den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet (§ 186 Abs. 3 Satz 4 AktG); beim Gebrauchmachen von dieser Ermächtigung unter Bezugsrechtsausschluss nach § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG ist der Ausschluss des Bezugsrechts aufgrund anderer Ermächtigungen nach § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG zu berücksichtigen.

Der Vorstand wurde ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats die weiteren Einzelheiten der Kapitalerhöhung und ihrer Durchführung festzulegen. Der Aufsichtsrat wurde ermächtigt, die Fassung der Satzung entsprechend der jeweiligen Ausnutzung des genehmigten Kapitals anzupassen.

Von diesen Ermächtigungen wurde im Geschäftsjahr wie auch im Vorjahr kein Gebrauch gemacht.

3.4. Bedingtes Kapital und Aktienoptionsprogramm

Die Hauptversammlung der Energiekontor AG vom 28. Mai 2014 hat den Beschluss gefasst, das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu € 500.000,00 durch Ausgabe von bis zu 500.000 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien mit einem rechnerischen Anteil am Grundkapital von je € 1,00 als Bezugsaktien bedingt zu erhöhen. Dieser Beschluss wurde am 1. Juli 2014 in das Handelsregister eingetragen. Die bedingte Kapitalerhöhung soll ausschließlich dem Zweck der Gewährung von Bezugsrechten an Mitglieder des Vorstands der Gesellschaft im Rahmen eines Aktienoptionsplans (§ 192 Abs. 2 Nr. 3 AktG) dienen. Die bedingte Kapitalerhöhung soll nur insoweit durchgeführt werden, wie die gewährten Bezugsrechte vom jeweiligen Begünstigten ausgeübt werden. Die neuen Aktien nehmen jeweils vom Beginn des Geschäftsjahres, in dessen Verlauf sie durch Ausübung von Bezugsrechten entstehen, am Gewinn der Gesellschaft teil.

Im Rahmen des Aktienoptionsprogramms 2014 können bis zum 31. Dezember 2018 Bezugsrechte auf bis zu 500.000 Aktien der Gesellschaft nur an Mitglieder des Vorstands der Gesellschaft ausgegeben werden. Jedes Bezugsrecht berechtigt nach Maßgabe der vom Aufsichtsrat festzulegenden Bezugsrechtsbedingungen zum Bezug einer auf den Inhaber lautenden Stückaktie der Energiekontor AG. Die Laufzeit der Bezugsrechte beträgt fünf Jahre beginnend mit dem Ende des jeweiligen Ausgabezeitraums. Die Aktienoptionen können erst nach vier Jahren nach dem jeweiligen Ausgabezeitraum ausgeübt werden und sind nicht übertragbar. Die Gesellschaft ist berechtigt, die Bezugsrechte wahlweise durch Ausgabe von Aktien aus dem hierfür geschaffenen bedingten Kapital oder durch Veräußerung eigener Aktien zu erfüllen.

Im Jahr 2014 hatte der Aufsichtsrat von der Ermächtigung teilweise Gebrauch gemacht und dem Vorstandsmitglied Peter Szabo Bezugsrechte zum Erwerb von 100.000 Aktien der Gesellschaft eingeräumt. Der Ausübungspreis wird € 11,02272 pro Aktie betragen, die Wartezeit endet im Jahr 2018. Im Geschäftsjahr wie im Vorjahr wurden keine weiteren Bezugsrechte eingeräumt.

3.5. Kapitalrücklage

Die zum Vorjahr unveränderte Kapitalrücklage in Höhe von T€ 41.237 setzt sich zusammen aus den bei der Börseneinführung bzw. den Kapitalerhöhungen der Energiekontor AG in den Jahren 2000 und 2001 erzielten Agios.

3.6. Gewinnrücklagen

Die gesetzliche Gewinnrücklage der Energiekontor AG beträgt unverändert T€ 15.

Die anderen Gewinnrücklagen der AG haben sich wie folgt entwickelt:

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in T€	2016	2015
Stand am 01.01.	15.925	9.615
Verrechnung mit Anschaffungskosten für zurückgekaufte eigene Anteile, die das Nennkapital überstiegen haben	-257	-438
Teilweise Gewinnverwendung	14.000	6.748
Stand am 31.12.	29.667	15.925

3.7. Bilanzgewinn

Der Bilanzgewinn der Energiekontor AG ermittelt sich zum 31. Dezember wie folgt:

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in T€	2016	2015
Jahresüberschuss	28.653	18.460
Gewinnvortrag	41	10
Einstellungen in die Gewinnrücklagen	-14.000	-6.748
Stand am 31.12.	14.694	11.723

4. Rückstellungen

Die Steuerrückstellungen enthalten die Rückstellungen für die Gewerbe- und Körperschaftsteuern des laufenden Jahres sowie ggf. der Vorjahre, für die noch keine Steuerfestsetzung erfolgte.

Die Zusammensetzung sowie die Entwicklung der Rückstellungen ergeben sich aus der nachfolgenden Übersicht.

