Annual Report (ESEF) • May 7, 2024
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Der 7C Solarparken-Konzern (im Folgenden kurz 7C Solarparken oder der Konzern genannt) hat als Tätigkeitsschwerpunkt den Verkauf von Strom aus Solar-/Windenergieanlagen, sowie den Erwerb, den Betrieb und die laufende Optimierung dieser Anlagen. Der Konzern erwirbt Bestandsanlagen oder entwickelt neue Standorte für Photovoltaik (PV)-Anlagen mit einem eigenen Entwicklungsteam und lässt diese in der Regel von Drittfirmen errichten. Gelegentlich tritt der Konzern auch als Generalunternehmer für eigene PV-Anlagen auf. Darüber hinaus verwaltet der Konzern sein im Eigentum befindliches Immobilienportfolio im sogenannten PV Estate, in dem sich eigene Grundstücke und Gebäude befinden, auf welchen Solaranlagen betrieben werden. Der Konzern baut seine Aktivitäten im PV Estate in Deutschland kontinuierlich aus. Die Betriebsführung von Anlagen von Drittinvestoren gehört seit 2019 zu den Aktivitäten des Konzerns. Diese Aktivität wurde durch die Vollkonsolidierung der GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG im Geschäftsjahr 2023 weiter zurückgefahren. Aufgrund des Wachstums des eigenen belgischen Portfolios wurde ebenfalls beschlossen, die Betriebsführungsaktivität für Drittinvestoren in Belgien prospektiv ab dem Geschäftsjahr 2024 zurückfahren. Zum 31. Dezember 2023 wurden noch 48,3 MWp PV-Bestandsanlagen vom Konzern betreut.
Die Konzernstruktur zum 31. Dezember 2023 stellt sich wie folgt dar: Mutterunternehmen des Konzerns ist die 7C Solarparken AG mit Sitz in Bayreuth. Sie nimmt die Funktion einer operativen Holdinggesellschaft wahr. Ihr obliegt die Steuerung im Rahmen eines aktiven Anlagenmanagements, die Finanzierung von Konzerngesellschaften sowie die kaufmännische und technische Betreuung der einzelnen Anlagen. Der Konzern bestand am Bilanzstichtag aus dem Mutterunternehmen sowie insgesamt 124 inländischen und 11 ausländischen Tochtergesellschaften. Die 7C Solarparken AG, Bayreuth, stellt in ihrer Funktion als oberstes Mutterunternehmen des Konzerns einen Konzernabschluss nach den Regelungen der IFRS sowie den ergänzenden Bestimmungen nach § 315e Abs. 1 in Verbindung mit Abs. 3 HGB auf.
7C Solarparken positioniert sich als unabhängiger Eigentümer/Betreiber von Solar- und Windkraftanlagen (Independent Power Producer oder kurz: IPP) mit der Einspeisung des generierten Stroms, hauptsächlich in Deutschland. Im zweit größten Markt in Belgien, wird in etwa die Hälfte des erzeugten Stroms an Gebäudenutzer und die andere Hälfte durch Einspeisung verkauft. Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) profitiert nahezu das gesamte deutsche Anlagenportfolio des Konzerns von festen Einspeisevergütungen für erneuerbare Energien über einen Zeitraum von 20 Jahren. Investments dieser Art erwirtschaften demzufolge planbare Cashflows. Da mit dem Jahr der Inbetriebnahme der geförderte Einspeisevergütungssatz (hiernach auch die „Einspeisevergütung“) festgelegt wird – bzw. im Falle einer Ausschreibung mit dem Zeitpunkt der Ausschreibungsbekanntgabe (schon vor Baubeginn) – sind Bestandsanlagen nicht von den zunehmenden Reduzierungen der Einspeisevergütungen für neue Anlagen bzw. von sinkenden Strompreisen betroffen. Wenn der von einer deutschen Erneuerbare-Energieanlage generierte Strom durch die freiwillige oder verpflichtende Direktvermarktung über die EEX-Strombörse veräußert wird, erhält der Konzern den Marktpreis für Solarstrom vom Direktvermarkter sowie die positive Differenz mit der Einspeisevergütung (hiernach auch „die Marktprämie“) vom Netzbetreiber. Da die Marktprämie nicht negativ werden kann, erhält der Konzern den höheren Wert zwischen Marktpreis und Einspeisevergütung. Für Solaranlagen, die freiwillig in der Direktvermarktung sind, gibt es darüber hinaus eine zusätzliche Förderung von EUR 4 je erzeugter MWh. Der Konzern ist durch den Umfang des Anlagenportfolios in der Lage, Strompreisswap-Vereinbarungen abzuschließen, um sich für üblicherweise ein bis zwei Jahre Strompreise zu sichern, die oberhalb der Einspeisevergütung der betreffenden Anlagen liegt.
Durch die im Anlageportfolio befindlichen Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von zusammen 5,9 MW und weiteren Investitionen in Windkraftanlagen bis 10 % des Gesamtportfolios sollen Schwankungen im Stromertrag des Konzerns verringert werden, d. h., dass schlechte Einstrahlungsjahre von der Produktion der Windkraftanlagen tendenziell gestützt, schlechtere Windverhältnisse hingegen tendenziell durch gute Einstrahlungsjahre kompensiert werden.
Die Kernkompetenz des Konzerns ist das professionelle Management von Solar- und Windkraftanlagen von der Akquisition und Finanzierung über den Betrieb bis hin zur Optimierung der Anlagen. Ein wesentlicher Bestandteil der Wertschöpfung ist die Ertragssteigerung durch technische und kaufmännische Optimierung der Solar- und Windkraftanlagen. Dabei achtet das Management darauf, dass die Solar- und Windkraftanlagen auch tatsächlich über ihre gesamte technische Nutzungsdauer unter Berücksichtigung einer effizienten Kostenstruktur betrieben werden können. Ziel ist es, die Anlagen während der Laufzeit der Einspeisevergütung und, soweit möglich, darüber hinaus in ihrer Substanz zu erhalten.
Finanzdaten:
2023-12-31
* Aktiva:
* Umlaufvermögen:
* Andere Forderungen und sonstige Vermögenswerte: 20.602.320 EUR
* Anlagevermögen:
* Sachanlagen: 346.178.304 EUR
* Finanzanlagen: 1.152.000 EUR
* Immaterielle Vermögenswerte: 3.472.642 EUR
* Passiva:
* Eigenkapital:
* Gezeichnetes Kapital: 16.181.938 EUR
* Kapitalrücklage: 61.882.407 EUR
* Gewinnrücklagen: 119.651.947 EUR
* Ergebnis andererensionieller Rücklagen: 2.346.766 EUR
* Rücklage für Währungsumrechnungsdifferenzen: 8.027.934 EUR
* Rücklage für Cashflow-Absicherungen: 759.863 EUR
* Gesamtes Eigenkapital: 208.850.855 EUR
* Fremdkapital:
* Finanzschulden: 232.336.276 EUR
* Sonstige Verbindlichkeiten: 39.512.188 EUR
* Rückstellungen: 2.024.379 EUR
* Gesamtes Fremdkapital: 273.872.843 EUR
| Unternehmen (Entity) | Datum (Date) | ISIN | Kennzahl (Measure) | Wert (Value) |
|---|---|---|---|---|
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Aktienanzahl (shares) | 16.181.938 | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Aktienanzahl (shares) | 16.181.938 | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Gezeichnetes Kapital (IssuedCapitalMember) | 16.181.938 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Kapitalrücklage (SharePremiumMember) | 61.882.407 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Eigene Anteile (TreasurySharesMember) | 0 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Rücklage für Währungsumrechnungsdifferenzen (ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember) | 8.027.934 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Rücklage für Cashflow-Absicherungen (ReserveOfCashFlowHedgesMember) | 759.863 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Gewinnrücklagen (RetainedEarningsMember) | 119.651.947 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Eigenkapital, das den Eigentümern der Muttergesellschaft zurechenbar ist (EquityAttributableToOwnersOfParentMember) | 208.850.855 EUR | |
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| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-12-31 | Gewinnrücklagen (RetainedEarningsMember) | 119.651.947 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-01-01 | Eigenkapital, das den Eigentümern der Muttergesellschaft zurechenbar ist (EquityAttributableToOwnersOfParentMember) | 208.850.855 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-12-31 | Nichtbeherrschende Anteile (NoncontrollingInterestsMember) | 0 EUR | |
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| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-12-31 | Eigene Anteile (TreasurySharesMember) | 0 EUR | |
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| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-12-31 | Gewinnrücklagen (RetainedEarningsMember) | 119.651.947 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-12-31 | Eigenkapital, das den Eigentümern der Muttergesellschaft zurechenbar ist (EquityAttributableToOwnersOfParentMember) | 208.850.855 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2023-12-31 | Nichtbeherrschende Anteile (NoncontrollingInterestsMember) | 0 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Gezeichnetes Kapital (IssuedCapitalMember) | 16.181.938 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Kapitalrücklage (SharePremiumMember) | 61.882.407 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Rücklage für Währungsumrechnungsdifferenzen (ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember) | 3.994.941 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Rücklage für Cashflow-Absicherungen (ReserveOfCashFlowHedgesMember) | 1.002.828 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Gewinnrücklagen (RetainedEarningsMember) | 103.827.569 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Eigenkapital, das den Eigentümern der Muttergesellschaft zurechenbar ist (EquityAttributableToOwnersOfParentMember) | 186.889.705 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Nichtbeherrschende Anteile (NoncontrollingInterestsMember) | 0 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-12-31 | Gewinnrücklagen (RetainedEarningsMember) | 103.827.569 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Eigenkapital, das den Eigentümern der Muttergesellschaft zurechenbar ist (EquityAttributableToOwnersOfParentMember) | 186.889.705 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-12-31 | Nichtbeherrschende Anteile (NoncontrollingInterestsMember) | 0 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Rücklage für Währungsumrechnungsdifferenzen (ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember) | 3.994.941 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Rücklage für Cashflow-Absicherungen (ReserveOfCashFlowHedgesMember) | 1.002.828 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-01-01 | Gezeichnetes Kapital (IssuedCapitalMember) | 16.181.938 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-12-31 | Gezeichnetes Kapital (IssuedCapitalMember) | 16.181.938 EUR | |
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| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-12-31 | Rücklage für Währungsumrechnungsdifferenzen (ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember) | 3.994.941 EUR | |
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| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-12-31 | Gewinnrücklagen (RetainedEarningsMember) | 103.827.569 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-12-31 | Eigenkapital, das den Eigentümern der Muttergesellschaft zurechenbar ist (EquityAttributableToOwnersOfParentMember) | 186.889.705 EUR | |
| 529900SUURYOXKCQ6Z90 | 2022-12-31 | Nichtbeherrschende Anteile (NoncontrollingInterestsMember) | 0 EUR |
Gelegentlich engagiert sich die 7C Solarparken bei Neubauprojekten auch in der Bauplanung, der Anschaffung der Hauptkomponenten (vor allem Module; Wechselrichter) sowie der Bauüberwachung, sodass der Konzern von der Wertschöpfung in der Projektentwicklungs- und Realisierungsphase profitieren kann. Der Konzern beteiligt sich auch an der Beschaffung von Komponenten für hauptsächlich eigene belgische Projekte, in die der Konzern seine deutschen Einkaufskonditionen einbringen kann. Weiterhin ist der Konzern seit 2019 sowohl in Deutschland als auch in Belgien in der Anlagen- und Fondsverwaltung für Drittinvestoren aktiv. Diese Aktivität bildet eine zusätzliche Einnahmequelle, und es kann ein Mehrwert durch Synergieeffekte beim Einkauf u. a. von technischen Dienstleistungen oder Versicherungen realisiert werden. Schließlich kann der Konzern den Fondsgesellschaften zusätzliche Dienstleistungen, z. B. Optimierungen anbieten.
Neben der Produktion und dem Verkauf von Strom zu fixen und regulierten Preisen an oft öffentliche und gewerbliche Abnehmer (z. B. Netzbetreiber, Energiehändler und lokale Konsumenten) erwirbt die 7C Solarparken im PV Estate Eigentum an Grundstücken und Gebäuden/Hallen in Bezug auf unternehmenseigene oder unternehmensfremde PV-Anlagen sowie neue Solarprojektentwicklungen. Diese Investitionen ermöglichen der Gesellschaft, die Einsparung von jährlichen Pachtkosten für die PV-Parks und gewährleisten eine Unabhängigkeit im Weiterbetrieb der PV-Anlage über die Laufzeit eines Pachtvertrages hinaus. Gelegentlich ermöglicht die PV Estate-Aktivität zusätzliche Mieteinnahmen von Drittkunden, welche Teile der konzerneigenen Grundstücke nutzen.
Der strategische Fokus des Geschäftsmodells liegt in der Größenordnung von PV-Anlagen zwischen 1 und 20 MWp, da dies die derzeitigen Maximalgröße für Teilnahmen am Ausschreibungsverfahren zum Erhalt einer Einspeisevergütung ist. In Zukunft jedoch erwartet der Konzern auch Solaranlagen in einer Leistungsklasse > 20 MWp, d.h. Anlagen, die ohne gesetzliche Vergütung, sondern mit einem Stromverkaufsvertrag (PPA), betrieben werden.
Zum Ende des Jahres 2023 summierte sich das Solar- und Windkraftanlagenportfolio auf eine Leistung von 465 MWp, davon waren 459 MWp Solaranlagen (98,7 % des Gesamtportfolios) und 6 MW Windkraftanlagen (1,3 % des Gesamtportfolios). Solaranlagen mit einer Leistung i. H. v. 20 MWp befanden sich jedoch noch im Erwerb, daher wird in der unterstehenden Beschreibung von einem Anlagenbestand von 439 MWp Solaranlagen und 6 MW Windkraftanlagen ausgegangen. Insgesamt befanden sich noch Solaranlagen mit einer Leistung von 27 MWp des Portfolios zum Jahresende 2023 im Bau. Das Gesamtportfolio generiert pro Jahr ungefähr 428 GWh elektrischer Energie. Dies reicht aus, um mehr als 122.000 Drei-Personen-Haushalte mit Strom zu versorgen. Dadurch werden pro Jahr rund 468.000 Tonnen CO2 eingespart.
Zum Bilanzstichtag betrieb 7C Solarparken 258 Solarparks (inklusiv diese die sich im Bau befinden) mit einer Gesamtkapazität von 438 MWp. Der Großteil des Portfolios an PV-Anlagen befindet sich in Deutschland (380 MWp). Dabei ist der Konzern vor allem in sonnenreichen Teilen der Bundesrepublik, nämlich in Bayern (153 MWp) und Sachsen-Anhalt (60 MWp) sowie auch in Mecklenburg-Vorpommern (37 MWp) präsent. Darüber hinaus besteht das Anlagenportfolio auch aus Dachanlagen in Belgien (58 MWp).
Das Portfolio verteilt sich auf folgende Standorte:
| Solaranlagen nach Region (Angaben in MWp) |
|---|
| Quelle: Eigene Darstellung |
Änderungen in der Zusammenstellung der geografischen Zuordnung des Anlagenportfolios (z. B. künftige Investitionen in weniger sonnenreiche deutsche und belgische Regionen) sowie der Anteil an – tendenziell suboptimal ausgerichteten – Dachanlagen im Portfolio können zu einer Verringerung des spezifischen Ertrags (kWh/kWp) sowie der Performance Ratio führen. Die durchschnittliche Größe der Solarparks liegt derzeit bei 1,7 MWp pro Anlage.
| Zusammensetzung des Solaranlagenportfolios nach Größe in MWp (links) und nach Typ (rechts) |
|---|
| Quelle: Eigene Darstellung |
Der Konzern verfügt in seinem Portfolio sowohl über solare Freiflächen als auch über Dachanlagen. Den größten Anteil an den Solaranlagen bilden die deutschen Freiflächenanlagen mit 67 %. Im Vergleich zu anderen größeren Solaranlagenbetreibern auf dem deutschen Markt hat der Konzern mit ca. 20 % des Gesamtportfolios einen relativ hohen Anteil an Dachanlagen in Deutschland im Bestand. Die Anlagen in Belgien machen 13 % des gesamten Solarportfolios aus. Dachanlagen sind zwar typischerweise operativ schwieriger zu betreiben und durch eine häufig suboptimale Ausrichtung der Module ertragsschwächer je installierter kW, erhalten dafür aber eine höhere Einspeisevergütung und haben oft auch eine bessere Chance auf einen guten Strompreis nach Ablauf des Einspeisevergütungszeitraums, da sich Stromverbraucher meist in unmittelbarer Nähe der Solaranlage befinden.
Das Windenergieportfolio des Konzerns besteht aus zwei im Jahr 2019 erworbenen und operativen Windkraftanlagen. Beide Anlagen liegen in einer windreichen Region in Rheinland-Pfalz. Die Gesamtkapazität der Anlagen liegt bei 5,9 MW. Während die Anlage Medard 2 (2,8 MW) 2016 in Betrieb genommen wurde und mit einer Turbine von General Electric ausgestattet ist, wird die 2015er Anlage Stetten 2 (3,1 MW) mit einer Vestas-Turbine betrieben.
Das IPP-Portfolio der 7C Solarparken stieg von 394 MWp zum Jahresende 2022 auf 445 MWp zum Jahresende 2023 an. Wie die folgende Grafik zeigt, ist das IPP-Portfolio insgesamt mit einer leicht geringeren Rate als in 2022 gewachsen.
| Portfoliowachstum (MWp) nach Quartal 2023 zu 2022 |
|---|
| Quelle: Eigene Darstellung |
Insgesamt wurden im Geschäftsjahr 2022 neue Anlagen mit einer Leistung von 52,6 MWp (i. VJ: 55,2 MWp) gekauft bzw. errichtet. Davon waren 35,7 MWp (i. VJ: 35,5 MWp) Freiflächenanlagen in Deutschland und 16,9 MWp Anlagen in Belgien (i. VJ.: 19,5 MWp), 26,6 MWp davon waren zum Jahresende 2023 noch nicht ans Stromnetz angeschlossen (i. VJ.: 36,5 MWp). Zusätzlich befand sich eine deutsche Freiflächenanlage von 20,0 MWp (i. VJ.: 10,0 MWp) noch im Erwerb (Kaufverträge unterschrieben, aber zum Bilanzstichtag noch nicht vollzogen).
Der Konzern hat im ersten Halbjahr eine Solaranlage mit einer Leistung von 2,3 MWp vertragsgemäß an einen Grundstückseigentümer veräußert.
Der Konzern verwaltet insgesamt 48,3 MWp, davon führt er die kaufmännische Verwaltung für insgesamt 41,5 MWp Solaranlagen in Deutschland und 6,8 MWp in Belgien aus.
| Verwaltete Solaranlagen nach Region |
|---|
| Quelle: Eigene Darstellung |
Das kaufmännische Management der deutschen Anlagen bezieht sich auf die Verwaltung von vier Fondsgesellschaften, die insgesamt zwölf solare Freiflächenanlagen mit einer Leistung von 41,5 MWp (i. VJ.: 62,8 MWp) betreiben. Die Solaranlagen befinden sich hauptsächlich an Standorten in Süd- und Ostdeutschland. Die Leistungsklasse der Solarparks bewegt sich zwischen 2,0 MWp und 11,5 MWp und ist somit vergleichbar mit dem Anlagenportfolio des Konzerns. Durchschnittlich läuft die (gewichtete) garantierte EEG-Einspeisevergütung für das verwaltete Portfolio Ende 2030 aus. Die Abnahme der gemanagten Leistung in Deutschland hängt lediglich mit der Beherrschung der GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG durch den Konzern seit Januar 2023 zusammen. Dadurch wird die Anlagenleistung (21,3 MWp), die auf diesen Fonds entfällt, nunmehr im Anlagenportfolio des Konzerns dargestellt.
Darüber hinaus führt der Konzern auch die kaufmännische Verwaltung von 7 MWp (i. VJ: 8 MWp) an belgischen Projekten aus. Die verwalteten Anlagen sind als marktübliche belgische Solarprojekte einzustufen: es handelt sich um 21 gewerbliche Dachanlagen in Flandern mit einer durchschnittlichen Kapazität von 350 kWp. Der produzierte Strom wird hauptsächlich vor Ort von Kunden, mit denen ein PPA vereinbart wurde, genutzt. Der überschüssige Strom wird auf dem freien Markt verkauft. Die Verträge für die kaufmännische Verwaltung sind kurzfristig ausgerichtet. Der Konzern strebt die Beendigung der verbleibenden Verträge an, um sich auf die Verwaltung der eigenen Solaranlagen in Belgien fokussieren zu können.
Das verwaltete Anlagenportfolio produziert pro Jahr ungefähr 51 GWh Energie. Dies reicht aus, um mehr als 14.000 Drei-Personen-Haushalte zu versorgen.# PV ESTATE Portfolio
Neben dem Erwerb von Solar- und Windkraftanlagen tätigt der Konzern Investitionen in Immobilien, die mehrheitlich für die Erzeugung von Solarstrom genutzt werden, das sogenannte PV Estate. Insgesamt hatte der Konzern am Ende des Geschäftsjahres 2023 199 ha Grundfläche im Eigentum, auf der Solaranlagen mit einer Leistung von 98 MWp installiert waren oder sich im Bau befanden. Dies entspricht etwa einem Viertel im Verhältnis zum Anlagenportfolio von 445 MWp per 31.12.2023. Das PV Estate befindet sich in verschiedenen Bundesländern Deutschlands, dort allerdings hauptsächlich in den sonnenreichsten Regionen des Landes: Sachsen, Sachsen-Anhalt und Bayern, wie sich aus der unterstehenden grafischen Darstellung entnehmen lässt.
Geografische Verteilung des PV Estate zum 31. Dezember 2023
Quelle: eigene Darstellung unter Angabe der Größe und der auf der Fläche (bereits) installierten Leistung
Auf den Grundstücken oder Gebäuden des PV Estate werden entweder (teilweise) bereits eigene Solaranlagen betrieben bzw. neue Solarprojekte entwickelt oder es werden Grundstücke oder Flächen von der 7C Solarparken langfristig an Dritte verpachtet, die darauf ihre eigenen Solaranlagen betreiben.
PV Estate nach Immobilientyp zum 31. Dezember 2023
Quelle: eigene Darstellung
Bei den PV Estate Grundstücken handelt es sich vor allem um Konversionsflächen (52 %) und in einzelnen Fällen auch um Gewerbe- bzw. Agrarflächen. Die Bürogebäude (0,3 %) betreffen den Hauptsitz des Konzerns in Bayreuth und einen Sitz in Belgien. Das PV Estate Portfolio nahm aufgrund des Erwerbs mehrerer Grundstücke im Geschäftsjahr insgesamt um 14,7 ha zu. Auf den entsprechenden Grundstücken befinden sich bereits Solanlagen des Konzerns.
In Deutschland werden Vergütungssätze für Strom aus erneuerbaren Energien im Wesentlichen vom Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bestimmt. Seit dem Jahr 2000 regelt das EEG unter anderem, unter welchen Umständen und in welcher Höhe der mittels Solar- und Windenergieanlagen generierte Strom vergütet wird. Ein wesentlicher Baustein des bisherigen EEG ist, dass der von der Solaranlage produzierte Strom prinzipiell vollständig ins öffentliche Netz eingespeist wird. Der reguläre Einspeisevergütungssatz, der für Freiflächenanlagen ein anderer ist als für Dachanlagen, wird für einen Zeitraum von 20 Jahren zuzüglich des Jahres der ersten Inbetriebnahme garantiert. Es gilt seit der Einführung des EEG 2017 die Pflicht, sich für größere Anlagen (typisch: > 750 kWp) einen Förderungstarif über eine Ausschreibung zu sichern. Der Zuschlag, den man in solchen Ausschreibungsverfahren erhält, ist dann für 20 Jahre nach Inbetriebnahme der reguläre Einspeisevergütungssatz für dieses Projekt. Das deutsche Anlagenportfolio des Konzerns besteht nahezu ausschließlich aus Solar- bzw. Windkraftanlagen die einen festen Einspeisevergütungssatz aufgrund Ihres Inbetriebnahmedatums bzw. aus einer Ausschreibung erhalten. In der nachstehenden Grafik wird die Leistung in MWp sowie das Inbetriebnahmejahr der deutschen Anlagen, die einen festen Einspeisevergütungssatz haben, unter Angabe des jeweiligen Einspeisevergütungssatzes (in EUR je MWh) auf der schwarzen Linie dargestellt.
Deutsches Anlagenportfolio (Solar- und Windkraftanlagen) zum 31. Dezember 2023
Quelle: eigene Darstellung – die Jahrangabe betrifft das Inbetriebnahmejahr der jeweiligen Solaranlage(n)
Seit 2012 bemüht sich die deutsche Regierung, die Solaranlagen mittels der Direktvermarktung in den Markt zu integrieren. Dabei haben Anlagenbetreiber für Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis 2016 die Wahl, ihren Strom auch an der EEX-Strompreisbörse anzubieten, wohingegen für Anlagen mit einer Inbetriebnahme ab 2016 das Angebot an der EEX-Strompreisbörse verpflichtend ist. Die Betreiber erhalten in der Direktvermarktung zusätzlich zum aktuellen Preis an der EEX-Strombörse, auch der „Marktwert Solar“ genannt, eine Marktprämie in Höhe der Differenz zwischen der gesetzlich bzw. vertraglich zugesicherten Einspeisevergütung und dem aktuellen Preis an der EEX-Strompreisbörse zuzüglich 4 EUR/MWh für diejenigen, die freiwillig teilnehmen. Nach dem derzeit geltenden Recht kann die Marktprämie nicht negativ werden, das bedeutet, dass bei höheren Strompreisen, vor allem bei Anlagen, die einen geringen Einspeisevergütungssatz haben, ein Potenzial besteht, Mehrerlöse über einem höheren Marktpreis zu erzielen. Die Mehrzahl der Anlagen des Konzerns sind entweder freiwillig oder verpflichtend in der Direktvermarktung. Zum besseren Verständnis haben wir in der obenstehenden Grafik die Eingliederung der Leistung des Anlageportfolios nach Inbetriebnahmejahr dargestellt. Durchschnittlich stammt das Anlagenportfolio des Konzerns aus dem Jahr 2015. Die schwarze Linie zeigt aber, dass die Einspeisevergütungssätze der Anlagen aus dem jeweiligen Inbetriebnahmejahr stark unterschiedlich sind. Wie sich aus der Grafik herauslesen lässt, ist die Förderung für neue Solaranlagen von Jahr zu Jahr (gemeinsam mit den Entstehungskosten) gesunken. Die älteren Anlagen erweisen sich für den Konzern mit ihren höheren Einspeisevergütungssätzen als „Cash Cows“, denn je erzeugter MWh erwirtschaftet eine Anlage aus dem Jahr 2006 in etwa viermal mehr Umsatzerlöse als eine Anlage aus dem Jahr 2016. Die jüngeren Anlagen hingegen stellen hinsichtlich des Strompreises sowohl eine Chance als auch ein Risiko dar. Sofern der Marktpreis über dem festen Einspeisevergütungssatz steigt, wie es im Vorjahr häufig der Fall war (siehe Abschnitt „Entwicklung der Strompreise“), erhält man für diese Anlage – vorbehaltlich anderer vertraglicher Reglungen, wie zum Bespiel eine Strompreisswapvereinbarung (siehe unten) oder Abschöpfung des Strompreises (siehe Abschnitt Regulatorische Eingriffe in den Strompreis) – den Höchstpreis. Der tatsächlich vereinnahmte Strompreis, d.h. Umsatzerlöse geteilt durch die Produktion, wird daher in dem Jahresbericht daher auch in Abgrenzung der Einspeisevergütung auch als „Einspeisepreis“ bezeichnet. Die jüngeren Erneuerbare-Energieanlagen sind jedoch auch größeren Preisrisiken nach unten ausgesetzt, denn sofern sie ab dem 1. Januar 2016 in Betrieb gegangen sind, findet die sogenannte Sechs-Stunden-Regel (§ 24 EEG 2014) bzw. Vier-Stunden-Regel (§ 51 Absatz 1 EEG 2021) Anwendung. Für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2023 in Betrieb gegangen sind, wird sich diese Negativstundenzahl schrittweise verringern von vier Stunden im Jahr 2023 bis auf eine Stunde ab dem Jahr 2027. Dadurch sinkt die Marktprämie (bzw. die Entschädigungszahlung gem. Redispatch 2.0) auf null, sobald der Strompreis während mindestens sechs bzw. vier aufeinanderfolgenden Stunden (prospektiv: mindestens eine Stunde) negativ ist. Dies bedeutet, dass an Tagen, an denen der Strompreis für längere Zeit negativ ist, die Förderung der Anlagen gekürzt wird und der Konzern somit an Umsatzerlösen einbüßt. Da momentan Überschüsse auf dem Strommarkt bestehen, insbesondere an sonnenreichen Tagen, kommen Negativpreise bzw. Unterreglungen nach Redipatch 2.0 (siehe Abschnitt Redispatch 2.0) erneut häufiger vor, sodass dieses Risiko auch im Berichtszeitraum gelegentlich eingetreten ist. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass das deutsche Anlagenportfolio zunehmend Preisschwankungen auf den Strommärkten ausgesetzt ist, was sich sowohl positiv (bei hohen Strompreisen) als auch negativ (in Perioden mit negativen Strompreisen) auswirken kann. Dieser Effekt sowie die Entwicklung der Strompreise im Berichtszeitraum werden im Wirtschaftsbericht genauer erläutert. Gelegentlich schließt der Konzern jedoch zur kurzfristigen und mittelfristigen Absicherung eines Einspeisepreises oberhalb des Einspeisevergütungssatzes aus seit dem Vorjahr Strompreisswap-Vereinbarungen ab. Die Bedingungen der bisherigen abgeschlossen Strompreisswap-Vereinbarungen wurden in der unterstehenden Tabelle dargestellt.
| Swap-Vereinbarung vom | April 2022 | September 2023 | November 2023 |
|---|---|---|---|
| Vertragspartner | Europäisches Nutzunternehmen* | Europäisches Nutzunternehmen* | Europäisches Nutzunternehmen* |
| Leistung | 93 MWp | 110 MWp | 22 MWp |
| Durchschnittlicher Einspeisevergütungssatz der vertraglich vereinbarten Leistung** | 57,9 EUR/MWh | 57,3 EUR/MWh | 58,7 EUR/MWh |
| Volumen | Tatsächliche Produktion des betroffenen Anlagenportfolios im Zeitraum der Swap-Vereinbarung | Tatsächliche Produktion des betroffenen Anlagenportfolios im Zeitraum der Swap-Vereinbarung | Tatsächliche Produktion des betroffenen Anlagenportfolios im Zeitraum der Swap-Vereinbarung |
| Zeitraum | Juni 2022 bis Dezember 2023 | Januar 2024 bis Dezember 2024 | Januar 2023 bis Dezember 2025 |
| Fester Strompreis | 149,5 EUR/MWh | 106 EUR MWh | 89 EUR/MWh |
| Variabler (Strom-)preis | Höchstpreis zwischen dem EEX Marktwert Solar und dem anzulegenden Wert (Einspeisevergütungssatz) | Höchstpreis zwischen dem EEX Marktwert Solar und dem anzulegenden Wert (Einspeisevergütungssatz) | EPEX Spot Solar |
* nicht unbedingt derselbe Vertragspartner
** gewichtet nach Leistung
Im Rahmen der Swap-Vereinbarung erhält der Konzern vom Vertragspartner für den Zeitraum anstelle des Strompreises an der EEX-Strombörse im Ergebnis den vereinbarten Festpreis. Dabei wird vom Vertragspartner entweder die Differenz zwischen der tatsächlich erhaltenen Einspeisevergütung (oder auch dem EPEX Spot Solar) und dem vereinbarten Festpreis ausgeglichen. Sollte jedoch, wie im Vorjahr der Fall, der Höchstpreis zwischen EEX Marktwert Solar und dem Einspeisevergütungssatz (bzw. den EPEX Spot Solar) über dem Festpreis liegen, so führt der Konzern die Differenz an den Vertragspartner ab. Die Strompreisswap-Vereinbarungen deckt dabei die realen Produktionsvolumina der Solaranlagen ab. In der Summe soll dies dazu führen, dass der Konzern für die reale Produktion der betroffenen Solaranlagen während der Laufzeit der Swap-Vereinbarung den Festpreis, der deutliche oberhalb des Einspeisevergütungssatzes liegt, erwirtschaftet, unabhängig von den PV-Strompreisen an der EEX-Strombörse.# Die Strompreisswap-Vereinbarung hat außerdem den Vorteil, dass die in diesem Vertrag involvierte Solaranlagen – im Gegensatz zu einem PPA-Vertrag – weiterhin im EEG-Vergütungsregime verbleiben können und sich daher keine Auswirkungen auf die Projektfinanzierungen der einzelnen Solaranlagen ergeben.
Zum 1. Oktober 2021 kam im Zuge der zweiten Auflage des Netzausbau-Beschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) das Redispatch 2.0 und stellte nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die Anlagenbetreiber von Solaranlagen vor große Veränderungen. Netzbetreiber sind seit der Einführung des Redispatch 2.0 durch die Bundesnetzagentur dazu verpflichtet, sich an der Engpass-Behebung der Netze zu beteiligen und damit einen wesentlichen Beitrag zur Systemstabilität zu leisten. Darüber hinaus wurde der bisherige Vorrang von Erneuerbare-Energien-Anlagen bei der Stromeinspeisung mit den neuen Regelungen an bestimmte Rahmenbedingungen geknüpft. Vor dem 1. Oktober 2021 konnte eine Solaranlage im Rahmen des Einspeisemanagements durch den Netzbetreiber untergeregelt werden.
Redispatch 2.0 führt ein neues Konzept für den Umgang mit Engpässen im Stromnetz ein. Durch das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) verschmelzen das bisherige Redispatch, welches für die konventionellen Kraftwerke galt, und das Einspeisemanagement zum Redispatch 2.0. Hiernach sind ab dem 1. Oktober 2021 alle konventionellen Anlagen und Anlagen der Erneuerbaren Energien ab 100 kW installierter Leistung sowie alle Verteilnetzbetreiber (VNB) verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen. Dies führt für viele der deutschen Solaranlage des Konzerns zu Zusatzaufgaben, die sich auf das Führen von Stammdaten, sowie das Abgeben von Produktionsprognosen und technische (Un)verfügbarkeiten der Anlage in Echtzeit beziehen. Diese Aufgaben werden durch einen vom Konzern angestellten Dienstleister, der dann als Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR) bestellt wird, abgedeckt.
Außer der Erfüllung der obenstehenden Aufgaben zeigt sich Redispatch 2.0 in der Durchführung von Maßnahmen, die mithilfe eines sogenannten „Kraftwerkpärchens“ durchgeführt werden. Während ein Kraftwerk, das vor dem prognostizierten Engpass liegt, die Anweisung erhält, weniger ins Stromnetz einzuspeisen, wird das andere Kraftwerk, welches sich hinter dem geplanten Engpass befindet, im Gegensatz dazu aufgefordert, mehr elektrische Energie bereit zu stellen. So ändert sich also insgesamt nicht die Menge an Strom, die ins öffentliche Netz eingespeist wird, sondern lediglich der Standort der Produktion bzw. Einspeisung. Generell sind diese Redispatch Maßnahmen dabei nicht auf eine bestimmte Regelzone begrenzt. Sie können zum einen innerhalb einer Regelzone, zum anderen aber auch im bundesweiten Verbundnetz vollzogen werden.
Klar ist, dass sich mehrere Anlagen des Konzerns seit der Einführung von Redispatch 2.0 in Regelzonen befanden, die vielen von diesen Redispatch 2.0-Unterreglungen unterliegen. Dadurch kommt es zum häufigen Ertragsausfall. Die Errechnung und Abrechnung des Schadenersatzanspruchs für diesen Ertragsausfall hat sich durch die Einführung von Redispatch 2.0 allerdings ebenfalls geändert. Grundsätzlich soll ein Anlagebetreiber für den nicht-erzeugten Strom vergütet werden, sodass der Anlagebetreiber durch Redispatch 2.0 wirtschaftlich nicht schlechter gestellt wird. Prinzipiell sollte die Vergütung des Marktwertes dabei durch den Dienstleister erfolgen und die der Marktprämie durch den Netzbetreiber. Dies setzt allerdings voraus, dass die Ausfallmengen auch tatsächlich durch den Netzbetreiber an den Dienstleister (in seiner Funktion als EIV bzw. BTR) kommuniziert werden.
Im Geschäftsjahr ist es bei der Abrechnung der Entschädigungen für die Abschaltungen, die im Rahmen von Redispatch 2.0 vorgenommen wurden, zu erheblichen Verbesserungen gekommen. Insgesamt konnte der Konzern durch intensiven Austausch mit den Dienstleistern und den Netzbetreibern EUR 4,8 Mio. eintreiben, davon betrafen EUR 2,2 Mio. die Vorjahre.