Rückstellungsspiegel

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in T€	01.01.2016	Verbrauch 2016	Auflösung 2016	Zuführung 2016	31.12.2016
Steuerrückstellungen (ohne latente Steuern)	6.484	6.484	0	9.223	9.223
Sonstige Rückstellungen
Projektbezogene Kosten	2.568	598	1.833	182	318
Jahresabschluss-, Rechts- und Beratungskosten	262	150	0	202	314
Geschäftsbericht	80	80	0	80	80
Aufsichtsratsvergütungen	90	90	0	90	90
Personalkosten (Urlaub, Überstunden, Berufsgenossenschaft, Erfolgsbeteiligungen)	1.553	1.550	3	1.922	1.922
Übrige	156	54	0	135	237
Sonstige Rückstellungen	4.709	2.522	1.836	2.611	2.962

Wie im Vorjahr beinhalten die Rückstellungen keine langfristigen Anteile.

5. Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten gliedern sich zu den Bilanzstichtagen nach Fristigkeiten wie folgt:

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	31.12.2016			31.12.2015
		davon mit einer Restlaufzeit			davon mit einer Restlaufzeit
---	---	---	---	---	---	---
in T€	Gesamtbetrag	bis 1 Jahr	1 bis 5 Jahre	Gesamtbetrag	bis 1 Jahr	1 bis 5 Jahre
---	---	---	---	---	---	---
Anleihen	21.000	8.000	13.000	27.530	6.600	20.930
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2	2	0	6	6	0
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	644	644	0	1.004	1.004	0
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	18.069	3.454	14.615	13.818	1.493	12.325
davon aus Lieferungen und Leistungen	217	217	0	205	205	0
Sonstige Verbindlichkeiten	5.558	5.558	0	11.922	11.893	29
davon aus Steuern	4.816	4.816	0	10.839	10.839	0
davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	28	28	0	25	25	0
	45.274	17.659	27.615	54.281	20.997	33.284

Verbindlichkeiten mit Laufzeiten von mehr als fünf Jahren waren weder im Berichts- noch im Vorjahreszeitraum bilanziert. Die im Verbindlichkeitenspiegel ausgewiesenen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sind vollständig besichert durch die Abtretung von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen. Mit Kontokorrentguthaben besicherte Bankdarlehen in Höhe von T€ 10.176 (Vorjahr T€ 453) wurden im Geschäftsjahr mit den entsprechenden Guthabenkonten saldiert.

Anleihen

Die Energiekontor AG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1KQ27 im Jahr 2011 eine in 6.600 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.600 ausgegeben. Die Anleger erhielten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe wurde zum Zeitpunkt der Fälligkeit, am 30. April 2016, in Höhe des Nennwerts zurückgezahlt.

Unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1PGX7 wurde in den Jahren 2012 und 2013 eine weitere in 8.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 8.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist vollumfänglich am 30. September 2017 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr in Höhe von T€ 8.000.

Im Jahr 2013 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1R029 eine weitere in 7.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 7.000 ausgegeben, die ebenfalls in voller Höhe gezeichnet wurde. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Juli 2018 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr mit T€ 7.000.

Im Jahr 2015 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1611S eine weitere in 6.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 5,25 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Januar 2021 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag mit T€ 6.000 (Vorjahr T€ 5.930).

Das Gesamtvolumen der Anleihen valutiert zum Bilanzstichtag demnach in einem Umfang von T€ 21.000 (Vorjahr T€ 27.530). Die vorstehenden Teilschuldverschreibungen und die Zinsansprüche sind für die gesamte Laufzeit der jeweiligen Anleihen in jeweils einer Inhaber-Sammelschuldverschreibung verbrieft, die bei der Clearstream Banking AG, Frankfurt, hinterlegt ist. Die Anleihen enthalten keine Wandlungsrechte oder andere Eigenkapitalelemente und sind frei handelbar. Eine Kündigung vor Fälligkeit ist durch die Emittentin mit einer Frist von acht Wochen zum Ende des Quartals möglich, eine Kündigung durch die Anleihegläubiger jedoch nur bei Einstellung der Zahlungen, bei Zahlungsunfähigkeit oder Insolvenz der Emittentin.

6. Haftungsverhältnisse

Am 31. Dezember 2016 bestanden befristete und unbefristete Bürgschaften der Energiekontor AG in Höhe von T€ 6.081 (Vorjahr T€ 7.937). Davon entfallen auf Bürgschaften zugunsten konzernzugehöriger Gesellschaften T€ 3.581 (Vorjahr T€ 637).

Wie in der Vergangenheit wird das Risiko einer Inanspruchnahme aus den Bürgschaften aufgrund der guten Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der betreffenden Unternehmen als gering eingeschätzt.

Die Energiekontor AG bleibt in vier Fällen optional verpflichtet, Anteile an drei inländischen Windparkbetreibergesellschaften in Höhe von bis zu 10 Prozent und Anteile an einer ausländischen Windparkbetreibergesellschaft in Höhe von bis zu 20 Prozent des Festpreises der ursprünglichen Errichtungsverträge in den Jahren 2025 bis 2029 zurückzukaufen. Im Falle der zukünftigen Ausübung der Option durch die Windparkbetreibergesellschaften erwachsen der Gesellschaft ggf. Auszahlungsverpflichtungen, die Ende des Jahres 2025 in Höhe von T€ 1.537 und in den Jahren nach 2028 in Höhe von T€ 2.449 fällig werden können. Angegeben sind jeweils die maximal fälligen Nominalwerte, deren heutiger Barwert entsprechend den Laufzeiten deutlich geringer ausfällt.