Der Konzern hat Belgien als seinen zweiten Heimmarkt. Im Gegensatz zum deutschen Markt, wo ein Einspeisevergütungssatz im Austausch zur Einspeisung und Abtretung des Stroms an den Netzbetreiber gezahlt wird, erzielt der Konzern für belgische Anlagen Erlöse aus dem Stromverkauf an Kunden (Vorortverbrauch vom Gebäudenutzer) sowie an Energiehändler in Falle der Einspeisung, zuzüglich einer Förderung (in Form von Grünstromzertifikaten oder direkten Investitionszuschüssen). Für die Mehrheit der Anlagen jedoch erhält der Konzern lediglich die Erlöse aus dem Stromverkauf.
In der unterstehenden Grafik wurde dargestellt, welche Leistung der belgischen Anlagen eine Förderung erhält.
Die Grünstromzertifikate werden für einen bestimmten Zeitraum (zwischen 10 und 20 Jahren) mit einem Anspruch auf eine feste Vergütung beim örtlichen Netzbetreiber verkauft. Für ältere Solaranlagen (bis zum Jahr 2013) wird für jede erzeugte MWh ein Grünstromzertifikat (GSC) gewährt. Für neuere Solaranlagen (ab dem Jahr 2013) wird die Zuteilung von Grünstromzertifikaten jedes Jahr in einem sog. Bandingfaktor erneut festgelegt und ist u. a. von der theoretischen Rentabilität der Solaranlage (u.a. errechnet mit den Strompreisen) abhängig. Der Gesetzgeber ist dabei bestrebt, bestimmte Renditekorridore einzuhalten und Übersubventionierung zu vermeiden. Grundsätzlich wurde die Förderung in Form von Grünstromzertifikaten für Solaranlagen mit einer Inbetriebnahme ab 2013 wegen des hohen Strompreises ab August 2022 auf null gesetzt.
Quelle: eigene Darstellung
Das System der Grünstromzertifikate wurde in der Flämischen Region im Mai 2021 durch ein Ausschreibungsverfahren mit direkten Investitionszuschüssen ersetzt. Dies bedeutet, dass ein bestimmtes Volumen an Erneuerbare-Energieanlagen in einer Ausschreibung nach Errichtung der Anlagen einen direkten Investitionszuschuss bekommt. Der Konzern hat dabei 24 Zuschläge für insgesamt 15,4 MWp bekommen, die insgesamt einen Investitionszuschuss von EUR 1,3 Mio. ausmachen, wovon die Wahrscheinlichkeit der Inanspruchnahme hinreichend sicher ist. Der Konzern hat 18 Monate Zeit, um diese Projekte ans Netz anzuschließen und damit Anspruch auf den Zuschuss zu haben. Am Bilanzstichtag waren von den gewonnenen Zuschlägen bereits 17 Projekte mit einer Leistung von insgesamt 7,7 MWp, die einen Investitionszuschuss von EUR 0,9 Mio. auf sich versammeln, ans Netz gegangen.
Neben etwaiger Förderungen jedoch wird für alle belgische Anlagen der Strom (privat) vermarktet. Der Strom wird dabei unter Berücksichtigung von Inflationsanpassungen vorrangig zu langfristig (bis zu 30 Jahre) festgelegten Preisen – häufig Preise zum Vorortverbrauch – dem Gebäudenutzer angeboten. Dieser hat in den meisten Fällen nur eine Abnahmeverpflichtung, sofern er selbst Strom verbraucht. Der unverbrauchte Teil wird dann zum Verkauf an Stromhändler ins Netz eingespeist. Der Strompreis, zu dem der produzierte Strom an Stromhändler verkauft wird, ist zumeist der Marktpreis minus einem Abschlag.
In der unterstehenden Grafik wurde dargestellt, wie sich die Produktion (in MWh) zusammensetzt aus „Verkauf an den Gebäudenutzer für Vorortverbrauch“ im Vergleich zur Einspeisung.
Quelle: eigene Darstellung
Wie aus der Grafik hervorgeht, wurde etwas weniger als die Hälfte der Produktion der belgischen Anlagen dem Gebäudenutzer zu vertraglich festgelegten Strompreisen verkauft, die anderen Hälfte der Produktion wurde durch Einspeisung zu Strompreisen gemäß der kurzfristiger angelegten Einspeiseverträge an Energiehändler verkauft.
In Abstimmung mit dem Aufsichtsrat stellt der Vorstand jährlich einen Geschäftsplan für einen zwei bzw. drei Jahre umfassenden Zeitraum auf, in dem die strategischen Ziele und Maßnahmen festgelegt werden. Maßgeblich für den Konzern sind die Verfolgung und Erreichung dieses strategischen Plans. Bisher wurden sieben solcher Geschäftspläne veröffentlicht:
| GESCHÄFTSPLAN PERIODE | STATUS |
|---|---|
| Geschäftsplan 2021-24 | 2021-2024 Die Umsetzung des Plans ist im Gange |
| Mehr Wert, selektives Wachstum 2024-2025 | |
| Die Umsetzung des Plans ist im Gange |
Der Vorstand hat am 25. November 2021 den Geschäftsplan 2021-2024 in einer Analystenkonferenz bekannt gegeben. Dabei wurden folgende Zielsetzungen für den Konzern gesetzt:
Die Leistung des konzerneigenen Portfolios soll sich wie folgt entwickeln:
| Angaben in MWp | Deutschland | Belgien | Gesamtes eigenes Anlagenportfolio |
|---|---|---|---|
| Zielsetzung bis Ende 2022 | 355 | 45 | 400 |
| Zielsetzung bis Ende 2023 | 400 | 60 | 460 |
| Zielsetzung bis Ende 2024 | 450 | 75 | 525 |
Die Performance Ratio des konzerneigenen Portfolios sollte von 78,5 % (für das Geschäftsjahr 2021) auf 80,0 % für das Geschäftsjahr 2024 ansteigen. Die Neuinvestitionen i. H. v. geschätzt EUR 155 Mio. für die Zunahme der Leistung von 338 MWp (zum Zeitpunkt der Veröffentlichung des Plans 2021-2024) auf 525 MWp sollten zu EUR 96,0 Mio. mit Projektfinanzierungen – zuzüglich alternativer Finanzierungen (wie z. B. Schuldscheine oder Green Bonds) i. H. v. EUR 43,0 Mio. – und nur für die Differenz i. H. v. EUR 16,0 Mio. mit einer neuen Kapitalerhöhung (in einem oder mehreren Schritten) finanziert werden.
Der Vorstand hat am 27. November 2023 den neuen Geschäftsplan für die kommenden zwei Geschäftsjahren vorgestellt.# Der Plan setzt hat grundsätzlich vier Bausteine:
Der Konzern hat eine Analyse der Performance Ratio jener Bestandsanlagen gemacht, die mit hohen Einspeisevergütungssätzen ausgestattet sind und unter Gesichtspunkt der langfristigen Sicherung des Standorts und der Netzkapazitätsverfügbarkeit verschiedene Projekt ausgewählt, die in den kommenden Jahren umgebaut werden sollen, d.h. Austausch von Modulen und Wechselrichtern. Die Auswahl der Projekte zielt dabei darauf ab, dass schlecht performende oder (teil-)defekte Module oder Wechselrichter durch Neugeräte mit höheren Effektivitätsgraden ausgetauscht werden. Dadurch soll einerseits die Ertragskraft der Bestandsanlage zunehmen, andererseits wird die Leistung der Gesamtanlage vergrößert, da mit neuen Modulen auf der gleichen Fläche mehr Leistung installiert werden kann, d.h. Repowering von Bestandsanlagen.
Der Konzern plant weiterhin, den realisierten Preis für den erzeugten Strom, den sogenannte Einspeisepreis, zu maximieren, d.h. einen Strompreis zu realisieren, welcher oberhalb des Einspeisepvergütungssatzes der Bestandsanlage, die eine Untergrenze bildet, liegt. Dazu hat der Konzern verschiedene Strategien entwickelt. So ermöglicht z. B. der Abschluss von Strompreisswap-Vereinbarungen für jüngere Anlagen mit geringeren Einspeisevergütungssätzen die Sicherung eines Strompreises oberhalb des einkalkulierten Einspeisevergütungssatzes. Darüber hinaus wird der Konzern weiterhin auf die Entwicklung von Solaranlagen (siehe Baustein 2) setzen, deren Strom dem Gebäudenutzer für den Vorortverbrauch zu festen Strompreisen angeboten wird. Ein drittes Beispiel wäre die Generierung einer zusätzlichen Ertragsquelle, nämlich der Verkauf von Herkunftsnachweisen.
der Konzern plant derzeit den Komponentenaustausch (Module nebst Wechselrichtern) in eigenen Anlagen. Das Solarpaket I ermöglicht es nämlich, Module mit Erhalt der Einspeisevergütung nicht nur nach erwiesenen Defekten auszutauschen, sondern auch wenn keine Mängel vorliegen. Das Repowering kann somit mit einer Optimierung der Bestandsanlage (siehe oben) einhergehen, dies ist jedoch nicht zwangsläufig der Fall. Auf jeden Fall wird das Repowering die Leistung der Anlage erhöhen. Diese Zusatzleistung wird zwar nicht mit dem gleichen hohen Einspeisevergütungssatz wie die Bestandsanlage vergütet werden, stellt aber ein internes Wachstum des Anlagenportfolios dar, welches zu geringeren Entstehungskosten umgesetzt werden kann.
der Konzern hat in den vergangenen Jahren aus eigener Kraft und in Zusammenarbeit mit kleineren Projektentwicklern ein Projektpipeline von nahezu 500 MWp aufgebaut. Die Umsetzung dieser Pipelines sollte dem Konzern ermöglichen, mit einem besseren Risiko-Ertrag-Verhältnis im Vergleich zum Kauf von schlüsselfertigen Anlagen bzw. dem Erwerb von baureifen Projektrechten wachsen zu können.
der Konzern beabsichtigt hinsichtlich der neuen Verhältnisse auf dem Kapitalmarkt keine neue Kapitalmaßnahmen vorzunehmen. Zu diesem Zweck wird geplant die Eigenmittel nicht vorrangig nur für selektives Wachstum einzusetzen, sondern Eigenmittel nach Realisierung des selektiven Wachstums wieder freizusetzen und wiederzuverwenden. Dies wird sowohl durch die Aufnahme von Projektfinanzierung, falls dies finanziell sinnhaft ist, als auch durch den Verkauf von Projektrechten- bzw. schlüsselfertigen Anlagen geplant.
der Konzern plant, die eigene Projektpipeline unter Anwendung eines Selbstfinanzierungsmodells umzusetzen, weshalb der gelegentliche Verkauf von Projektrechten oder von schlüsselfertigen Anlagen angestrebt wird. Durch solche Verkäufe sollte der Konzern eine Rendite von mindestens 12,0 % erwirtschaften können.
Der Vorstand hat im November 2023 mit Zustimmung des Aufsichtsrats ein (erstes) Aktienrückkaufprogramm beschlossen. Im Rahmen dieses Aktienrückkaufprogramms 2023 sollten bis Ende Februar 2024 bis zu 1.666.666 Aktien zu einem Höchstkurs von EUR 3,60 je Aktie zurückgekauft werden. Das entsprach einem Multiplikator von 6,0 gerechnet auf den prognostizierten Cashflow je Aktie von EUR 0,60 für das Geschäftsjahr 2023. Somit summiert sich das Aktienrückkaufprogramm 2023 auf eine Investition von maximal EUR 6,0 Mio. Am 28. Februar 2024 hat der Vorstand das Aktienrückkaufprogramm bis zum 29. März 2024 verlängert und den Höchstkurs auf EUR 3,30 je Aktie verringert. Der Konzern meint, dass mit dem Rückkauf von eigenen Anteilen bis zu diesem Kurs mehr Wert geschaffen werden kann im Vergleich zu einer Maximierung des Wachstums.
Der Konzern verfügt über ein internes Managementinformationssystem für die Planung, Steuerung und Berichterstattung. Das Managementinformationssystem sichert die Transparenz über die aktuelle Geschäftsentwicklung und gewährleistet den permanenten Abgleich zur Unternehmensplanung. Die Planungsrechnung umfasst einen Zeitraum von mindestens drei Jahren und wird kontinuierlich an die Rahmenbedingungen des Marktes angepasst. Neben der Unternehmensstrategie bilden in erster Linie die Umsatzerlöse und das EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen) für Konzernzwecke wie auch für die Muttergesellschaft sowie der CFPS (Cashflow je Aktie) für Konzernzwecke die zentralen Bezugsgrößen für die operative Steuerung. Es erfolgt eine kontinuierliche Sicherstellung der verfügbaren Liquidität der operativen Solar- und Windparks in den Konzerngesellschaften Des Weiteren werden auch die technischen Leistungsindikatoren, wie Produktion, Ertrag pro installierter Anlagenleistung (kWh/kWp) und Performance Ratio, im Rahmen der Steuerung für Konzernzwecke wie auch für die Muttergesellschaft täglich verfolgt. Mit dem Geschäftsbericht wird auch die Prognose der wesentlichen Leistungsindikatoren und Entwicklungen für das folgende Geschäftsjahr veröffentlicht. Diese basiert auf detaillierten Planungen für die einzelnen Konzerngesellschaften. Die veröffentlichte Prognose wird monatlich überprüft und bei Bedarf vom Vorstand angepasst.
Formal gilt es darauf hinzuweisen, dass nach DRS 20 die bedeutsamsten Steuerungskennzahlen Bestandteil des Prognoseberichts und des hierauf basierenden Vergleichs mit der tatsächlichen Geschäftsentwicklung im Folgejahr sind. Falls freiwillige Prognosen anderer Kennzahlen erfolgen, sind diese nicht mehr im Prognosebericht, sondern in den entsprechenden Kapiteln des zusammengefassten Lageberichts zu finden. Grundsätzlich werden die Kennzahlen für den Konzern auf Basis der Rechnungslegung nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelt und die für die Muttergesellschaft nach deren nationalen Rechnungslegungsstandards (HGB). Andernfalls wäre ein Hinweis auf eine andere Definition angegeben.
Für die Steuerung des Konzerns sind die folgenden finanziellen Leistungsindikatoren von zentraler Bedeutung zur zielorientierten und nachhaltigen Umsetzung der Unternehmensplanung und -strategie: Umsatzerlöse; EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen); CFPS (Cashflow je Aktie). Der CFPS wird wie in untenstehender Tabelle berechnet. Der Netto Cashflow wird um die effektiven Zins- und Steuerzahlungen, die den Zeitraum unmittelbar vor einer Akquisition betreffen, um Zinszahlungen bezüglich der Refinanzierung eines Darlehens, sowie um den gezahlten Pachtaufwand, der durch Anwendung von IFRS16 „Leasingverhältnisse“ nicht im Betriebsaufwand enthalten ist, bereinigt. Dieser korrigierte Netto Cashflow wird durch die durchschnittliche Anzahl der Aktien geteilt, so dass sich der CFPS ergibt.
EBITDA = Konzern- EBITDA gem. IFRS
NETTO CASHFLOW = EBITDA minus effektive Zinszahlungen minus effektive Steuerzahlungen minus Pachtaufwand
Bereinigung um die effektiven Zins- und Steuerzahlungen, die den Zeitraum vor einer Akquisition betreffen
Bereinigung um die einmaligen Zinszahlungen aus Refinanzierung
Bereinigung um den gezahlten Pachtaufwand, der nicht im Betriebsaufwand enthalten ist
CFPS = Netto Cashflow dividiert durch die durchschnittliche Anzahl der Aktien
Für die Berechnung der durchschnittlichen Anzahl der Aktien bereinigt der Konzern diese Anzahl um die Anzahl der eigenen Aktien, unbeschadet ob diese Aktien im betreffenden Geschäftsjahr eingezogen wurden oder nicht.
In Ergänzung zu den vorgenannten bedeutsamsten finanziellen Leistungsindikatoren setzt 7C Solarparken im Konzern stark auf die individuellen quantitativen Indikatoren der Solaranlagen, Produktion (GWh, MWh bzw. kWh), und Ertrag pro installierter Anlagenleistung (kWh/kWp). Diese werden in monatlichen Budgets erneuert und in einem Management Reporting dargestellt. Bedeutsame nicht finanzielle Leistungsindikatoren wurden nicht festgelegt. Der Vorstand beabsichtigt ab dem Geschäftsjahr 2024 die durch das Geschäft des Konzerns eingesparte CO2-Menge als technische Steuerungskennzahl mit einzubeziehen. Ziel ist es, die Nachhaltigkeit entsprechend den Vorschriften des deutschen Corporate Governance Kodex als wesentliche Kennzahl in die Unternehmensplanung einzubringen. Es misst darüber hinaus auch den Beitrag, der vom Konzern geleistet wird, um das gesetzliche Ziel im EEG 2023, die Treibhausgasneutralität in Deutschland bis 2045, zu erreichen (vgl. Abschnitt des Wirtschaftsberichts – EEG-Novelle 2023 und Solarpaket 1). Der Vorstand plant dabei die Berechnung der Kennzahl grundsätzlich auf das eigene Anlagenportfolio sowie auf die Zusammensetzung der fossilen Nettostromproduktion in Deutschland aufzusetzen, da diese durch den Ausbau der erneuerbaren Energien als zu ersetzen gilt.# WIRTSCHAFTSBERICHT
Die starke Belebung der deutschen Konjunktur in der Zeit nach den Lockdowns der Coronakrise hat den Ereignissen im Laufe des Geschäftsjahres 2023 nicht standhalten können. Nachdem die Gasknappheit in Europa in Verbindung mit dem Kriegsgeschehen in der Ukraine die Energiepreise im Vorjahr zu astronomischen Höhen beflügelt hatte, hat die rasant angestiegene Inflation die EZB zu einer Anpassung ihrer Zinspolitik gebracht. Die Kombination aus höheren operativen Kosten wegen der Energiepreissteigerung und der Inflationsspirale nebst höheren Zinsen hat die deutsche Volkswirtschaft im Geschäftsjahr 2023 erheblich ausgebremst. Im Folgenden gehen wir tiefer auf die Entwicklung der industriellen Produktion, die unmittelbar mit ihrem Stromverbrauch sowie auch mittelbar durch das (beschränkte) Einsetzen von Gas in industriellen Prozessen, einen wesentlichen Einfluss auf die Entwicklung der Strompreise im Berichtsjahr hatte, ein.
Wenn man die deutsche Industrieproduktion im Zeitraum 2019-2023 betrachtet, stellt man fest, dass nach der Flaute durch die Corona-Pandemie im Geschäftsjahr 2020 ein rasanter Anstieg der Produktion im Jahr 2021 folgte. Die steigenden Strom- und Gaspreise seit dem Spätsommer vom gleichen Jahr 2021 bis Ende 2022 haben die Industrieproduktion jedoch erheblich zurückgefahren.
Monatliche Entwicklung der deutschen industriellen Produktion in % (2019-2023)
Quelle: Trading Economics, Bundesstatisches Amt
In der Folge wurde die Industrieproduktion über dem gesamten Geschäftsjahr 2023 Monat für Monat weiter zurückgeschraubt. Ursächlich hierfür waren nicht nur die Folgen des Energiepreisbooms im Geschäftsjahr 2022 sowie die damit einhergehenden inflationären Spannungen, sondern auch der dadurch ausgelöste Zinsanstieg. Darüber hinaus wurden Neuinvestitionen vor sich hergeschoben oder gar gecancelt, und es gab eine beträchtliche Verschlechterung der Konkurrenzfähigkeit der deutschen Industrie im Vergleich zu anderen Produktionsstandorten. Dies lag nicht nur daran, dass die Gaspreise in Europa vielmals höher als z.B. der amerikanische Marktpreis (Henry Hub) waren, sondern auch an der Einführung von staatlichen konjunkturellen Unterstützungsprogrammen, die dazu dienten, die heimischen Produktion zu stärken, wie z.B. der Inflation Reduction Act (IRA) oder der Build Back Better Act (BBB) der US-amerikanischen Regierung unter Präsident Biden.
Im Geschäftsjahr 2023 verbrauchte die deutsche Industrie nach Angaben des BDEW ca. 43% des gesamten Stromverbrauchs in Deutschland. Eine Abnahme der deutschen industriellen Produktion hat somit einen wesentlichen Einfluss auf die Gesamtstromnachfrage (siehe Entwicklung der deutschen Stromnachfrage). Darüber hinaus ist die deutsche Industrie nicht nur der größte Stromverbraucher, sondern sie nutzt auch im erheblichen Umfang Gas für industrielle Prozesse und ist ein wesentlicher Käufer von CO2-Zertifikaten. Diese beide „Rohstoffe“ sind bei der Preisbildung auf dem Strommarkt von großer Bedeutung, sodass die Abnahme deren Verbrauchs durch die deutsche Industrie einen negativen Effekt auf die Entwicklung der Strompreise im Geschäftsjahr hatte (siehe Entwicklung der Strompreise im Berichtszeitraum).
Im Geschäftsjahr hat der deutsche Stromverbrauch für das zweite Jahr in Folge nachgelassen, denn im Geschäftsjahr 2023 sank die Stromnachfrage auf 459 TWh, was eine Senkung um 5,1% beträgt.
Nettostromverbrauch (GWh) vom GJ 2019-2023 mit Quartalsangabe
Quelle: Energy-Charts, eigene Darstellung
Damit liegt der Stromverbrauch auf dem geringsten Wert seit 30 Jahren. Diese Abnahme wurde, wie bereits erläutert, hauptsächlich durch die Abnahme in der deutschen industriellen Produktion, sowie die allgemein rückläufige wirtschaftliche Aktivität verursacht. Gemessen an der deutschen Energiepolitik ist der sinkende Strombedarf jedoch nur eine Momentaufnahme, denn der Ausbaupfad des Erneuerbare Energien-Gesetzes geht von einer Zunahme des Stromverbrauchs bis 2030 auf rund 750 TWh aus. Dieser erwartete Anstieg von ca. 60 % im Vergleich zum aktuellen Geschäftsjahr sollte durch die zunehmende Elektrifizierung der Industrie, des Verkehrs, der Gebäudeheizung sowie durch die Herstellung von grünem Wasserstoff zurückzuführen sein. (siehe Abschnitt EEG-Novelle 2023 und Solarpaket I)
Die deutsche Nettostromproduktion war im Berichtszeitraum insgesamt um mithin 12,0 % rückgängig im Vergleich zum Geschäftsjahr 2022. Die Zusammenstellung der Quellen der deutschen Stromerzeugung hat sich jedoch innerhalb eines Jahres erheblich geändert. Der Atomausstieg wurde im Geschäftsjahr nahezu vollständig realisiert; nur noch 1,6 % der Nettostromproduktion wurde aus Kernenergie realisiert. Die Stromproduktion aus anderen klassischen Energieträgern wie Braunkohle und Steinkohle nahm aufgrund der gestiegenen CO2-Preise um ca. ein Drittel ab. Nachdem der Anstieg der Gaspreise im letzten Jahr die Verstromung von Gas bereits um 11 % gesunken war, ließ die Nutzung von Erdgas zur Stromerzeugung nochmal geringfügig um ca. 1 % nach.
| 2023 | 2022 | VERÄNDERUNG | GESAMTANTEIL IN % | |
|---|---|---|---|---|
| GESAMT | 430,1 | 488,7 | -12,0% | 100,0% |
| Kernenergie | 6,7 | 32,8 | -79,5% | 1,6% |
| Braunkohle | 77,5 | 106,3 | -27,0% | 18,0% |
| Steinkohle | 35,5 | 55,3 | -35,7% | 8,3% |
| Erdgas | 45,3 | 45,7 | -0,8% | 10,5% |
| Andere | 10,0 | 5,9 | 70,2% | 2,3% |
| Erneuerbare Energien | 255,0 | 242,8 | 5,0% | 59,3% |
| davon: Wasser | 19,5 | 15,0 | 29,5% | 4,5% |
| Wind | 139,8 | 123,5 | 13,2% | 32,5% |
| PV | 53,5 | 57,6 | -7,1% | 12,4% |
| Biomasse | 42,3 | 46,7 | -9,5% | 9,8% |
Quelle: Energy Charts: 2023-2022 – Eigene Darstellung
Insgesamt hat die Nettoproduktion der konventionellen Energieträger Kernenergie, Braun- und Steinkohle um 29 % abgenommen. Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien jedoch zeigt eine umgekehrte Entwicklung auf. Die Summe der erneuerbaren Energiequellen Solar, Wind, Wasser und Biomasse lag 2023 bei ca. 255 TWh und damit um 5 % über dem Niveau des Vorjahreszeitraums (243 TWh). Der Anteil der Nettostromerzeugung aus erneuerbaren Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung, d. h. dem Strommix, der tatsächlich aus der Steckdose kommt, betrug im Jahr 2023 bereits 59 % des gesamten erzeugten Stroms. Die solare Stromproduktion jedoch war trotz des rasanten Ausbaus der installierten Leistung aufgrund der schlechten Einstrahlungswerten um 7,1 % rückläufig im Vergleich zum sonnenreichen Vorjahr. Windkraftanlagen konnten 13,2 % mehr Strom erzeugen, und im Gegensatz zum trockenen Geschäftsjahr 2022 konnten die Wasserkraftanlagen im Berichtsjahr fast 30 % höhere Produktionswerte verzeichnen.
Die Zunahme der erneuerbaren Energien im deutschen Strommix sind für die Ertragslage und die Entwicklungschancen des Konzerns nicht nur positiv zu werten. Dies hängt damit zusammen, dass der Strompreis durch die Grenzkosten des teuersten Kraftwerks, welches benötigt wird, um die Nachfrage abzudecken, bestimmt wird. Erneuerbare Energien wie Wind- und Solarenergie werden häufig als „inframarginale“ Technologiearten der Stromerzeugung bezeichnet. Da sie keine Rohstoffe für die Erzeugung von Elektrizität aufwenden sind die Grenzkosten dieser Anlagen, d. h. deren unmittelbaren operativen Erzeugungskosten nämlich nahezu gleich null. Daraus folgt, dass, wenn die gesamte Stromnachfrage durch erneuerbare Energie abgedeckt wird, der Strompreis sehr gering (oder sogar negativ) ist. Dabei ist es für erneuerbaren Energien geschäftsimmanent, dass sie dann Strom erzeugen, wenn die Sonne scheint bzw. der Wind weht. Üblicherweise findet dabei die jeweilige Einstrahlung (bzw. die Windgeschwindigkeit) in verschiedenen deutschen Regionen zum gleichen Moment statt. Die Kombination aus den geringen Grenzkosten und Netzwerkeffekten in den Produktionszeiten wirkt sich insgesamt negativ auf die erzielten Strompreise für diese Technologien aus. (siehe Preisbildung – wie kommt der Strompreis zustande?).
Der globale Photovoltaik-Leistungsausbau erreichte im Jahr 2023 mit voraussichtlich rund 413 GW einen neuen Rekordwert. Der deutsche Markt hat im Jahr 2023 erneut einen gesteigerten Zubau von knapp 14 GW (i. VJ. 7 GW) verzeichnen können. Auch im restlichen Europa hat sich der Zubau weiter kontinuierlich von 31 GW auf knapp 44 GW im Jahr 2023 erhöht. Es liegen etwa 14 % aller neuen Solaranlagen auf dem europäischen Kontinent. Die Gesamtleistung aller Solaranlagen stieg auf 1.466 GW, davon 288 GW in Europa (20 %) und 81 GW in Deutschland (6 %).
Globaler Leistungsausbau an Solaranlagen
Quelle: IRENA; BNA, IEA, eigene Darstellung
Der geplante Ausbaupfad für die erneuerbare Energien in Deutschland wird im EEG festgelegt. Nach der letzten Fassung „EEG 2023“ wurde der weitere Ausbau der Solaranlagenleistung auf 215 GWp bis 2030 festgelegt. Der Ausbaupfad bis zur beabsichtigten Leistung wurde auf der unterstehenden Grafik im Verhältnis zur Bestandsleistung auf dem deutschen Markt dargestellt.
Installierte Leistung der deutschen Solaranlagen zwischen 2019 2030
Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, eigene Darstellung
Wie aus der Grafik hervorgeht, beinhaltet das Erreichen des Ausbauziel mehr als eine Verdoppelung der Leistung vom Jahresende 2023. Es wird daher auch im Hinblick auf die Entwicklung der Strompreise (siehe unten) notwendig sein, im Rahmen des EEG oder mit anderen flankierenden politischen Maßnahmen günstige Voraussetzungen für ein Investment in deutschen Solaranlagen zu schaffen bzw. beizubehalten. Im Abschnitt EEG 2023 und Solarpaket 1 wird dies näher ausgeführt.
Die letzten vier Geschäftsjahre waren von starken Schwankungen auf den Rohstoffmärkten gekennzeichnet.# Rohstoff- und Energiemärkte
Nachdem die Umsätze an den Rohstoffmärkten aufgrund der stagnierenden Wirtschaft während der Corona-Pandemie und beschleunigt durch die Lock-Downs sehr stark abgesunken waren, stiegen der Ölpreis (Brent Crude) und der Steinkohlepreis im Geschäftsjahr 2021 wieder deutlich an. Der Ukrainekrieg, der im ersten Quartal 2022 begonnen wurde, aber vor allem die Sanktionen gegen die Russische Föderation sowie auch die Verringerung bzw. das Aussetzen der russischen Gaslieferungen und später auch Erdöllieferungen an Deutschland (bzw. Europa) hat die Volatilität auf den Rohstoffmärkten weiter verstärkt und die Preise insgesamt in die Höhe getrieben. Für ein Fass Brent Crude, das vor der Corona-Pandemie im Zeitraum 2018 bis März 2020 noch 60-80 USD gekostet hatte, zahlte man in der Spitze bis zu 120 USD. Im Laufe des zweiten Halbjahres 2022 bis zum Ende des Geschäftsjahres 2023 sank der Ölpreis wieder auf knapp über 80 USD, sodass er sich erneut am oberen Ende des Preisintervalls von 60-80 USD pro Fass befindet.
Quelle: trading economics
Quelle: trading economics
Bei Steinkohle war der Preisanstieg noch deutlicher und länger anhaltend. Während der Steinkohlepreis im Zeitraum 2018 bis Mitte 2021 bei 50-100 USD per metrischer Tonne lag, ist er während der Jahresmitte 2022 auf etwa 400 USD per metrische Tonne angestiegen und erst Anfang des Jahres 2023 wieder rapide gefallen. Während des Geschäftsjahres 2023 lag der Steinkohlepreis wie der Ölpreis wieder am oberen Ende der Preispegel vor der Coronakrise (ca. 100 USD per metrischer Tonne).
Die dramatischste Entwicklung war jedoch die der europäischen Gaspreise, denn diese sind von etwa 20 EUR per MWh des vergangenen Jahrzehnts bis Mitte 2021 auf 200 bis über 300 EUR per MWh zur Jahresmitte 2022 angestiegen. Dieser Anstieg war noch schärfer als die Verteuerungen bei dem Erdöl- bzw. Steinkohlpreis. Fast schneller als der Anstieg war der Rückfall des europäischen Gaspreises bis zum Ende der zweiten Jahreshälfte 2022 auf rund die Marke von 60 EUR per MWh. Im Geschäftsjahr 2023 ist der Gaspreis weiter gefallen auf 20-30 EUR per MWh.
Quelle: trading economics
Die Gründe für die Abnahme des Gaspreises auf dem europäischen Markt sind vielschichtig. Erstens waren die Gasreserven in Europa im gesamten Geschäftsjahr 2023 gut gefüllt, sodass sich die perspektivische Gasknappheit wie sie noch im Vorjahr vorherrschte, großteilig aufgelöst hat. Dabei sind die größten Verbraucher von Gas die Industrie sowie die Haushalte. Der Strommarkt ist, relativ gesehen, nur einen kleinen Gasverbraucher, denn im Geschäftsjahr 2022 diente nach Angaben des BDEW ca. 12 % des Gasverbrauch der Stromproduktion. Laut BDEW deckte die Industrie im Geschäftsjahr 2022 außerdem ca. 35 % des gesamten Gasverbrauchs ab. Der Verbrauch dient dabei nicht nur der Erzeugung von Wärme für industrielle Prozesse, sondern häufig auch als Rohstoff, z.B. in der Produktion von Ammoniak.
Der CO2-Preis blieb jedoch für fast das gesamte Geschäftsjahr 2023 auf einem historisch hohen Niveau, denn er pendelte zwischen 80-100 EUR pro metrische Tonne über die ersten drei Quartale des Jahres. Dies hat die Erzeugung von Strom aus Steinkohle und Braunkohle negativ beeinflusst (siehe Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2023). Die Abnahme der fossilen Energien im gesamten Strommix, sowie die Abkühlung der europäischen Volkswirtschaften, u.a. gemessen an der industriellen Produktion, hat jedoch zu einer allgemeinen Abnahme der Nachfrage nach CO2-Zertifikaten geführt, sodass der CO2-Preis am Ende des Berichtzeitraums nur noch rd. EUR 60 pro metrische Tonne betrug im Vergleich zu ca. EUR 85 pro metrischer Tonne am Ende des Vorjahres.
Quelle: trading economics
Die Preise für die Energierohstoffe und die CO2-Zertifikate sind für die Preisbildung am Strommarkt (siehe die folgenden beiden Abschnitte) und für die Ertragslage des Konzerns mittelbar von Bedeutung. Dies hängt damit zusammen, dass der Strompreis durch die Grenzkosten des teuersten Kraftwerks, welches benötigt wird, um die Nachfrage abzudecken, bestimmt wird. Derzeit sind dies häufig Gasverstromungskraftwerke, für die der Gaspreis und der CO2-Preis den wesentlichen Teil der Grenzkosten ausmacht.
Die Preisbildung am deutschen, resp. europäischen Strommarkt, erfolgt nach dem sogenannten Merit-Order-Prinzip und orientiert sich an den niedrigsten Grenzkosten der unterschiedlichen Strombereitstellungsarten. Zur Deckung der jeweiligen Nachfrage nach Strom zu einer bestimmten Tageszeit oder am Folgetag (Day ahead) wird demnach zuerst das Stromangebot der Kraftwerke mit den niedrigsten Produktionskosten herangezogen. Erst wenn die Kapazität des günstigeren Angebots ausgeschöpft ist, folgt die zum nächsthöheren Preis angebotene Strommenge. Die nachgefragte Strommenge wird so lange mit den jeweils nächstteureren Angeboten aufgefüllt, bis der Bedarf gedeckt ist. Das letzte zur Deckung der Nachfrage benötigte Angebot bestimmt den Verkaufs- oder Markträumungspreis für alle bei einer Auktion berücksichtigten Stromerzeuger (siehe nachfolgende Grafik). Vorbehaltlich anderer vertraglichen Reglungen (z.B. langfristige Stromverkaufsverträge, abgeschlossene Strompreisderivate usw.) erhalten also alle Marktparteien denselben, nach diesem Prinzip ermittelten Strompreis, der je nach der von den Marktparteien angewandten Technologie unterschiedlich gewinnbringend ist.
Schematische Darstellung der Strompreisbildung an EEX Strombörse, Quelle: Neo EN Energy
Da Solar-, Wasser- und Windkraftwerke die Stromanbieter mit den geringsten marginalen Erzeugungskosten sind, weil sie keine Brennstoffe verbrauchen, wird der Bedarf zuerst mit den von ihnen generierten Strommengen gefüllt gefolgt von Braun- und Steinkohle-, Öl- und schließlich Gaskraftwerken. Dies bedeutet, dass, wenn unzureichend erneuerbare Energien vorhanden sind, um den gesamten Strombedarf zu decken, der Strompreis von den variablen Erzeugungskosten der Braun- und Steinkohle-, Öl- und schließlich Gaskraftwerken gedeckt werden. Diese variablen Erzeugungskosten umfassen neben dem Aufwand für den direkten Brennstoff der jeweiligen Technologie (z.B. Steinkohle oder Gas) ebenfalls den CO2-Preis für die durch diese Erzeugungsart emittierten Kohlenstoffdioxid.