Im Falle der Optionsausübung wird die Gesellschaft im Gegenzug zu den Zahlungen jedoch jeweils die Kommanditanteile an diesen Windparkbetreibergesellschaften übernehmen. Da die Gesellschaft von der vollständigen Werthaltigkeit der Anteile zu den angebotenen Konditionen ausgeht, werden Risiken aus solchen Rückkäufen nicht erwartet.

Aus Kommanditbeteiligungen bestehen Haftungsverhältnisse im Sinne der §§ 171 Abs. 1 und ggf. nach 172 Abs. 4 HGB. Die Haftungsbeträge nach § 171 Abs. 1 HGB resultieren aus dem jeweiligen Unterschied zwischen der ins Handelsregister eingetragenen Hafteinlage einerseits und der darauf tatsächlich eingezahlten Einlage andererseits.

Nachfolgende Übersicht zeigt die insoweit aus den Kommanditbeteiligungen bestehenden Haftungsverhältnisse.

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	Kommanditeinlagen
in T€	laut Gesellschaftsvertrag	ins Handelsregister eingetragen	darauf eingezahlt	Haftung i. S. d. § 171 HGB
---	---	---	---	---
Gesamtbeträge	87.654	87.654	32.781	54.872

Gegenüber Tochter-Kapitalgesellschaften bestehen (nicht eingeforderte) Einzahlungsverpflichtungen aus zum Bilanzstichtag noch nicht geleisteten Einlagen in Höhe von T€ 313.

Aufgrund der planmäßigen Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaften ist mit einer Haftungsinanspruchnahme nicht zu rechnen.

7. Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen aus Mietverträgen für die Geschäftsräume in Bremen, Bremerhaven sowie die weiteren in- und ausländischen Niederlassungen sowie aus Leasingverträgen für Fahrzeuge, Mobiliar und EDV-Hard- und Software.

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in T€	2017	2018-2021
aus Mietverträgen	343	73
aus Wartungs- und Serviceverträgen	46	155
aus Leasingverträgen	123	118
Sonstige finanzielle Verpflichtungen	512	346

8. Passive latente Steuern

Nach dem bilanzorientierten "temporary-concept" sind aktive und passive latente Steuern auch für quasi-permanente Differenzen zwischen Bilanzpositionen der Handels- und der Steuerbilanz anzusetzen und in einer eigenständigen Bilanzposition auszuweisen. Hierunter fallen insbesondere die unterschiedlichen Bewertungen der Beteiligungen an Tochtergesellschaften in Handels- und Steuerbilanz. Aktive latente Steuern auf Verlustvorträge sind ebenfalls zu berücksichtigen, soweit ihre Verursachung mit der Entstehung passiver latenter Steuern ursächlich in Zusammenhang steht. Ansonsten werden aktive latente Steuern auf Verlustvorträge nur insoweit ausgewiesen, als eine Verrechnung innerhalb der nächsten fünf Geschäftsjahre erwartet werden kann.

Zum Bilanzstichtag ergeben sich folgende latente Steueransätze:

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	31.12.2016
in T€	Aktive latente Steuern	Passive latente Steuern
---	---	---
Bewertungsunterschiede Beteiligungen, Ausleihungen, Forderungen gegenüber Tochtergesellschaften	230	8.509
Verlustvorträge	697	0
Zwischensumme vor Saldierung	927	8.509
Saldierungsfähige Beträge	-927	-927
Latente Steuern (nach Saldierung)	0	7.582

Hierfür wurden folgende zum Zeitpunkt der Auflösung zu erwartende Steuersätze angewandt:

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in %	2016 v. H.	2015 v. H.
Gewerbesteuer	14,00	14,00
Körperschaftsteuer und Solidaritätszuschlag	15,83	15,83

Zum Bilanzstichtag sind in die Bildung der vorstehend ausgewiesenen aktiven latenten Steuern für Verlustvorträge, mit deren Nutzung innerhalb der folgenden fünf Geschäftsjahre zu rechnen ist, Bemessungsgrundlagen für die Gewerbesteuer von T€ 0 und verrechenbare Verluste aus Tochtergesellschaften für die Körperschaftsteuer von T€ 4.405 eingeflossen. Verlustvorträge, für die die Voraussetzungen für die Bilanzierung aktiver latenter Steuern nicht gegeben sind, bestehen nicht.

IV. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Gewinn- und Verlustrechnung angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€.

Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren erstellt worden.

1. Umsatzerlöse

Die Umsätze werden im Wesentlichen im Inland erbracht. In den Umsatzerlösen sind alle zum Bilanzstichtag erbrachten Leistungen enthalten. Hierbei handelt es sich vorwiegend um Honorare für Planungsleistungen, Erlöse aus dem Verkauf von Anteilen an Windparkbetreibergesellschaften sowie konzerninterne Erlöse für die Verwaltungsarbeit und Personalgestellung.

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in T€	2016	2015
Erlöse aus
Errichtung, Planung, Vertrieb	46.874	23.830
Verwaltung, Personalgestellung	4.566	5.015
Buchführung	209	211
Erlöse	51.649	29.056

Die Umsatzerlöse wurden entsprechend der Neudefinition des § 277 Abs. 1 HGB in der Fassung des BilRUG erfasst. Ohne Anwendung des BilRUG wären die Umsatzerlöse im Berichtsjahr um T€ 95 niedriger ausgefallen.