Für die Erzeugung von Strom durch Wasserkraft ist es erforderlich, dass ausreichend Wasser vorhanden ist, um Strom zu erzeugen. Für die anderen Technologien sind es vor allem die Preise der für die Erzeugung benötigten Energierohstoffe, die die Grenzkosten bestimmen. Die Tatsache, dass erneuerbare Energien nur beschränkt steuerbar sind, führt einerseits regelmäßig dazu, dass der Räumungspreis am Day Ahead Markt ungefähr null ist, bzw. nach Unterschätzung der Produktion durch erneuerbare Energie am Spotmarkt zu Negativpreisen führt, welcher gemäß EEG-Gesetzeslage eine Einschränkung der Vergütungsfähigkeit von erneuerbaren Energien nach sich zieht (siehe Abschnitt „Vermarktungmodel des deutschen Anlagenportfolios“). Daraus folgt somit, dass eine Zunahme der Produktion von Strom aus erneuerbaren Energien, z.B. durch gute Witterungsverhältnisse oder durch Zunahme der installierten Leistung, bei gleichbleibender Stromnachfrage zunehmend einen deflatorischen Preisdruck auf die Strompreise ausübt. Im Geschäftsjahr hat daher eine abnehmende Stromnachfrage mit einer zugenommenen installierten Leistung von Solar- und Windanlage zu einem solchen Preisdruck geführt.
Die Preisvolatilität auf den Rohstoffmärkten hat durch den Merit Order zu bisher nicht dagewesenen Schwankungen des Strompreises geführt. Dabei hat der EEX-Strompreis (schwarz in der nachfolgenden Grafik) seit März 2021 seinen historischen Preiskorridor von rund 20 EUR/MWh bis 50 EUR/MWh verlassen und stieg in der Spitze auf bis über 400 EUR/MWh im Sommer 2022 an. Seit dem Geschäftsjahr 2023 befindet er sich wieder im historischen Preiskorridor. Gegenüber dem Panikmodus der Vorjahre lässt sich also auch beim Strompreis eine deutliche Entspannung feststellen.
Quelle: Netztransparenz – eigene Darstellung
Der EEX-Strompreis, der sich auf Solarstrom bezieht (in braun in der obenstehenden Grafik, im Bericht auch PV-Strompreis genannt), weicht vom allgemeinen EEX-Strompreis ab, da das Erzeugungsprofil einer Solaranlage anders ist (sie produziert nur in den Stunden, in denen die Sonne scheint und überwiegend in sonnenreichen Monaten). Dadurch ist der PV-Strompreis in den Sommermonaten typischerweise geringer und in den Wintermonaten höher als der gemittelte normale Strompreis auf Stundenkontraktbasis.
Der Effekt der momentanen Strompreissteigerung auf die Ergebnisse und die Prognose des Konzerns wird im Kapitel zur Ertragslage des Konzerns sowie im Risiko- und im Prognosebericht und in den Abschnitten Vermarktungsmodel für die deutschen Anlagen sowie die belgischen Anlagen ausführlich dargelegt.
Der Vorstand hatte bereits im Geschäftsbericht 2021 darauf hingewiesen, dass die hohen Strompreise infolge der Ukrainekrise, die sich bereits im ersten Quartal des Geschäftsjahres 2022 abzeichneten, eine politische Reaktion nach sich ziehen könnten. Daher wurde in der Prognose für das Berichtsjahr bereits von einem Szenario ausgegangen, in dem der Strompreis für Solaranlagen auf 70 EUR/MWh steigen, jedoch unter Berücksichtigung bestehender Förderungssysteme begrenzt werden würde.Die Vorsitzende der europäischen Kommission, Ursula von der Leyen, hatte dann in Ihrer Rede zur Lage der Union im September 2022 eine Abschöpfung des Strompreises für sogenannte inframarginale Stromerzeuger, d. h. unter anderem Betreiber von Solar- und Windkraftanlagen ab 180 EUR/MWh in Aussicht gestellt. Dies wurde im September in einer europäischen Direktive umgesetzt, wonach EU-Mitgliedstaaten dann solche Abschöpfungen, auch rückwirkend, einführen müssen. Allerdings sollten die Eingriffe in den Strommarkt zeitlich begrenzt sein.
Beispiel der Ermittlung des Abschöpfungsbetrags unter deutschem und belgischem Recht (EUR per MWh)
| # Halbjährliche Degression ab 2024
Ab dem Geschäftsjahr 2024 sollen die Einspeisevergütungen mit 1 % im Halbjahr sinken, statt monatlich vor Einführung des EEG 2023.
Ab dem 1. Januar 2023 sollen Solaranlagen mit einer Leistung bis 1 MWp nunmehr eine EEG-Vergütung erhalten können. Bisher war dies nur bis zu einer Leistung von 750 kWp möglich. Oberhalb dieser Grenzen muss man sich einen Tarif mittels des Ausschreibungsverfahren sichern.
Sowohl die Einspeisevergütung für Voll- als auch für Teileinspeiseanlagen wurde durch das EEG 2023 wesentlich erhöht. Eine Freiflächenanlage, die am 1. Dezember 2022 in Betrieb genommen wurde, erhielt noch eine Einspeisevergütung von 43,1 EUR/MWh, während diese seit dem 1. Januar 2023 bei 70 EUR/MWh liegt.
Gesetzlich wird klargestellt, dass alle erneuerbaren Energien im überragenden öffentlichen Interesse stehen und der öffentlichen Sicherheit dienen. Dies ist für Planungs- und Genehmigungsabwägungen relevant und soll zur Beschleunigung der Verfahren beitragen. Damit sollten erneuerbare Energien bei Abwägungsentscheidungen auch Vorfahrt erhalten. Insbesondere hierzu wurde im August 2023 das sogenannte Solarpaket vorgelegt (siehe unten).
Künftig dürfen Anlagen bis zu 500 Metern vom Rand von Autobahnen oder Schienenwegen gefördert werden.
Für Neuanlagen wird die Negativpreis-regelungen nun schrittweise verschärft. Ab 2024 greift die Förderreduzierung bereits ab einer Dauer von mindestens drei aufeinanderfolgenden Stunden negativer Strompreise. Ab dem Geschäftsjahr 2026 sollen bereits zwei aufeinanderfolgende Stunden ausreichen, um eine Reduzierung der EEG-Vergütung auf null auszulösen. Ab dem Geschäftsjahr 2027 entfällt die Förderung sogar für jede Stunde, in denen die Strompreise negativ sind.
Im Rahmen eines sogenannten Praxischecks Photovoltaik wurden am 10. März und 5. Mai 2023 zwei Solargipfel des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz mit der Branche, den Bundesländern und den Bundestagsfraktionen durchgeführt, um Hemmnisse und Bürokratiehürden beim beschleunigten Ausbau erneuerbarer Energien aufzuspüren, zu beseitigen und künftig Flächen für Solarparks auf eine naturverträgliche und nachhaltige Art bereitstellen zu können. Daraus wurde das sogenannte Solarpaket 1 entwickelt und am 16. August 2023 im Kabinett beschlossen. Dieser Gesetzespaket enthält eine Vielzahl von Maßnahmen, die beim Bau und Betrieb von Photovoltaikanlagen Bürokratie abbauen und den Zubau beschleunigen sollen. Die Verabschiedung des Solarpakets 1 im Bundesrat und Bundestag wurde mehrmals verschoben. Es sollte nunmehr in März 2024 verabschiedet werden.
Die aus Sicht des Konzerns wichtigsten Maßnahmen mit Auswirkungen auf den Sektor und den Konzern sind:
Es wird ein eigenes Untersegment mit einem eigenen Höchstwert für besondere Solaranlagen (Agri, Floating, Moor, Carport) in den Ausschreibungen für PV-Freiflächenanlagen eingeführt. Hierfür sind im Rahmen der bestehenden Freiflächenausschreibungen Volumina von bis zu 3 GW pro Jahr vorgesehen, allerdings ohne die Gesamtausschreibungsmenge zu erhöhen. Für die Mehrzahl der Projektentwickler dürfen die Nischen “Agri” und “Carport” am attraktivsten, damit aber auch die Margen hier am niedrigsten sein.
Es wird ein Recht zur Verlegung von Anschlussleitungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen eingeführt. Dadurch entfällt künftig das zum Teil aufwendige und langwierige Aushandeln von Gestattungsverträgen mit den Grundstückseigentümern für Kabeltrassen. Als Kompensation für das Durchleitungsrecht ist eine im Gesetzestext geregelte Einmalzahlung vorgesehen. Dies sollte den Netzanschluss effizient beschleunigen und Kapazitäten einsparen.
Nach bisheriger EEG-Regelung sind Gebäude im Außenbereich, die mit dem alleinigen Zweck des Aufbaus einer PV-Anlage errichtet werden (sog. „Solarstadl“), nicht förderfähig. Das gilt auch weiterhin. Allerdings wurde der Stichtag auf den 01.03.2023 verschoben. Dächer bereits bestehender Gebäude können dann kostendeckend mit PV belegt werden. Dies eröffnet auch neue Installationspotenziale für den Konzern, da es derzeit durchaus attraktive EEG-Vergütungssätze für Dachanlagen bis zu 1 MWp gibt (94 EUR/MWh bis 400 KWp und 81 EUR/MWh bis 1.000 kWp).
Das Ersetzen alter Dachanlagen soll insofern erleichtert werden, als hierfür, anders als bisher, kein Schaden an den Modulen mehr vorliegen muss. Auch das bietet – wie bereits für Freiflächenanlagen – neue Möglichkeiten der Effizienzsteigerung bestehender Dachanlagen.
Die Modulpreise in Europa, die üblicherweise in China hergestellt werden bzw. von chinesischen Produzenten verkauft werden, sind im Geschäftsjahr stetig und spektakulär gesunken. Die Gründe hierfür sind vielschichtig. Die Einführung des Inflation Reduction Act (IRA) in den Vereinigten Staaten hat zwar zu einer starken Zunahme der Investitionen in Solaranlagen in diesem Land geführt, allerdings ist eine amerikanische Fertigung der Module erforderlich, um von den Steuerbegünstigungen aus dem IRA Gebrauch machen zu können, sodass der amerikanische Absatzmarkt für die chinesischen Hersteller im Geschäftsjahr stark rückläufig war und die chinesischen Waren zunehmen auf dem europäischen Markt angeboten wurden. Zweitens haben die Senkung der Strompreise und die höheren Zinsen eine Abnahme der Ausbaugeschwindigkeit von Solaranlagen nach sich gezogen. Dies hat dazu geführt, dass die Lager in den europäischen Häfen über sehr hohe Solarmodulbeständen verfügen, die zu immer mehr sinkenden Modulpreisen auf den Markt angeboten werden. Es ist zu erwarten, dass dieser Bestandreinigungseffekt noch im laufenden Geschäftsjahr andauern wird.
Entwicklung der Modulpreise in Deutschland in 2020-2023 in EUR / Wp
Quelle: pvxchange; eigene Darstellung
Obwohl die anderen Systemkosten (auch BOS für Balance of System) tendenziell mit den Jahren ebenfalls fallen, verhindern die hohen Rohstoffpreise (Kupfer, Aluminium, Stahl) sowie die beschränkte Verfügbarkeit von Monteuren und Technikern bzw. Komponenten wie z. B. Trafostationen wesentliche Senkungen in den BOS-Kosten. Die Wartezeiten auf bestimmte projektspezifische Komponenten (wie z. B. Übergabestationen und Trafos) sind allerdings deutlich kürzer geworden. Insgesamt lässt sich nämlich in den letzten Jahren aufgrund des stärkeren Rückgangs der Modulpreise eine Verschiebung bei den Gesamtsystempreisen hin zu den BOS-Kosten (ohne Berücksichtigung spezifischer Standortfaktoren) wahrnehmen. Konnte man bei den Gesamtkosten für Module und BOS 2010 noch ein Verhältnis von 60/40 feststellen, lag das Verhältnis Module/BOS Ende 2023 bei 33/67.
Deutsche Systempreise in EUR / Wp (links) – Einspeisetarifentwicklung in EUR / MWh (rechts)
Quelle: IRENA, Eigene Darstellung
Nach einer langen Nullzinsphase bis Juli 2022 hat die Europäische Zentralbank in Reaktion auf die rege Inflation in der Eurozone eine geldpolitische Kehrwende eingeleitet und die Leitzinsen sukzessive erhöht. Damit wurde im Juli 2022 durch eine Ersterhöhung von 0,5 % der Anfang gemacht. Danach stiegen die wichtigsten Leitzinsen noch dreimal im Geschäftsjahr 2022 (um weitere 2,0 %) und dann noch einmal um 2,0% im Geschäftsjahr 2023, sodass der Leitzins am Ende des Berichtsjahres 4,5 % erreichte.
Zinsätzen der Deutschen Bundesanleihen (Laufzeiten 1-20 Jahre)
Quelle: Basiszinssatz.de, Eigene Darstellung
Die Zunahme der mittel- und langfristigen Zinsen, z.B. gemessen an den Zinsätzen für deutsche Bundesanleihen hat jedoch bereits im ersten Halbjahr 2022 angefangen und sich kontinuierlich bis zum Ende des ersten Halbjahres 2023 weitergesetzt. Seitdem kann wieder eine Abnahme des allgemeinen Zinsniveaus beobachtet werden. Zum Jahresende 2023 herrschte einen nahezu flache Zinskurve vor. Da die Projektfinanzierungszinssätze sich im Wesentlichen nach den mittel- und langfristigen Zinsen orientieren, ist wieder eine erste leichte Entspannung der Projektzinssätze spürbar.
Der Wettbewerb des Konzerns spielt sich vor allem im Einkauf bzw. in der Projektentwicklung von neuen Projekten ab. Im deutschen und belgischen Markt beteiligt sich der Konzern an relativ kleinen (Dach-) Anlagen auf gewerblichen Dachflächen. Der Wettbewerb besteht hier vor allem in der Abwägung des Dacheigentümers zwischen einer eigenen Investition oder einem Drittinvestor. In Deutschland werden solche kleineren Anlagen durch die höheren Entstehungskosten und die geringen Ausschreibungsvergütungen sowie die schwierige regulatorische Lage beim Stromverkauf an den Gebäudenutzer erschwert. Daher etabliert sich, wie oben beschrieben, zunehmend ein reiner PPA-Markt in Deutschland, an dem der Konzern nicht oder nur in beschränktem Ausmaß beteiligt ist. Dieser bleibt den Energieversorgungsunternehmen, Netzbetreibern usw. vorbehalten. Dies bedeutet allerdings auch, dass solche Gesellschaften im Segment, in dem der Konzern Freiflächenanlagen kauft und entwickelt (1-20 MWp), weniger als Mitbewerber präsent sind. Der Konzern hält hauptsächlich Erneuerbare-Energieanlagen zwischen 1 bis 20 MWp, die eine Einspeisevergütung (aus dem EEG oder aus der Ausschreibung) erhalten. In diesem Segment gibt es eine beträchtliche Konkurrenz mit sehr unterschiedlichen Wettbewerbern, wie z. B. Privatiere, geschlossene Fonds, andere IPP-Player, Versicherer usw. Der Konzern versucht sich durch Eigenentwicklung und durch den Ausbau von langfristigen Beziehungen mit Projektentwicklern und Generalunternehmern einen exklusiven Zugang zu verschaffen.# WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNG DES KONZERNS (Berichterstattung auf Basis des IFRS Konzernabschlusses)
Das geplante Portfoliowachstum des Geschäftsplans 2020-22 sah für das Jahr 2020 eine Steigerung von 190 MWp zum Jahresende 2019 um 30 MWp auf 220 MWp zum Jahresende 2020 vor. Im Juni 2020 wurde das Ausbauziel für 2020 bereits erreicht (siehe „Stand der Umsetzungen der Ziele des Geschäftsplans 2018-20“). Am Ende des Jahres 2020 lag das Gesamtportfolio bei 256 MWp.
Das Portfoliowachstum von 224,7 MWp (siehe „Stand der Umsetzungen des Geschäftsplans 2018-20“) auf 404 MWp am 31. Dezember 2022 umfasste neue Solaranlagen (126,3 MWp), und Bestandsanlagen (53,2 MWp) in Deutschland. Die durchschnittliche Größe der erworbenen Projekte lag bei 2,2 MWp. Der Investition/EBITDA-Multiplikator lag real bei 10,5 durch den Kauf von mehrheitlich neuen Projekten mit niedrigem Einspeisetarif, was sich bei gegebener Produktion in niedrigeren Umsatzerlösen und entsprechend niedrigeren EBITDA und, bezogen auf den Kaufpreis, in höheren Investition/EBITDA-Multiplikatoren auswirkt.
Das geplante Portfoliowachstum des Geschäftsplans 2021-24 sah einen Ausbau zum Jahresende 2023 um 30 MWp auf 460 MWp, davon 400 MWp in Deutschland und 60 MWp in Belgien vor. Zum Bilanzstichtag hat der Konzern einen Anlagenportfolio von 445 MWp, zuzüglich einer weiteren Anlage von 20MWp die sich zum Jahresende im Erwerb befand. Zum Jahresende wurde eine geografische Verteilung des Anlageportfolios entsprechend dem Geschäftsplan 2021-2024 erreicht, denn das Unternehmen hatte deutsche Anlagen mit einer Leistung von 386 MWp (nebst einer Anlage von 20 MWp, der sich im Erwerb befand,) im Bestand sowie eine belgisches Anlagenportfolio von 59 MWp.
Die Neuinvestitionen lagen unter Berücksichtigung von übernommen Zahlungsmittel- und Zahlungsmitteläquivalenten bisher bei EUR 88,9 Mio., zuzüglich Beträge i.H.v. EUR 2,2 Mio. für noch nicht abgerechneten Bauleistungen, für die Zunahme der Leistung von 338 MWp (zum Zeitpunkt der Veröffentlichung des Plans 2021-2024) auf 445 MWp. Zur Finanzierung wurden Projektfinanzierungen i.H.v. EUR 8,4 Mio. übernommen, alternative Finanzierungen (wie z. B. Corporate Finanzierung oder die Optionsanleihe 2023) i. H. v. EUR 26,7 Mio. neuabgeschlossen sowie EUR 12,0 Mio. Leasingverbindlichkeiten neu aufgenommen. – und durch Kapitalerhöhungen in mehreren Schritten i. H. v. EUR 27,1 Mio. unter Anwendung des Zahlungsmittelbestands für den Restbetrag i.H.v. EUR 14,7 Mio. finanziert.
Da dieser Geschäftsplan erst im November 2023 beschlossen wurde, wird im Geschäftsbericht 2024 näher darüber berichtet werden.
Der Vorstand war für das Geschäftsjahr 2023 in seiner ursprünglichen Prognose im Geschäftsbericht 2022 von einer durchschnittlichen operativen Anlagenleistung von 410 MWp sowie von normalen Witterungsbedingungen im Jahr 2023 (941 kWh/kWp) und einer durchschnittlichen Aktienzahl von 79,8 Mio. ausgegangen. Schließlich wurde ein durchschnittlicher solarer Strompreis von EUR 98/MWh unterstellt.
Die prognostizierten Umsatzerlöse (EUR 66,0 Mio.) wurden im Geschäftsjahr 2023 um EUR 3,8 Mio. übertroffen. Das EBITDA des Geschäftsjahres beträgt EUR 61,5 Mio. Die Prognose konnte somit um EUR 4,5 Mio. übertroffen werden. Der Vorstand hat während des Geschäftsjahres die EBITDA-Prognose einmal erhöht: in der Zwischenmitteilung im zweiten Halbjahr erfolgte aufgrund der guten Ergebnisse in den ersten neun Monaten eine Erhöhung der EBITDA-Prognose auf EUR 58,0 Mio.
Der CFPS lässt sich wie folgt ableiten:
| TEUR | |
|---|---|
| 1. EBITDA | 61.609 |
| 2. Minus effektive Nettozinszahlungen | -5.186 |
| 3. Minus effektive Steuerzahlungen | -3.328 |
| 4. Minus Pachtaufwand (nicht im Betriebsaufwand enthalten) | -3.097 |
| = Netto Cashflow | 49.998 |
Durchschnittliche Anzahl der Aktien: 81.383
CFPS (in EUR): 0,61
Die Produktion betrug im Berichtszeitraum 374 Gigawattstunden (GWh) und lag damit 2,9 % unterhalb der Prognose i. H. v. 385 GWh. Hiermit wurde ein Ertrag pro installierter Leistungseinheit von 908 kWh/kWp für das Anlagenportfolio erreicht, der 3,5 % unterhalb des prognostizierten Werts von 941 kWh/kWp liegt.
7C Solarparken erzielte im Geschäftsjahr 2023 Umsatzerlöse i. H. v. EUR 69,8 Mio. (i. VJ: EUR 85,8 Mio.) Die Umsatzerlöse bestehen im Geschäftsjahr zu 98,0 % aus Stromverkäufen (Vorjahr: 98,6 %). Demzufolge ist der Stromverkauf von EUR 84,6 Mio. auf EUR 68,4 Mio. gesunken. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass in den Umsatzerlösen Erträge aus der Strompreisswap-Vereinbarung mit einem großen europäischen Energieversorger i.H.v. EUR 6,2 Mio. enthalten sind.
| 2023 FY | 2022 FY | Änderung | |
|---|---|---|---|
| GWh (Solar und Wind) | 374 | 348 | 7,5 % |
| kWh/kWp (nur Solar) | 883 | 1.004 | -12,1 % |
| kWh/kWp (Solar und Wind) | 908 | 1.022 | -11,0 % |
| Gewichtete durchschnittliche Leistung (Solar und Wind) | 421 | 341 | 20,8 % |
| Durchschnittlicher Einspeisepreis (EUR/MWh)* | 183 | 243 | -24,7 % |
*Umsatzerlöse aus Stromverkauf (inkl. Strompreisswap-vereinbarung) geteilt durch Produktion
Die spürbare Abnahme der Stromverkäufe ist auf die kräftige Senkung der Strompreise und des damit einhergehenden durchschnittlichen Einspeisepreises zurückzuführen. Das Anlagenportfolio generierte im Geschäftsjahr 2023 mit 374 GWh rund 7,5 % mehr Strom als im vergleichbaren Vorjahreszeitraum. Diese deutliche Produktionszunahme ist lediglich auf das starke Wachstum des Anlagenportfolios zurückzuführen, denn die Witterungsverhältnisse schnitten gegenüber dem Vorjahr signifikant schlechter ab; die gewichtete durchschnittliche Erzeugungskapazität im Geschäftsjahr lag um fast 21 % höher als im Vorjahr. Der spezifische Ertrag des Anlagenportfolios jedoch hat sich mit 908 kWh/kWp gegenüber der Vorjahresperiode um 11 % verschlechtert. Im Vergleich zum Vorjahr nahm der durchschnittliche Einspeisepreis deutlich ab (-25 %) und sank auf 183 EUR/MWh (i. VJ.: 243 EUR/MWh). In dieser Entwicklung spiegeln sich die Normalisierung der Strompreise nach dem enormen Anstieg der Strommarktpreise im Vorjahr wider. (vgl. Abschnitt „Vermarktungsmodel des deutschen Anlagenportfolios“).
Das starke Wachstum des Anlagenportfolios (+21 %) hat sich um EUR 15,6 Mio. positiv auf die Umsatzerlöse ausgewirkt, während die Senkung des spezifischen Ertrags um 11 % auf 908 kWh/kWp, aufgrund der schlechteren Einstrahlungsbedingungen, eine Senkung der Umsatzerlöse um EUR 9,3 Mio. zur Folge hatte. Im Vergleich zur Vorjahresperiode, die durch hohe Strompreise infolge des Ukrainekrieges geprägt war, nahm der durchschnittliche Einspeisepreis deutlich ab (-25 %). Dies hatte eine Abnahme der Stromverkäufe um EUR 22,5 Mio. zur Folge. Die Strompreisswap-Vereinbarung mit einem großen europäischen Energieversorger für einen wesentlichen Teil des Anlagenportfolios (93 MWp) hat die Effekte der Strompreisentwicklung auf die Stromverkäufe um EUR 6,2 Mio. mildern können.
Die Umsatzerlöse aus Dienstleistungen haben sich von EUR 0,9 Mio. im Jahr 2022 geringfügig auf EUR 1,0 Mio. erhöht. Dies entspricht 1,5 % vom Gesamtumsatz (Vorjahr: 1,1 %).
Sonstige betriebliche Erträge erzielte 7C Solarparken i. H. v. EUR 7,5 Mio. (i. VJ.: EUR 3,3 Mio.). Besonders hervorzuheben sind Ausgleichszahlungen i V. m. Anlagenabschaltungen infolge der Einführung von Redispatch 2.0 i. H. v. EUR 4,8 Mio. (i. VJ.: EUR 1,1 Mio.). Davon betrafen EUR 2,2 Mio. die Vorjahre und EUR 2,6 Mio. das Geschäftsjahr 2023. Darüber hinaus konnten Rückstellungen i. H. v. EUR 1,0 Mio. (i. VJ. EUR 0,2 Mio.) aufgelöst werden. Daneben wurden weitere EUR 0,3 Mio. periodenfremde Erträge erfolgswirksam vereinnahmt.
Der Personalaufwand nahm im Berichtszeitraum auf EUR 2,3 Mio. (i. VJ.: EUR 2,0 Mio.) zu. Der Konzern beschäftigte zum 31. Dezember 2023 neben den beiden Vorständen 19 Mitarbeiter (i. VJ.: 24 Mitarbeiter), davon 7 bei der 7C Solarparken AG (i. VJ.: 12 Mitarbeiter). Durchschnittlich beschäftigte der Konzern während der Berichtsperiode 23 Mitarbeiter (i. VJ.: 24 Mitarbeiter), davon 10 bei der 7C Solarparken AG (i. VJ.: 11 Mitarbeiter).
Die betrieblichen Aufwendungen beliefen sich in der Berichtsperiode auf EUR 13,3 Mio. (i. VJ.: EUR 12,4 Mio.). Dieser Anstieg des sonstigen Betriebsaufwandes ist im Wesentlichen auf die erhöhten Kosten für den Betrieb der Solarparks (+EUR 1,0 Mio.), sowie die Erhöhung der Verwaltungskosten (+EUR 0,5 Mio.) unter Berücksichtigung des geringeren Aufwands aus der Erhöhung der Rückstellungen im Vergleich mit dem Vorjahr (-EUR 0,6 Mio.) zurückzuführen. Die Kosten für den Betrieb der Solarparks umfassen Aufwendungen wie Reparaturen und Instandhaltung sowie Versicherungen, Eigenstrombedarf, Materialkosten und Kosten für die Rasen-/Grünpflege. Diese Aufwendungen stiegen von EUR 6,1 Mio. im Vorjahr auf EUR 7,1 Mio. an. Die Hauptgründe für diese Zunahme sind die Zunahme der Direktvermarktungskosten aufgrund der erhöhten Preisvolatilität auf dem Strommarkt (+ EUR 0,7 Mio.), die gestiegenen Kosten durch die Auslagerung von Wartungsarbeiten (+0,4 Mio.) und die Zunahme der eigenen Stromkosten (+0,2 Mio.). Gegenläufig hat sich die Abnahme der variablen Leasingraten aus Gestattungsverträgen in Verbindung mit Solarparks aufgrund der schlechteren Witterungsbedingungen (-0,6 Mio.) ausgewirkt.
Der 7C Solarparken Konzern hat ein EBITDA von EUR 61,6 Mio. erzielt (i. VJ.: EUR 74,7 Mio.), was einem Rückgang von 17,5 % entspricht. Die EBITDA-Marge stieg im Geschäftsjahr leicht an und lag bei 88,2 % (i. VJ. 87,1 %).
Die Abschreibungen und Wertminderungen i. H. v. EUR 39,9 Mio. (i. VJ.: EUR 34,6 Mio.) betreffen Abschreibungen bzw.# Wertminderungen auf Sachanlagen, Nutzungsrechte sowie immaterielle Vermögenswerte.
Die Erhöhung der planmäßigen Abschreibungen ist auf die Erweiterung des Anlagenportfolios (+EUR 2,6 Mio.) sowie der Nutzungsrechte (+EUR 0,5 Mio.) zurückzuführen. Es wurden Wertminderungen der Sachanlagen, Nutzungsrechte oder der immateriellen Vermögenswerte i. H. v. EUR 4,0 Mio. (i. VJ.: EUR 1,6 Mio.) vorgenommen.
Das Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit (EBIT) ist von EUR 40,2 Mio. im Vorjahr auf EUR 21,8 Mio. im Jahr 2023 zurückgegangen. Dies entspricht einer EBIT-Marge von 31,2 % (i. VJ.: 46,8 %).
Das Beteiligungs- und Finanzergebnis verschlechterte sich mit minus EUR 6,6 Mio. im Vergleich zum Vorjahr (minus EUR 5,9 Mio.). Diese Abnahme des Beteiligungs- und Finanzergebnisses um EUR 0,7 Mio. resultiert im Wesentlichen aus der Zunahme der Aufzinsung der Leasingverbindlichkeiten (+EUR 0,3 Mio.) sowie Aufwendungen aus der Neubewertung von Finanzverbindlichkeiten aufgrund der Anpassung des Zinssatzes nach Ablauf der Zinsbedingungsfrist (EUR 0,4 Mio.). Die Zinsaufwendungen haben sich im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um EUR 0,1 Mio. auf EUR 4,9 Mio. (i. VJ.: EUR 4,8 Mio.) geringfügig erhöht. Es gab ebenfalls eine Erhöhung der Zinserträge aus finanziellen Vermögenswerten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden um EUR 0,2 Mio. auf EUR 0,4 Mio. Die Aufzinsungen für Rückstellungen nahm aufgrund der Erweiterung des Portfolios um EUR 0,1 Mio. auf EUR 0,9 Mio. zu.
Der in der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesene Steueraufwand belief sich im Geschäftsjahr 2023 insgesamt auf EUR 3,7 Mio. (i. VJ.: EUR 9,8 Mio.). Dieser Rückgang ergibt sich im Wesentlichen daraus, dass sich im Geschäftsjahr das Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT) um EUR 19,1 Mio. verringert hat, was zu einer Verminderung der Steuern führte. Der Steueraufwand beinhaltet laufende Steuern i.H.v. EUR 2,9 Mio. und latenten Steueraufwand i.H.v. EUR 0,8 Mio. Der Konzernjahresüberschuss von EUR 11,4 Mio. (i. VJ.: EUR 24,5 Mio.) setzt sich aus dem Ergebnis der Anteilseigner der Muttergesellschaft i. H. v. EUR 10,1 Mio. sowie dem Ergebnis nicht beherrschender Gesellschafter von EUR 1,4 Mio. zusammen.
Die Vermögenslage der 7C Solarparken setzt sich zu rund 82 % (2022: 81 %) aus langfristigen Vermögenswerten zusammen.
Die immateriellen Vermögenswerte von 7C Solarparken beliefen sich zum 31. Dezember 2023 auf EUR 2,1 Mio. (i. VJ.: EUR 2,6 Mio.) und beinhalteten u. a. Serviceverträge für die Betriebsführung von Anlagen Dritter, die im Zuge der Unternehmensakquisitionen in den Vorjahren erworben wurden, i. H. v. EUR 1,2 Mio. sowie Projektrechte für Solaranlagen, die sich in unterschiedlichen Entwicklungsphasen befinden i. H. v. EUR 1,0 Mio. Es wurden planmäßige Abschreibungen i. H. v. EUR 0,1 Mio. auf die immateriellen Vermögenswerte vorgenommen. Darüber hinaus haben sich die immateriellen Vermögenswerte aufgrund der Vollkonsolidierung der GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG um EUR 0,3 Mio. verringert, da der mit diesem Fonds verbundene Betriebsführungsvertrag nunmehr konzerninterne Verhältnisse betrifft.
Der Konzern hat im Berichtszeitraum EUR 44,6 Mio. in die Erweiterung des Solar- und Windanlagenportfolios investiert. Darüber hinaus wurden Solarparks im Bau i. H. v. EUR 10,2 Mio. durch die Realisierung der Projekte in die Solarparks umgegliedert. Die planmäßigen Abschreibungen betrugen EUR 32,5 Mio. und Wertminderungen in den Solaranlagen EUR 4,0 Mio. Schließlich wurde eine Solaranlage verkauft, was zu einem Rückgang des Anlagevermögens i. H. v. EUR 1,3 Mio. führte. Demzufolge hat sich der Buchwert der Solar- und Windparks mit EUR 375,6 Mio. im Vergleich zum Vorjahr (EUR 359,2 Mio.) in der Summe um EUR 18,7 Mio. erhöht.
Die Solarparks im Bau hatten zum Stichtag einen Buchwert von EUR 16,1 Mio. (i. VJ.: EUR 15,6 Mio.). Es wurden im Berichtszeitraum ein Betrag von EUR 10,7 Mio. für neue Solaranlagen, die sich zum Bilanzstichtag noch im Bau befanden, investiert und ein Betrag von EUR 10,2 Mio. für Solaranlagen im Bau in die Solarparks umgegliedert.
Der Betrag für die Nutzungsrechte, welche im Wesentlichen die Nutzung von Grundstücken und Dächern für den Betrieb der Solar- und Windkraftanlagen betreffen, stieg von EUR 38,4 Mio. auf EUR 42,5 Mio. an. Hier standen den Zugängen durch Investitionen und durch Erweiterung des Konsolidierungskreises i. H. v. EUR 7,6 Mio. Abschreibungen i. H. v. EUR 2,4 Mio. und der Abgang aufgrund eines Verkaufs einer Anlage (EUR 0,5 Mio.) entgegen.
Die Grundstücke und Gebäude, d. h. das sog. PV Estate, ist unter Berücksichtigung von Abschreibungen i. H. v. EUR 1,0 Mio. auf EUR 14,4 Mio. (i. VJ.: EUR 13,4 Mio.) angewachsen. Der Konzern hat im Geschäftsjahr verschiedene Flächen, auf denen der Konzern Solaranlagen betreibt, erworben. Insgesamt vergrößerte sich das PV Estate Portfolio mit diesen Transaktionen auf 199 ha (i. VJ.: 184 ha).
Die aktiven latenten Steuern resultieren aus voraussichtlich steuerlich nutzbaren Verlustvorträgen sowie aus temporären Differenzen. Sie haben sich von EUR 6,0 Mio. auf EUR 5,2 Mio. verringert.
Die kurzfristigen Vermögenswerte haben sich von EUR 102,4 Mio. am Jahresende 2022 auf EUR 104,1 Mio. zum 31. Dezember 2023 erhöht. Der Konzern hat im Geschäftsjahr EUR 18,3 Mio. (i. VJ.: EUR 0) auf Festgeldkonten angelegt mit einer Laufzeit von mehr als 3 Monaten. Diese Festgeldkonten werden daher als kurzfristige Vermögenswerte ausgewiesen.
Am Bilanzstichtag verfügte der Konzern über liquide Mittel i. H. v. EUR 62,3 Mio. (i. VJ.: EUR 90,5 Mio.). Hiervon sind EUR 12,1 Mio. (i. VJ.: EUR 18,8 Mio.) mit Verfügungsbeschränkungen für Projektreserven und Avale belegt.
Die Bilanzsumme ist von EUR 550,4 Mio. auf EUR 564,4 Mio. angestiegen. Das Eigenkapital belief sich zum 31. Dezember 2023 auf EUR 250,2 Mio. (i. VJ.: EUR 227,2 Mio.).
Der Anstieg i. H. v. EUR 23,0 Mio. bzw. um 10,1 % basiert auf der im April 2023 durchgeführten Kapitalerhöhungen im Rahmen einer Privatplatzierung (EUR 11,3 Mio.) abzüglich der Platzierungskosten (EUR 0,2 Mio.), dem positiven Gesamtergebnis (EUR 15,4 Mio.) und der ausgezahlten Dividende i. H. v. EUR 11,2 Mio. Die Rückkäufe von eigenen Anteilen haben das Eigenkapital um EUR 1,6 Mio. verringert. Die Zunahme der nicht beherrschenden Anteile, die hauptsächlich aus der Erstkonsolidierung der GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG resultiert, haben zu einer Eigenkapitalerhöhung um EUR 8,7 Mio. geführt. Die Ausgabe einer Optionsanleihe im Mai 2023 hat die Kapitalrücklage um EUR 0,6 Mio. verstärkt.
Die Eigenkapitalquote, die vom Konzern ohne die Hedging Reserve ermittelt wird, erhöhte sich von 41,4 % zum 31. Dezember 2022 auf solide 43,7 % zum 31. Dezember 2023.
Die lang- und kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten im Konzern beliefen sich zum 31. Dezember 2023 insgesamt auf EUR 210,1 Mio. (i. VJ.: EUR 227,0 Mio.). Es handelt sich hier um die Darlehen zur Finanzierung der Solar- und Windparks, der Immobilien des sog. PV Estate sowie auch um die emittierten Schuldscheindarlehen.
Es wurden im Geschäftsjahr EUR 20,2 Mio. neue Darlehen gesichert sowie EUR 7,1 Mio. neue Darlehen durch Akquise von neuen Tochtergesellschaften in den Konsolidierungskreis aufgenommen. Darüber hinaus hat der Konzern im Geschäftsjahr die Optionsanleihe 2023 zu einem Buchwert von EUR 6,3 Mio. bilanziert. Neubewertungen der bestehenden Finanzverbindlichkeiten haben zu einer Erhöhung mit EUR 0,4 Mio. geführt. Gegenläufig haben sich die regulären Tilgungen i. H. v. EUR 35,9 Mio. sowie die Tilgung von Schuldscheinen i. H. v. EUR 15,0 Mio. ausgewirkt.