2. Sonstige betriebliche Erträge

Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt zusammen.

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in T€	2016	2015
Auflösung von Rückstellungen	1.836	32
Erträge aus Währungsumrechnungen	883	0
Erträge aus Wertaufholungen im Finanzanlagevermögen (Zuschreibungen)	514	94
Übrige betriebliche Erträge	57	48
Versicherungsentschädigungen	17	19
Sachkostenerstattungen und Umlagen	0	95
Sonstige betriebliche Erträge	3.307	286

In den sonstigen betrieblichen Erträgen sind als wesentliche periodenfremde Erträge die Auflösung von Rückstellungen sowie die Erträge aus Wertaufholungen im Finanzanlagevermögen (Zuschreibungen) zu nennen.

3. Materialaufwand

Die Aufwendungen für bezogene Leistungen im Zusammenhang mit der Windparkprojektplanung (Gutachten, Planungskosten, öffentliche Gebühren usw.) betragen im Geschäftsjahr T€ 6.969 (Vorjahr T€ 5.318).

4. Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten im Wesentlichen Rechts- und Beratungskosten, Prozesskosten, allgemeine Verwaltungskosten, projektbezogene Aufwendungen sowie Werbe- und ähnliche Kosten.

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in T€	2016	2015
Verwaltung und übrige Kosten	1.355	1.339
Rechts- und Beratungskosten, Prozesskosten	963	1.278
Projektbezogene Aufwendungen	868	678
Raumkosten	468	453
Vertriebskosten	450	557
Versicherungen, Gebühren, Beiträge	262	286
Reisekosten Arbeitnehmer	69	76
Aufwendungen aus Kursdifferenzen	0	201
Sonstige betriebliche Aufwendungen	4.435	4.867

5. Erträge und Aufwendungen aus Ergebnisabführungsverträgen verbundener Unternehmen

Die Erträge resultieren aus der Ergebnisabführung der mit einem Gewinnabführungs- und Beherrschungsvertrag mit der Gesellschaft verbundenen Tochtergesellschaft Energiekontor Infrastruktur und Anlagen GmbH.

6. Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens

Hier sind die aus den langfristigen Ausleihungen gegenüber den Tochtergesellschaften erzielten Zinserträge ausgewiesen.

7. Abschreibungen auf Finanzanlagen

Abschreibungen auf Anteile an Tochtergesellschaften waren im Berichtsjahr in Höhe von T€ 3.768 vorzunehmen (Vorjahr T€ 0).

8. Zinsergebnis

Das Zinsergebnis entwickelte sich wie folgt:

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in T€	2016	2015
Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	576	728
davon von verbundenen Unternehmen	261	728
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	99	550
davon von verbundenen Unternehmen	37	56
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-1.733	-1.696
davon an verbundene Unternehmen	-125	-116
Zinsergebnis	-1.058	-418

9. Steuern vom Einkommen und Ertrag

Für das Geschäftsjahr 2016 ergibt sich für den Organkreis eine Gesamtsteuerbelastung (Körperschaft- und Gewerbesteuer) in Höhe von T€ 10.905 (Vorjahr T€ 9.154). Dieser Steueraufwand betrifft in Höhe von T€ 10.478 (Vorjahr T€ 7.819) das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit und in Höhe von T€ 20 (Vorjahr T€ 11) Steuerzahlungen für frühere Jahre. Der Gesamtaufwand setzt sich wie folgt zusammen:

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in T€	2016	2015
Tatsächlicher Steueraufwand	10.498	7.830
Latenter Steueraufwand	407	1.324
Steueraufwand	10.905	9.154

V. Sonstige Angaben

1. Mitarbeiter

Im Geschäftsjahr wurden bei der Energiekontor AG ohne Berücksichtigung der Auszubildenden im Jahresdurchschnitt 117 (Vorjahr 113) Angestellte beschäftigt.

2. Organmitglieder und -bezüge, Anteilsbesitz

2.1. Vorstand

Mitglieder des Vorstands waren während des Geschäftsjahres:

―	Dipl.-Kaufm. Peter Szabo, Kaufmann, Oldenburg
―	Dipl.-Ing. Günter Eschen, Ingenieur, Saterland

Jedes Vorstandsmitglied vertritt die Gesellschaft gemeinsam mit einem anderen Vorstandsmitglied oder einem Prokuristen. Die Befreiung von den Beschränkungen des § 181 BGB ist erteilt.

Die Mitglieder des Vorstands erhielten im Geschäftsjahr 2016 Gesamtbezüge für ihre Tätigkeit in Höhe von T€ 873 (Vorjahr T€ 624). Der variable Anteil hiervon beträgt T€ 344 (Vorjahr T€ 192). Auf den Vergütungsbericht im Lagebericht wird im Übrigen verwiesen.

In der ordentlichen Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 wurde beschlossen, von der in den §§ 286 Abs. 5, 314 Abs. 3 HGB vorgesehenen Opt-out-Möglichkeit Gebrauch zu machen. Auf Grundlage dieses Beschlusses ist die in § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB sowie § 314 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB geregelte Offenlegung der Bezüge jedes einzelnen Vorstandsmitglieds in den Jahresabschlüssen und Konzernabschlüssen der Gesellschaft für die Geschäftsjahre bis einschließlich 2020 entbehrlich.