Die lang- und kurzfristigen Leasingverbindlichkeiten betrugen zum Bilanzstichtag EUR 42,4 Mio. (i. VJ.: 39,1 Mio.). Zu der Veränderung trugen im Wesentlichen erhöhend neue Leasingverbindlichkeiten aus der Erweiterung des Konsolidierungskreises oder durch Erwerb von Nutzungsverträgen (EUR 5,6 Mio.) sowie aufgrund des Abschlusses von neuen Leasingverträgen i. H. v. EUR 1,8 Mio. sowie aufgrund von Aufzinsung von bestehenden Leasingverbindlichkeiten i. H. v. EUR 0,7 Mio. bei. Gegenläufig haben sich die regulären Tilgungen i. H. v. EUR 3,6 Mio., die Neubewertung von bestehenden Leasingverbindlichkeiten i. H. v. EUR 0,6 Mio. sowie die Entkonsolidierung von Nutzungsverträgen infolge eines Verkaufs einer Anlage i. H. v. EUR 0,5 Mio. ausgewirkt.
Bei den langfristigen Rückstellungen war eine Zunahme um EUR 2,8 Mio. zu verzeichnen. Dies war vor allem auf die Rückbaurückstellungen zurückzuführen, die im Wesentlichen aufgrund der Erwerbe von Tochterunternehmen i. H. v. EUR 1,6 Mio. sowie der Neubauprojekte (EUR 0,9 Mio.) und aus der Aufzinsung um EUR 0,9 Mio. anstiegen. Darüber hinaus wurden neue Rückstellung in Verbindung mit Risiken aus dem Projektgeschäft i. H. v. EUR 0,6 Mio. gebildet. Dahingegen sanken die Rückstellungen für technische Gewährleistungen mit EUR 0,3 Mio. und die Rückstellungen aus Einzelrisiken ebenfalls mit EUR 0,3 Mio.
Die Veränderung des Finanzmittelfonds betrug im Berichtsjahr minus EUR 28,2 Mio. (i. VJ.: EUR 21,2 Mio.). Dabei betrug der „Netto-Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit“ EUR 45,0 Mio., welchem der Zahlungsmittelabfluss aus der Investitionstätigkeit i. H. v. EUR 44,2 Mio. sowie der „Netto-Cash-Flow aus der Finanzierungstätigkeit“ i. H. v. EUR 29,0 Mio. gegenüberstanden und per Saldo zu einer Abnahme des Finanzmittelfonds führten.
Der Nettomittelzufluss aus der laufenden Geschäftstätigkeit verringerte sich von EUR 61,7 Mio. auf EUR 45,0 Mio. Er resultiert im Wesentlichen aus dem operativen Geschäft der Solarparks und den hieraus generierten Einzahlungen abzüglich der gezahlten Zinsen i. H. v. EUR 5,2 Mio. (i. VJ.: EUR 5,2 Mio.) sowie der gezahlten Ertragssteuern i. H. v. EUR 3,3 Mio. (i. VJ.: EUR 2,8 Mio.).
Die einzelnen Zahlungsmittelzu- bzw. abflüsse stellten sich wie folgt dar:
| Beschreibung | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Netto-Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit | EUR 45,0 Mio. | EUR 61,7 Mio. |
| Zahlungsmittelabfluss aus der Investitionstätigkeit | EUR 44,2 Mio. | |
| Netto-Cash-Flow aus der Finanzierungstätigkeit | EUR 29,0 Mio. | |
| Veränderung des Finanzmittelfonds | EUR -28,2 Mio. | EUR 21,2 Mio. |
Der negative Cashflow aus Finanzierungstätigkeit belief sich auf minus EUR 29,0 Mio. (i. VJ.: minus EUR 9,1 Mio.). Dieser Betrag umfasst im Wesentlichen die Tilgung von Krediten i. H. v. EUR 35,9 Mio. sowie von Schuldscheinen i. H. v. EUR 15,0 Mio., die Ausschüttung von Dividenden i. H. v. EUR 11,2 Mio. sowie die Tilgungen der Leasingverbindlichkeiten gemäß IFRS 16 von EUR 3,6 Mio. und den Rückkauf von eigenen Anteilen i. H. v. EUR 1,6 Mio. Der Konzern hat auch nicht-beherrschende Anteile für einen Betrag i. H. v. EUR 0,6 Mio. zurückgekauft. Gegenläufig haben sich die Einzahlung aus einer Kapitalerhöhung i. H. v. EUR 11,3 Mio., die Einzahlung von neuen projektgebundenen Krediten i. H. v. EUR 20,2 Mio. und aus der Optionsanleihe 2023 i. H. v. EUR 6,9 Mio. ausgewirkt.
Der Konzern war zu jeder Zeit in der Lage, seine Zahlungsverpflichtungen zu erfüllen. Zusammenfassend ist die Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage als positiv zu betrachten. Die sich abzeichnende Verbesserung des EBITDA sowie die Erweiterung des Anlagenportfolios spiegelt die Unternehmensplanung und Intention einer nachhaltigen und kontinuierlichen Geschäftsentwicklung erfolgreich wider.
Im Vergleich zu ihren Tochtergesellschaften hatte die 7C Solarparken AG bisher eine relativ geringe Bedeutung für den Konzern als Ganzes, da die wesentlichen Vermögensgegenstände des Konzerns – dessen Solar- und Windanlagen – in der Mehrzahl von anderen Konzerngesellschaften gehalten werden. Der Stellenwert der 7C Solarparken AG gewinnt jedoch immer mehr an Bedeutung, nicht nur weil die Muttergesellschaft zunehmend auch unmittelbar Solaranlagen betreibt, sondern in steigendem Maße auch die Finanzierung des Erwerbs von Bestandsanlagen sowie die Errichtung neuer Anlagen in anderen Konzerngesellschaften sichert.
Die 7C Solarparken AG hat sowohl ihre Umsatz- als auch ihre EBITDA-Prognose deutlich übertroffen. Der Geschäftsverlauf im Jahr 2023 ist im strategischen und finanziellen Sinne als positiv zu betrachten.
Der Umsatz der 7C Solarparken AG hat mit EUR 4,8 Mio. die Prognose von EUR 3,6 Mio. deutlich übertroffen. Die Stromverkäufe jedoch verringerten sich infolge der schlechteren Witterungsbedingungen sowie der geringeren Strompreise von EUR 2,6 Mio. im Vorjahr auf EUR 1,2 Mio. im Geschäftsjahr 2023. Die Umsatzerlöse wurde jedoch von den Dienstleistungen, wie zum Beispiel die Wartung und Reparatur für die Photovoltaikanlagen der konzerninternen Kunden, i.H.v. (EUR 3,6 Mio.) erheblich unterstützt. Vor allem die gute Umsatzentwicklung der Stromverkäufe hat sich auch auf das EBITDA positiv ausgewirkt, das den prognostizierten Wert (EUR 0,1 Mio.) um EUR 0,5 Mio. übertroffen konnte.
| in TEUR | ||
|---|---|---|
| 2023 (IST) | 2023 (Prognose) | |
| 1. Umsatzerlöse | 4.787 | 3.900 |
| 2. Sonstige betriebliche Erträge | 553 | |
| 3. = Gesamtleistung | 5.341 | |
| 4. Materialaufwand | ||
| a) Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe | -143 | |
| b) Aufwendungen für bezogene Leistungen | -2.149 | |
| 5. Personalaufwand | ||
| a) Löhne und Gehälter | -551 | |
| b) Soziale Abgaben | -83 | |
| 6. Sonstige betriebliche Aufwendungen | -1.838 | |
| 7. EBITDA | 578 | 100 |
Die Produktion betrug im Berichtszeitraum 9,8 GWh, was 2,0 % unter der Prognose i. H. v. 10,0 GWh liegt. Hiermit wurde ein Ertrag pro installierter Leistungseinheit von 912 kWh/kWp erreicht und hat somit den prognostizierten Wert von 934 kWh/kWp um 2,4 % unterschritten.
Die Umsatzerlöse der 7C Solarparken AG betragen im Geschäftsjahr 2023 EUR 4,8 Mio. (i. VJ.: EUR 10,2 Mio.) und sind damit gegenüber dem Vorjahr sehr stark gesunken. Die Umsatzerlöse bestanden im Wesentlichen aus den Dienstleistungen (EUR 3,6 Mio.) sowie aus Stromverkäufen (EUR 1,2 Mio.)
Die 7C Solarparken AG hat Mieteinnahmen i. H. v. TEUR 29 durch die Vermietung Ihrer Immobilienobjekte erzielt (i. VJ: TEUR 29).
Die sonstigen betrieblichen Erträge sind im Vergleich zu 2022 mit EUR 0,6 Mio. deutlich gesunken (i. VJ.: EUR 0,8 Mio.). Die sonstigen betrieblichen Erträge bestanden im Berichtsjahr fast ausschließlich aus der Auflösung von Rückstellungen, um EUR 0,5 Mio. Im Vorjahr konnte noch ein einmaliger Liquidationserlös der Konzerngesellschaft Colexon Italia SRL (Imola, Italien) i. H. v. EUR 0,4 Mio. erwirtschaftet werden.
Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sind aufgrund der vielen Modulverkäufe im Vorjahr von EUR 4,1 Mio. auf EUR 0,1 Mio. gesunken. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen sind jedoch von EUR 1,2 Mio. im Jahr 2022 auf EUR 2,1 Mio. im Geschäftsjahr angestiegen. Ausschlaggebend hierfür war vor allem die Zunahme der Erbringungen von Fremdleistungen durch andere Konzerngesellschaft um EUR 0,6 Mio. sowie infolge mit Dienstleistern abgeschlossener Verträge für die technische Wartung des angestiegenen Anlagenportfolio des Konzerns i. H. v. EUR 0,3 Mio.
Die Personalaufwendungen haben sich auf EUR 0,6 Mio. (i. VJ.: EUR 0,9 Mio.) verringert. Die Anzahl der Mitarbeiter zum Jahresende betrug 7 (i. VJ: 12) Mitarbeiter.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind im Geschäftsjahr um EUR 0,3 Mio. auf EUR 1,8 Mio. angestiegen. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen betreffen im Wesentlichen, wie im Vorjahr, die Aufwendungen für die Verwaltung, eingekaufte Dienstleistungen und Kosten in Verbindung mit der im Geschäftsjahr durchgeführten Kapitalerhöhung.
Die Abschreibungen betreffen planmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen i. H. v. EUR 0,9 Mio. (i. VJ: EUR 0,9 Mio.).
Die Zinserträge sind auf EUR 5,3 Mio. angestiegen (EUR 4,8 Mio.). Die Wesentlichkeit der Zinserträge im Jahresergebnis der Muttergesellschaft, hängt vor allem mit der Rolle der 7C Solarparken AG als Finanzierungsgesellschaft des Konzerns zusammen. Die Zinsaufwendungen sind aufgrund der neu abgeschlossen konzerninternen und konzernfremden Darlehen um 0,5 Mio. angestiegen und betrugen EUR 1,7 Mio. (i. VJ: EUR 1,2 Mio.).
Die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag lagen im Geschäftsjahr 2023 bei EUR 0,4 Mio., während sie für die Gesellschaft im Vorjahr noch bei EUR 0,6 Mio. lagen. Dies ist auf das geringere Jahresergebnis zurückzuführen. Die Gesellschaft kann für das Geschäftsjahr 2023 wie auch im Vorjahr steuerliche Verlustvorträge geltend machen. Die im Jahresabschluss enthaltenen Ertragsteuern resultieren daher aus der Mindestbesteuerung. Die sonstigen Steuern lagen bei TEUR 8 (2022: TEUR 8).
Im Ergebnis erwirtschaftete die Gesellschaft einen Jahresüberschuss von EUR 3,7 Mio. (i. VJ: EUR 6,0 Mio.).
Das Sachanlagevermögen sank auf EUR 9,4 Mio. im Vergleich zu EUR 10,2 Mio. im Vorjahr. Diese Entwicklung ist im Wesentlichen auf die regulären Abschreibungen auf das Sachanlagevermögen zurückzuführen. Die Finanzanlagen i. H. v. EUR 65,5 Mio. (i. VJ.: EUR 62,9 Mio.) beinhalten die unmittelbaren Anteile an Tochterunternehmen und Beteiligungen und entfallen mit EUR 33,8 Mio. zu einem großen Teil auf die Anteile an der 7C Solarparken NV, Mechelen, Belgien. Daneben wurden für insgesamt EUR 2,7 Mio. Geschäftsanteile an Fondsgesellschaften erworben.
Das Umlaufvermögen ist um EUR 9,2 Mio. auf EUR 176,4 Mio. angestiegen (i. VJ: EUR 167,2 Mio.). Der leichte Anstieg resultierte im Wesentlichen aus der Erhöhung der ausgereichten konzerninternen Forderungen auf EUR 168,8 Mio. (i. VJ: EUR 160,6 Mio.). Das Vorratsvermögen ist von EUR 0,7 Mio. im Vorjahr auf EUR 2,8 Mio. angestiegen. Diese Zunahme ist nahezu ausschließlich auf die Aufstockung des Modulbestandes für den geplanten Bau von Solarparks im Jahr 2024 zurückzuführen. Die liquiden Mittel haben sich um EUR 0,9 Mio. verringert.
Die Bilanzsumme erhöhte sich von EUR 240,4 Mio. im Vorjahr auf EUR 252,1 Mio. zum Bilanzstichtag.
Das Eigenkapital der 7C Solarparken AG ist während des Geschäftsjahres 2023 insgesamt um EUR 4,0 Mio. auf EUR 189,8 Mio. gestärkt worden. Hierzu haben neben dem positiven Jahresergebnis (EUR 3,7 Mio.) insbesondere die Barkapitalerhöhung i. H. v. EUR 11,3 Mio. beigetragen, die zur Finanzierung des eigenen Solaranlagenportfolios sowie der Erweiterung des Beteiligungsportfolios eingesetzt werden. Darüber hinaus wurde die Kapitalrücklage durch die Ausgabe einer Optionsanleihe im Geschäftsjahr um 0,6 Mio. erhöht. Gegenläufig hat sich die Ausschüttung einer Dividende an die Aktionäre der Gesellschaft (EUR 9,9 Mio.) sowie die Bildung einer Reserve im Eigenkapital für die durch die Gesellschaft gekauften eigene Anteile i. H. v. EUR 1,6 Mio. ausgewirkt.
Die Rückstellungen sanken um EUR 0,5 Mio. auf EUR 2,0 Mio. im Geschäftsjahr 2023. Dies resultiert hauptsächlich aus der Verringerung von Rückstellungen für Gewährleistungen um EUR 0,3 Mio. und die Abnahme der Steuerrückstellungen um EUR 0,2 Mio.
Die Verbindlichkeiten sind von EUR 52,1 Mio. im Vorjahr auf EUR 60,2 Mio. zum Bilanzstichtag angestiegen. Der Anstieg ist im Wesentlichen auf die Aufnahme von zwei neuen Bankkrediten i. H. v. EUR 19,8 Mio. sowie auf die Ausgabe einer Optionsanleihe mit einem Volumen i. H. v. EUR 6,9 Mio. zurückzuführen.Gegenläufig hat sich die reguläre Tilgung von Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten i. H. v. EUR 19,0 Mio., darunter insbesondere die erste zwei Tranchen der Schuldscheinverschreibung aus dem Jahr 2018 i. H. v. EUR 15,0 Mio., ausgewirkt.
Primäres Ziel der finanziellen Aktivitäten der Gesellschaft ist es, die Finanzierung des laufenden Geschäftsbetriebes sowie die Steuerung der Finanzierungsaktivitäten innerhalb des Konzerns sicherzustellen. Der Kapitalbedarf der Gesellschaft zur Finanzierung ihrer Finanzierungs- und Investitionsaktivitäten wurde im Berichtsjahr im Wesentlichen durch Zahlungsmittelzuflüsse aus der Ausgabe neuer Aktien (EUR 11,3 Mio.) gedeckt. Dem standen Mittelabflüsse i. H. v. EUR 6,7 Mio. zur Finanzierung von Konzerngesellschaften, EUR 8,4 Mio. Dividendenzahlungen und EUR 2,0 Mio. Rückzahlungen von Bankdarlehen gegenüber. Insgesamt standen dem Mittelzufluss aus der operativen Tätigkeit i. H. v. EUR 0,7 Mio. Mitteabflüsse aus Finanzierungstätigkeit i. H. v. EUR 1,3 Mio. sowie aus der Investitionstätigkeit i. H. v. EUR 4,8 Mio. gegenüber. Die Mittelabflüsse aus Investitionstätigkeit bestanden vor allem aus der Investition in Tochterunternehmen (EUR 5,0 Mio.) und dem Erwerb von anderen finanziellen Vermögenswerten (EUR 0,5 Mio.). Dem standen erhaltene Zinsen und Dividenden i. H. v. EUR 0,2 Mio. sowie Einzahlung aus dem Liquiditätserlös der Colexon Italia (Imola, Italien) i. H. v. EUR 0,5 Mio. gegenüber.
Der Kassenbestand verringerte sich somit um EUR 5,4 Mio. auf EUR 4,1 Mio. (i. VJ: EUR 9,6 Mio.). Die Gesellschaft war zu jeder Zeit in der Lage, ihre Zahlungsverpflichtungen zu erfüllen. Außerbilanzielle Verpflichtungen bestanden aus Rückkaufverpflichtungen einzelner Anlagen, die von der Gesellschaft gebaut wurden. Die Rückkaufverpflichtungen können erst in 7 Jahren Auswirkungen haben. Zusammenfassend ist die Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage als positiv zu betrachten. Der Vorstand ist mit der Entwicklung sehr zufrieden. Die 7C Solarparken AG konnte im Berichtszeitraum jederzeit ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen.