2.2. Aufsichtsrat

Mitglieder des Aufsichtsrats waren:

―

Dipl.-Wirtsch.-Ing. Dr. Bodo Wilkens,

Ingenieur, Darmstadt, Vorsitzender

Herr Dr. Wilkens bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft:

―	Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen (Vorsitz)

―

Günter Lammers,

Kaufmann, Geestland, stellvertretender Vorsitzender Herr Lammers bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft:

―	Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen

―

Dipl.-Volkswirt Darius Oliver Kianzad,

Unternehmensberater, Essen

Herr Kianzad bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft:

―	Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen

Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben im Berichtsjahr wie im Vorjahr T€ 90 an Aufsichtsratsvergütungen bezogen. Die Aufsichtsratsmitglieder Dr. Wilkens und Lammers haben daneben Beraterverträge mit der Gesellschaft abgeschlossen, die ein jährliches Honorar in Höhe von jeweils T€ 60 wie im Vorjahr vorsehen.

2.3. Beteiligungsbesitz der Organmitglieder

Die Organmitglieder waren am 31. Dezember 2016 wie folgt an der AG beteiligt:

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Name, Funktion	Aktien Stück
Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender)	4.184.335
Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender)	4.187.974

2.4. Sonstiges

Die Mitglieder von Organen der Energiekontor AG sowie alle Organe der verbundenen Unternehmen im In- und Ausland werden von der Energiekontor AG beziehungsweise den verbundenen Unternehmen von Ansprüchen Dritter im gesetzlich zulässigen Rahmen freigestellt. Zu diesem Zweck unterhält die Gesellschaft eine Vermögensschaden-Haftpflicht-Gruppenversicherung für Organmitglieder und Geschäftsführer des Energiekontor-Konzerns. Sie wird jährlich abgeschlossen beziehungsweise verlängert. Die Versicherung deckt das persönliche Haftungsrisiko für den Fall ab, dass der Personenkreis bei Ausübung seiner Tätigkeit für Vermögensschäden in Anspruch genommen wird.

Im Geschäftsjahr wurden keine Geschäfte zu marktunüblichen Bedingungen mit nahestehenden Personen getätigt.

Weder Organmitgliedern noch deren Angehörigen wurden Vorschüsse oder Kredite gewährt.

3. Angaben zu Tochtergesellschaften

Tz VI. des Anhangs enthält eine Aufstellung zu den Unternehmen, an denen die Energiekontor AG unmittelbar oder mittelbar mehrheitlich beteiligt ist (Tochtergesellschaften bzw. verbundene Unternehmen gemäß § 271 Abs. 2 HGB).

4. Honorar für die Prüfung des Jahres- und des Konzernabschlusses

Das Honorar für die Prüfung des Jahresabschlusses der Energiekontor AG unter Einbeziehung der Buchführung und des Lageberichts sowie das gemäß § 91 Abs. 2 AktG einzurichtende Überwachungssystem für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2016 sowie für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Lageberichts nach IFRS-Grundsätzen beträgt T€ 100 (Vorjahr T€ 100) sowie für weitere Beratungstätigkeiten T€ 0 (Vorjahr T€ 14).

5. Erklärung nach § 161 AktG

Der Vorstand und der Aufsichtsrat der Energiekontor AG haben im April 2016 die Erklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex im Sinne von § 161 AktG abgegeben und sie den Aktionären im Wege der Veröffentlichung auf der Homepage der Gesellschaft (www.energiekontor.de) im Internet zugänglich gemacht.

6. Offenlegung

Der Jahresabschluss des Vorjahres wurde am 16. August 2016 im Bundesanzeiger offengelegt.

7. Befreiungswahlrechte nach §§ 264 Abs. 3 bzw. 264 b HGB

In Anwendung der §§ 264 Abs. 3 bzw. 264 b HGB verzichten die Tochtergesellschaften, die in den Konzernabschluss im Wege der Vollkonsolidierung einbezogen werden und die weiteren gesetzlichen Voraussetzungen erfüllen, auf die Offenlegung ihrer Jahresabschlussunterlagen.

Die Energiekontor AG hat der Befreiung zugestimmt. Die entsprechenden Beschlüsse werden nach § 325 HGB im Bundesanzeiger offengelegt. Die befreiten Tochtergesellschaften sind im Konzernabschluss angeführt.

8. Nachtragsbericht

In der ersten Ausschreibungsrunde des Jahres im Februar 2017 hat Energiekontor insgesamt zum dritten Mal seit Beginn der Pilotphase im Jahr 2015 einen Zuschlag für ein Solarprojekt erhalten. Es handelt sich dabei um einen Solarpark in Brandenburg für eine Kapazität von 5,5 MWp.

Darüber hinaus konnte Energiekontor im Februar und März 2017 die Kreditvalutierungen, also die Finanzierungszusage, für drei genehmigte Windparks in drei verschiedenen Schwerpunktregionen erhalten. Dies sind zum einen das Projekt Niederzier (8,25 MW) in Nordrhein-Westfalen, das Projekt Hammelwarder Moor (10,2 MW) in Niedersachsen und die Anlage Luckow-Petershagen II (2,75 MW) in Brandenburg. Alle drei Anlagen befinden sich derzeit im Bau.

Ende März 2017 konnte außerdem die Windkraftanlage Klein Woltersdorf (2,4 MW) in Betrieb genommen werden.

9. Gewinnverwendungsvorschlag

Unter Berücksichtigung des Gewinnvortrags von € 11.722.528,00, der erfolgten Dividendenzahlung von € 11.681.591,21 und des Jahresüberschusses in Höhe von € 28.652.644,17 sowie der Einstellungen in die Gewinnrücklagen in Höhe von € 14.000.000,00 ergibt sich ein Bilanzgewinn der Energiekontor AG von € 14.693.580,96. Zum 31. Dezember 2016 sind die ausgegebenen 14.592.075 Aktien dividendenberechtigt.

Vorstand und Aufsichtsrat schlagen vor, aus dem Bilanzgewinn für das Geschäftsjahr 2016 in Höhe von € 14.693.580,96

a) einen Betrag von € 11.722.528,00 zur Zahlung einer Dividende von € 0,80 je dividendenberechtigter Stückaktie zu verwenden und

b) den aus der Dividendenausschüttung gemäß lit. a) auf eigene Aktien rechnerisch entfallenden Betrag sowie den verbleibenden Restbetrag in Höhe von insgesamt € 2.971.052,96 in die Gewinnrücklagen einzustellen.

Die Ausschüttung entspricht einer Dividende von € 0,80 je Stückaktie auf das gezeichnete Kapital von € 14.653.160,00, eingeteilt in 14.653.160 Stückaktien.

VI. Anteilsbesitz

Unmittelbarer und mittelbarer Beteiligungsbesitz der Energiekontor AG

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Name der Gesellschaft	Anteile in %	Ergebnis 2016 in T€2)	Eigenkapital 31.12.2016 in T€1)
Construtora da nova Energiekontor - Parquet Eólicos, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal4)	100,0 %	-3	67
CuxlandSolar UG (haftungsbeschränkt) i.L., Bremerhaven	100,0 %	-1	-4
EER GbR, Worpswede7)	28,6 %	0	100
EK HDN Projektentwicklung GmbH & Co. KG, Bremen5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor - WSB - GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	483	-303
Energiekontor Anlagen GmbH & Co. Offshore KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Borkum Riffgrund West GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor BRW Infrastruktur GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor BRW Standort GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	16	165
Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	147	288
Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	90	246
Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	55	155
Energiekontor Finanzanlagen V GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	-1
Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	218	946
Energiekontor Finanzierungsdienste II GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	1
Energiekontor Finanzierungsdienste III GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor Finanzierungsdienste IV GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor Finanzierungsdienste V GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor Finanzierungsdienste VI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor Finanzierungsdienste-Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	-1
Energiekontor Guardao GmbH & Co. WP GU KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Guardao GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-6
Energiekontor III Energias Alternativas, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal4)	100,0 %	129	-39
Energiekontor Infrastruktur Solar GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	188	205
Energiekontor Infrastruktur und Anlagen GmbH, Bremerhaven3,4)	100,0 %	0	26
Energiekontor Innovations GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-25	16
Energiekontor Mafomedes GmbH & Co. WP MF KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-944	-25
Energiekontor Mafomedes GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor Mafomedes ÜWP MF GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-818	185
Energiekontor Management 1 GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	6
Energiekontor Management GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-57	315
Energiekontor Management Hagen 1 GmbH, Hagen4)	100,0 %	-3	6
Energiekontor Management Hagen GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	18	18
Energiekontor Montemuro GmbH & Co. WP MONT KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-95	-3.354
Energiekontor Montemuro GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	34
Energiekontor NL B.V., Bremerhaven4)	100,0 %	-4	1
Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen4)	100,0 %	-3	43
Energiekontor Ocean Wind GmbH & Co. Projektentwicklungs KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ocean Wind Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	8
Energiekontor Offshore Anlagen GmbH, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	10
Energiekontor Offshore Bau GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Offshore Bau GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	7
Energiekontor Offshore GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	18
Energiekontor Offshore Management GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem I KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	4.479
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	2.193
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP 4 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-127	1.570
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP BD KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-375	-1.243
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Elni KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP GEL KG, Hagen5)	100,0 %	-17	-1.818
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5)	88,5 %	1	-1.550
Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Nordergründe KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Ökofonds GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	30
Energiekontor Ökowind 11 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökowind 7 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-9	-8
Energiekontor Ökowind 8 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökowind 9 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Ökowind GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor OWP Nordergründe I GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Penedo Ruivo GmbH & Co. WP PR KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-428	-4.495
Energiekontor Penedo Ruivo GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	41
Energiekontor Portugal - Energia Eólica Lda., Lissabon, Portugal4)	99,0 %	-333	1.806
Energiekontor Portugal Marao GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-315	-3.516
Energiekontor Portugal Marao GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	36
Energiekontor Portugal Trandeiras GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	1	45
Energiekontor Schönberg GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-4
Energiekontor Seewind GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	8
Energiekontor Sobrado GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	25
Energiekontor Solar 1 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 2 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 3 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 4 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar 5 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Solar Bau GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	6
Energiekontor Solar GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-2
Energiekontor UK BU GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor UK Construction Ltd., Leeds, Großbritannien	100,0 %	-1.883	4.515
Energiekontor UK FM GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	2	51
Energiekontor UK GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	0	44
Energiekontor UK HY 2 GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4
Energiekontor UK HY GmbH & Co. WP Hyndburn KG, Bremerhaven5)	100,0 %	5.047	5.410
Energiekontor UK HY GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	-5
Energiekontor UK LI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	0
Energiekontor UK Ltd., Leeds, Großbritannien	100,0 %	-3.185	6.214
Energiekontor UK NR GmbH, Hagen4)	100,0 %	-2	7
Energiekontor UK PE GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	10
Energiekontor UK WI GmbH & Co. Withernwick KG, Bremerhaven5)	100,0 %	426	3.253
Energiekontor UK WI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	-5
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. Ökologische Wohn-Immobilien KG i.L., Bremerhaven5)	62,4 %	208	0
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP BRI KG, Bremerhaven5)	100,0 %	23	-1.128
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP DE KG, Bremerhaven5)	100,0 %	4.061	-1.624
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP GRE II KG, Bremerhaven5)	96,2 %	1.417	537
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SCHLO KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-65	-615
Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SIE X KG, Bremerhaven5)	100,0 %	47	-942
Energiekontor Umwelt GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	19
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 1 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 2 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	-1
Energiekontor Windfarm GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-4	3
Energiekontor Windfarm ÜWP ALU GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-264	-837
Energiekontor Windfarm ÜWP SCHLUE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	-1
Energiekontor Windfarm ZWP THÜ GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-1.347	-2.658
Energiekontor Windinvest 22 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest 24 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest 25 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP KRE KG, Hagen5)	100,0 %	-578	-1.960
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP LE KG, Hagen5)	100,0 %	-265	-624
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP BE KG, Hagen5)	100,0 %	-62	-333
Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP Langendorf KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiekontor Windinvest GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	0
Energiekontor Windkraft GmbH & Co. WP NL KG, Bremerhaven5)	51,3 %	332	151
Energiekontor Windkraft GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-30	207
Energiekontor Windpark BRW 1 GmbH & Co. WP I KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpark BRW 2 GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpark GmbH & Co. Giersieben KG, Hagen5)	100,0 %	-1.032	-3.324
Energiekontor Windpark Nordergründe 1 GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpark Nordergründe GmbH i.L., Bremerhaven4)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-100	-555
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP B KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	13
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP ENG KG, Hagen5)	100,0 %	-233	-1.304
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP GRE II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-47	389
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN II KG, Hagen5)	100,0 %	121	-760
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN KG, Hagen5)	100,0 %	241	-1.987
Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP OE-Osterende KG, Hagen5)	100,0 %	35	-1.572
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 20 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP BRIEST II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-3	-648
Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP KJ KG, Hagen5)	100,0 %	-159	-23
Energiekontor Windpower GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-5
Energiekontor Windpower Improvement GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-242	294
Energiekontor Windregion GmbH, Hagen4)	100,0 %	-2	6
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. UW Uthlede-Süd KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-15	-45
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP HW KG, Hagen5)	100,0 %	-873	-3.541
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP KRE II KG, Hagen5)	100,0 %	-239	-1.028
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 2 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	159	0
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-40	-115
Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ZWP HÖ KG, Hagen5)	100,0 %	-280	-1.115
Energiekontor Windstrom GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	4
Energiekontor Windstrom ÜWP SCHWA GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-25	-89
Energiekontor Windstrom ZWP PR GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	-181	-487
Energiekontor WPI GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	6
Energiepark Beerfelde GmbH & Co. WP BF II KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Bramstedt GmbH & Co. WP BRA KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Bultensee WP BULT GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Casekow WP LUPE II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Debstedt 2 RE WP DE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	-1
Energiepark Eggersdorf GmbH & Co. WP EGG KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Erfstadt-Erp I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Erfstadt-Erp II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Flögeln Stüh GmbH & Co. WP FLÖ KG, Bremerhaven5)	100,0 %	322	1.039
Energiepark Garzau-Garzin SP GG GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hammelwarder Moor BGWP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hammelwarder Moor WP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hemelingen WP HEM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Hürth-Barbarahof WP HB GmbH & Co. KG, Bremerhaven 5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Jacobsdorf WP Jaco GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Karstädt SP KA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Klein Woltersdorf WP KW GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-185	-185
Energiepark Krempel GmbH & Co. RE WP KRE KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Kreuzau WP ST GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-4	-2
Energiepark Niederzier WP ST I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Niederzier WP ST II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Odisheim GmbH & Co. WP ODI KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Passow WP Briest III GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-2	-1
Energiepark Solar GmbH & Co. SP Berlin KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Solar GmbH & Co. SP Worms KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark Stinstedt WP STIN GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Uckerfelde WP HOGÜ II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-9	-9
Energiepark UK GA GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	1
Energiepark UK NR GmbH & Co. KG, Hagen5)	100,0 %	0	-1
Energiepark UK PE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	75,0 %	0	0
Energiepark UK WP HY II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark Waldenrath WP HE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-2	-3
Energiepark Winterberg-Altenfeld WP WA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	-1	0
Energiepark WP Bützfleth GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Energiepark WP Völkersen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Hafen Wind Hamburg GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
Infrastrukturgemeinschaft Flögeln GbR, Bremerhaven6)	50,0 %	0	0
Infrastrukturgesellschaft Hohengüstow GbR, Bremerhaven5)	100,0 %	0	-6
Netzanschluss Badingen GbR, Bremerhaven6)	37,3 %	-78	280
Netzanschluss Mürow Oberdorf GbR, Bremerhaven6)	30,2 %	-95	15
Netzanschluß Stadorf GbR, Cuxhaven6)	50,0 %	0	1.064
Nordergründe Treuhand GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-1	5
WeserSolar UG (haftungsbeschränktl, Bremerheven	100,0 %	-1	-4
Windpark Flögeln GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-3	-1
Windpark Wachtendonk-Wankum WP WAW GmbH & Co. KG, Bremerhaven5)	100,0 %	0	0
WPS-Windkraft GmbH, Bremerhaven4)	100,0 %	-2	4

1) Handelsrechtliches Eigenkapital

2) Handelsrechtliches Jahresergebnis, ggf. nach Durchführung des Ergebnisabführungsvertrags (EAV) mit der Energiekontor AG

3) Mit diesen Gesellschaften hat die Energiekontor AG einen Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrag geschlossen.

4) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist

5) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH & Co. KG bzw. UG & Co. KG, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist

6) Gemeinschaftsunternehmen (joint operation)

7) Assoziiertes Unternehmen, Bilanzierung at equity

Bremen, 30. März 2017

Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender

Günter Eschen, Vorstand

Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers

Wir haben den Jahresabschluss - bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung sowie Anhang - unter Einbeziehung der Buchführung und den Lagebericht der Energiekontor AG, Bremen, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2016 geprüft. Der Lagebericht wurde mit dem Konzernlagebericht der Energiekontor AG zusammengefasst. Die Buchführung und die Aufstellung von Jahresabschluss und zusammengefasstem Lagebericht nach den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften und den ergänzenden Bestimmungen der Satzung liegen in der Verantwortung der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Jahresabschluss unter Einbeziehung der Buchführung und über den zusammengefassten Lagebericht abzugeben.

Wir haben unsere Jahresabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Jahresabschluss unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung und durch den zusammengefassten Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der Gesellschaft sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben in Buchführung, Jahresabschluss und zusammengefasstem Lagebericht überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Jahresabschluss den gesetzlichen Vorschriften und den ergänzenden Bestimmungen der Satzung und vermittelt unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft. Der zusammengefasste Lagebericht steht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den gesetzlichen Vorschriften, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Stuttgart, den 30. März 2017

**PKF Deutschland GmbH

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft**

Martin Wulf, Wirtschaftsprüfer

Daniel Scheffbuch, Wirtschaftsprüfer

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Hinweis zu Pro-forma-Kennzahlen (EBIT, EBITDA, Cashflow)

Die in diesem Bericht verwendeten Ergebnisgrößen EBIT und EBITDA sowie die Kennzahl Cashflow sind Beispiele sogenannter Pro-forma-Kennzahlen. Pro-forma-Kennzahlen sind nicht Bestandteil der nationalen Rechnungslegungsvorschriften, des HGB oder der internationalen Rechnungslegungsvorschriften nach den International Financial Reporting Standards (IFRS). Da andere Unternehmen mangels Legaldefinitionen dieser Begriffe die von der Energiekontor-Gruppe dargestellten Pro-forma-Kennzahlen möglicherweise nicht auf die gleiche Weise berechnen, sind die Pro-forma-Angaben der Energiekontor-Gruppe nur eingeschränkt mit so oder ähnlich benannten Angaben anderer Unternehmen vergleichbar. Die in diesem Geschäftsbericht genannten Pro-forma-Kennzahlen sollten daher nicht isoliert als Alternative zum Betriebsergebnis, Jahresüberschuss, Konzernüberschuss oder sonstigen ausgewiesenen Kenngrößen der Energiekontor-Gruppe betrachtet werden.

Disclaimer

Der vorliegende Bericht enthält zukunftsorientierte Aussagen. Dies sind Aussagen, die keine historischen Tatsachen darstellen, einschließlich Aussagen über Erwartungen und Ansichten des Managements der Energiekontor AG. Diese Aussagen beruhen auf gegenwärtigen Plänen, Einschätzungen und Prognosen des Managements der Gesellschaft. Anleger sollten sich nicht uneingeschränkt auf diese Aussagen verlassen. Zukunftsorientierte Aussagen stehen im Kontext ihres Entstehungszeitpunkts und ihres Entstehungsumfelds. Die Gesellschaft übernimmt keine Verpflichtung, die in diesem Bericht enthaltenen zukunftsorientierten Aussagen aufgrund neuer Informationen oder zukünftiger Ereignisse zu aktualisieren. Unberührt hiervon bleibt die Pflicht der Gesellschaft, ihren gesetzlichen Informations- und Berichtspflichten nachzukommen. Zukunftsorientierte Aussagen beinhalten immer Risiken und Ungewissheiten. Eine Vielzahl von Faktoren kann dazu führen, dass die tatsächlich eingetretenen und in Zukunft eintretenden Ereignisse erheblich von den im Bericht enthaltenen zukunftsorientierten Aussagen abweichen.

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