Aufgrund des strategischen Fokus des Konzerns werden die Erlöse der 7C Solarparken AG hauptsächlich aus dem Betrieb, der Wartung und den Managementdienstleistungen des eigenen IPP-Portfolios generiert. Auch wird die 7C Solarparken AG aus ihren eigenen Solaranlagen und PV Estate Umsatzerlöse generieren können. Weil einmalige Erträge und Aufwendungen des Berichtsjahres für das kommende Geschäftsjahr nicht im gleichen Umfang erwartet werden können, plant der Vorstand einen Umsatz von EUR 4,2 Mio. sowie ein negatives EBITDA von EUR 1,5 Mio. Das Anlagenportfolio der Muttergesellschaft sollte eine Produktion von 10,4 GWh sowie einen Ertrag pro installierter Anlagenleistung von 933 kWh/kWp
Der Vorstand berücksichtigt für seine Prognose das Bestandsportfolio von insgesamt 465 MWp. Dieses besteht aus dem Portfolio am Bilanzstichtag von 445 MWp zuzüglich der Solaranlagen, die sich zum Bilanzstichtag im Erwerb befanden (20 MWp). Es wird dabei mit einer durchschnittlichen operativen Anlagenleistung von 440 MWp gerechnet, da das Bestandsportfolio erst sukzessive im Geschäftsjahr 2024 ans Netz angeschlossen sein wird. Mit dem durchschnittlichen Anlagenportfolio erwartet der Vorstand, im Geschäftsjahr 2024 eine Stromproduktion i. H. v. mindestens 419 GWh zu realisieren, ausgehend von normalen Witterungsbedingungen im Geschäftsjahr 2024. Das bedeutet einen Ertrag pro installierter (operativen) Anlagenleistung (kWh/kWp) von mindestens 952 kWh/kWp. Weiterhin geht der Vorstand von einem Strompreis für Solaranlagen an der EEX Strombörse i. H. v. 52 EUR/MWh aus. Der Vorstand erwartet daher Umsatzerlöse von „mindestens EUR 69,4 Mio.“, ein EBITDA von „mindestens EUR 57,1 Mio.“ und ein Cashflow je Aktie von „mindestens EUR 0,57“ für den Konzern im Geschäftsjahr 2024.
| 2023 (IST) | 2024 (PROGNOSE) | |
|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 69,8 | > 69,4 |
| EBITDA | 62,1 | >57,0 |
| CFPS (EUR) | 0,61 | >0,57 |
Dieser Ausblick basiert auf den folgenden Annahmen:
Die 7C Solarparken AG und die mit ihr konsolidierten Einzelgesellschaften sind durch ihre Geschäftstätigkeit Risiken ausgesetzt, die nicht vom unternehmerischen Handeln zu trennen sind. Ziel des Risikomanagementsystems (RMS) sowie des internen Kontrollsystems (IKS) von 7C Solarparken ist es zu gewährleisten, dass alle relevanten Risiken identifiziert, erfasst, analysiert, bewertet sowie in entsprechender Form an die zuständigen Entscheidungsträger kommuniziert werden. Das RMS hat die externen Anforderungen nach dem Kontroll- und Transparenzgesetz, dem Deutschen Corporate Governance-Kodex (DCGK), den Deutschen Rechnungslegungsstandards sowie den Prüfungsstandards des Instituts der Wirtschaftsprüfer in Deutschland sowie weiteren gesetzlichen Anforderungen unter Hinzuziehung der Unternehmensgröße und Unternehmenstätigkeit grundsätzlich berücksichtigt. Der betriebswirtschaftliche Nutzen des RMS zeigt sich nicht nur in der Schaffung von Transparenz und der Sicherstellung einer Frühwarnfunktion, sondern auch in der Erhöhung der Planungssicherheit und der Senkung von Risikokosten. Generell umfassen das RMS und IKS auch rechnungslegungsbezogene Prozesse sowie sämtliche Risiken und Kontrollen im Hinblick auf die Rechnungslegung. Dies bezieht sich auf alle Teile des RMS und des IKS, die relevanten ergebniswirksamen Auswirkungen auf die Gesellschaft haben können. Ziel des RMS und des IKS von 7C Solarparken im Hinblick auf die Rechnungslegungsprozesse ist die sachgerechte Identifizierung und Bewertung von Einzelrisiken, die dem Ziel der Regelungskonformität des Konzernabschlusses entgegenstehen kann. Erkannte Risiken werden hinsichtlich ihrer Auswirkung auf den Konzernabschluss analysiert und bewertet. Hierbei liegt der Fokus der Risikoidentifizierung, -steuerung und -kontrolle auf den verbleibenden wesentlichen Bereichen mit folgenden enthaltenen Risiken:
Für die letzten beiden Risiken ist der Vorstand direkt verantwortlich und berichtet dem Aufsichtsrat regelmäßig. Als Stellungnahme zur Angemessenheit und Wirksamkeit des IKS und RMS wird, auf die in der Darstellung der jeweiligen Systeme sowie im Folgenden zum IKS ausgeführten Maßnahmen zur Überprüfung und Verbesserung verwiesen, die vom Vorstand veranlasst worden sind. Grundsätzlich ist jedoch zu berücksichtigen, dass Risko und Kontrollsysteme wie das IKS und das RMS unabhängig von Ihrer Ausgestaltung keine absolute Sicherheit liefern, dass sämtlich tatsächlich eintretende Risiken vorab aufgedeckt oder alle Prozessverstöße verhindert werden können.
Das Risikomanagement von 7C Solarparken ist nach den von der Unternehmensführung definierten Vorgaben sowie den Vorgaben der Gesetzgebung für das Risikomanagement ausgerichtet. Nach der erstmaligen Erfassung und Bewertung der Risiken werden sie in den regelmäßigen Dialog mit dem Aufsichtsrat eingebracht.
Die Risiken können teilweise durch entsprechende Maßnahmen vermieden oder vermindert werden. Es bestehen Herstellergarantien für den unwahrscheinlichen Fall einer Leistungsminderung sowie entsprechende Versicherungsverträge, die Schäden aus Ertragsausfällen absichern. Die verbleibenden Risiken müssen vom Unternehmen selbst getragen werden. Der Konzern fokussiert sich auf den Betrieb von Bestandsanlagen, um so das Risiko der Projektierung und des Baus zu vermindern. Als Gesamtsicht auf die Risikosituation werden die identifizierten und bewerteten Risiken aktualisiert und es wird regelmäßig an den Aufsichtsrat Bericht erstattet.# Risikomanagement
Um die mit der Geschäftstätigkeit verbundenen Risiken frühzeitig erkennen zu können, sind verschiedene Maßnahmen und Analysetools zur Risikofrüherkennung in die Berichterstattung integriert. In vierteljährlichen Meetings werden die identifizierten Risiken prozessseitig überprüft. An den Besprechungen nehmen mindestens ein Vorstandsmitglied und eine Führungskraft aus Monitoring, O&M oder der kaufmännischen Verwaltung teil. Diese Instrumente des Risikomanagements zur Risikofrüherkennung umfassen u. a. die kontinuierliche Liquiditätsplanung sowie ein prozessorientiertes Controlling in den Geschäftsbereichen und ein unternehmensübergreifendes, kaufmännisches und technisches Reporting. Der Vorstand achtet das Risikomanagementsystem für angemessen und wirksam.
In der „Risk Map“ hat der Konzern die Rahmenbedingungen für ein ordnungsgemäßes und zukunftsorientiertes Risikomanagement formuliert. Das Handbuch regelt die konkreten Prozesse im Risikomanagement. Es zielt auf die systematische Identifikation, Beurteilung, Kontrolle und Dokumentation von Risiken ab. Indikatoren stellen Informationen über die spezifischen Eigenschaften von Risiken zur Verfügung und machen sie dadurch messbar. In einigen Fällen ist es schwierig, quantitative Indikatoren zu definieren, wohingegen qualitative Faktoren einfach zu ermitteln sind. Trotzdem sollte immer eine finanzielle Schätzung (z. B. Größenordnung) abgegeben werden.
Die Schadenskategorie und Eintrittswahrscheinlichkeit muss geschätzt werden, um die Brutto- und Nettorisiken quantifizieren zu können. Die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schadenskategorie führt zu einer finanziellen Schätzung der Risikoposition und damit zu Prioritätsabstufungen. Die Addition dieser so ermittelten Risiken zeigt somit eine Gesamtsicht auf die Risiken des Unternehmens. Die Einteilung nach Prioritäten macht es möglich, die Risiken einzuordnen und sie in einem Risikoportfolio zu veranschaulichen.
Die Eintrittswahrscheinlichkeit zeigt an, wie wahrscheinlich ein Risiko ist, aber trifft keine Aussage dazu, zu welchem Zeitpunkt das Problem voraussichtlich eintritt. Um die Angabe der Wahrscheinlichkeit zu vereinfachen, wird anhand eines Faktors abgeschätzt, wie häufig ein Risikoereignis innerhalb eines Jahres auftaucht und wie dies das operative Ergebnis von 7C Solarparken beeinflusst. Die Eintrittswahrscheinlichkeit ist in sechs Kategorien eingeteilt:
| Kategorie | Vergange / Aktuelle Schätzung | Häufigkeit | Faktor | Wahrscheinlichkeit |
|---|---|---|---|---|
| 6 | Sehr häufig | Monatlich | 12,0 | Höchstwahrscheinlich |
| 5 | Häufig | Zweimal pro Jahr | 2,0 | Sehr wahrscheinlich |
| 4 | Regelmäßig | Einmal pro Jahr | 1,0 | Wahrscheinlich |
| 3 | Manchmal | Alle 2 Jahre | 0,5 | Möglich |
| 2 | Selten | Alle 5 Jahre | 0,2 | Unwahrscheinlich |
| 1 | Unbedeutend | Alle 10 Jahre | 0,1 | Fast unmöglich |
Um das Risiko zu bewerten, werden Schadenskategorien in einem Bereich definiert, in den der Umfang des Risikos voraussichtlich fallen wird. Die Schadenskategorien sind:
| Kategorie | Schadensgewichtung (Bewertung anhand des EBITDA) |
|---|---|
| 6 | Kritisch; existenzgefährdend EUR 5,0 Mio. |
| 5 | Sehr hoch EUR 2,0 Mio. |
| 4 | Hoch EUR 1,0 Mio. |
| 3 | Mittel EUR 0,5 Mio. |
| 2 | Gering EUR 0,2 Mio. |
| 1 | Unbedeutend EUR 0,1 Mio. |
Die Faktoren, von denen erwartet wird, dass sie das Ergebnis des Unternehmens beeinflussen, werden von der Bewertung der individuellen Risiken aus der Schadenskategorie und der Eintrittswahrscheinlichkeit abgeleitet. Diese Einflussfaktoren werden in verschiedene Ebenen unterteilt, um Maßnahmen priorisieren zu können, die implementiert oder aufrechterhalten werden müssen. Auf der Basis einer farblichen Bewertungsskala, die das finanzielle Risiko der Eintrittswahrscheinlichkeit gegenüberstellt, definiert 7C Solarparken die Ebenen der Prioritäten mit „gering“, „mittel“ und „hoch“.
In regelmäßigen Zeitabständen werden auf Vorstandsebene die Angemessenheit und Effizienz des Risikomanagements sowie die dazugehörigen Kontrollsysteme kontrolliert und entsprechend angepasst. Abschließend ist darauf hinzuweisen, dass weder IKS noch RMS absolute Sicherheit bezüglich des Erreichens der damit verbundenen Ziele geben können. Wie alle Ermessensentscheidungen können auch solche zur Einrichtung angemessener Systeme grundsätzlich fehlerhaft sein. Kontrollen können aus simplen Fehlern oder Irrtümern heraus in Einzelfällen nicht greifen oder Veränderungen von Umgebungsvariablen können trotz entsprechender Überwachung verspätet erkannt werden. Im Vergleich zum Vorjahr konnten Risiken, die sich im Zusammenhang mit Gewährleistungsthemen ergaben, weiterhin reduziert werden. Ein bestandsgefährdendes Risiko besteht derzeit nicht. Aktuell werden im Rahmen des Risikomanagementprozesses insbesondere die folgenden Einzelrisiken intensiv bewertet.
Liquiditätsabflüsse für Garantiefälle: Verschiedene Gewährleistungsrisiken stammen aus der früheren EPC-Tätigkeit der 7C Solarparken AG (damals: Colexon Energy AG) und dem Großhandel mit Modulen, genauso wie aus dem laufenden externen O&M Geschäft. Gewährleistungsansprüche können plötzlich durch Herstellungs-, Designfehler oder technische Defekte auftauchen, die durch Beschädigungen (Feuer, Undichtheit usw.) oder anhand von Inspektionen am Ende des Gewährleistungszeitraumes oder O&M Vertrages ausgelöst werden. Nicht immer sind die Risiken das Resultat von Fehlern beim EPC oder der Ausführung der O&M Tätigkeit, sondern es gibt ebenso rechtliche Risiken, wenn ein Gerichtsverfahren aufgenommen werden sollte. 7C Solarparken steuert dieses Risiko, indem sie die Ausführung der O&M Vereinbarungen verbessert und sich mit verschiedenen Strategien auseinandersetzt, um diesen Ansprüchen entgegenzuwirken. Im Jahr 2024 könnten rund EUR 0,8 Mio. an Liquidität für Instandhaltung, Präventivmaßnahmen und (außer-) gerichtliche Vergleiche für in der Vergangenheit gebaute Solarparks abfließen. Diese möglichen Instandhaltungsmaßnahmen sind von zahlreichen Faktoren beeinflusst und derzeit nicht vollumfänglich planbar.
Abhängigkeit von staatlicher Förderung: 7C Solarparken ist davon abhängig, dass keine rückwirkenden Änderungen zu den Gesetzen und regulatorischen Rahmenbedingungen, vor allem im deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie keine Modifizierung an ähnlichen regulatorischen Rahmenbedingungen in Belgien vorgenommen werden (vgl. Grünstromzertifikatabschaffung bei den hohen Einzelrisiken). Investitionen in Wind- und Solaranlagen sind gekennzeichnet von erheblichen Investitionsvolumina, die mit sehr geringen Erhaltungsaufwendungen Umsatzerlöse über feste Einspeisevergütungen oder Grünstromzertifikate und zunehmend auch Stromverkauf für einen langen Zeitraum generieren (meistens 20 Jahre). Dadurch ist 7C Solarparken abhängig von politischen Systemen, der Gesetzgebung und der Rechtsprechung, die diese regulatorischen Rahmenbedingungen (im weitesten Sinne) hinsichtlich der Tarife und Grünstromzertifikaten sowie die Möglichkeit zur Belieferung von Stromkunden konstant halten. Sowohl rückwirkende Eingriffe, eine andere Interpretation oder Anwendung der bestehenden regulatorischen Rahmenbedingungen sowie weitere (Pflicht-) Investitionsausgaben, z. B. zur Stärkung der Netzstabilität, könnten die Kapitalrendite verringern.
Regulatorisches Risiko: In der Konsequenz existiert ein erhebliches regulatorisches Risiko im Rahmen der Investitionsaktivitäten in Wind- und Solaranlagen, welches nicht entschärft werden kann. Der Konzern akzeptiert dieses Risiko jedoch nur in einem Land, in dem er sich sicher fühlt und in dem die Regierungen wahrscheinlich keine rückwirkenden politischen Entscheidungen treffen werden. Für den Konzern sind Indikatoren dafür z. B. die Investitionen von Privathaushalten in Solaranlagen, die für den Gesetzgeber ein Risiko bei den Wahlen und die politische Stabilität eines bestimmten Landes darstellen. Aus diesem Grund konzentriert sich 7C Solarparken hauptsächlich auf Deutschland und zunehmend auf Belgien. Im EEG 2017 wurde der Bestandsschutz für 20 Jahre aufgenommen, so dass es höchst unwahrscheinlich ist, dass sich dieses politische Risiko tatsächlich einstellt. Eine Verringerung von 10 % bei der deutschen Einspeisevergütung hätte einen negativen Einfluss i. H. v. EUR 5,0 Mio. auf das prognostizierte Konzern-EBITDA zur Folge.
Entwicklungsrisiko: der Konzern betätigt sich an Projektentwicklung in Deutschland und in Belgien. Die im Rahmen der Projektierung von Solarparks durchgeführten Tätigkeiten (Flächenakquise und -sicherung; Bauleitplanung und Baugenehmigung; Netzanschluss und Trassensicherung) stellen für den Konzern eine neue Risikokategorie dar. Insbesondere kann man z. B. ohne Vorsatz gegen öffentliche Genehmigungen verstoßen. Weiterhin könnten sich Verträge und Genehmigungen unwirksam zeigen, es könnte zu Fehlinterpretationen von Gesetzen, Verordnungen und öffentlichen Auflagen kommen oder man könnte versehentlich (Form-)Verstöße gegen Fristen, Anzeigen, Meldungen, (…) machen, es könnte vom Netzbetreiber die Einspeisebewilligung für einen bestimmten Standort nicht erteilt werden, bei Ausschreibungsprojekten könnte die an die Bundesnetzagentur entrichtete Sicherheit durch Verzug verloren gehen, schließlich könnte sich auch die wirtschaftliche Projektierung als falsch herausstellen, sodass im schlimmsten Fall der Betrieb der selbstentwickelten Anlage und somit die Gesamtinvestition gefährdet ist. Durch die Erfahrung der Mitarbeiter des Konzerns sowie das gezielte hinzuziehen von anderen Spezialisten in Sachen Entwicklung von Solaranlagen in Deutschland und in Belgien, schätzt der Konzern das Projektierungsrisiko mittelschwer ein. Darüber hinaus wird das Risiko durch die Umsetzung des Vieraugenprinzips für wesentliche Projektunterlagen minimiert.# Nach Auffassung des Vorstandes überwiegen im Übrigen die sich aus dem Erwerb der Projektentwicklungsgesellschaften ergebenden Wachstumschancen wesentlich die Risiken der Projektentwicklung. Zusätzliche Risiken aus dem Bau bzw. der Errichtung der Anlagen ergeben sich nur bedingt, da die Projektrealisierung grundsätzlich an ein Generalunternehmen vergeben wird. Aus den vorgenannten Gründen hält der Konzern das mit dieser Aktivität verbundene Gesamtrisiko für den Konzern daher für vertretbar.
Daraus ergibt sich einerseits das Risiko, dass sich der Stromverbrauch dieses Endkunden verringert und somit der durchschnittliche Strompreis sinkt. Ein weiteres Risiko ist der Ausfall des Kunden. Der Vorstand schätzt das Risiko für das Portfolio insgesamt als gering ein. Erstens ist der Stromverkauf in Belgien von untergeordneter Bedeutung, zweitens wird durch die Vielzahl an Projekten eine Risikostreuung erreicht. Der Anteil des Konzern-EBITDA außerhalb von Deutschland betrug 2023 ungefähr EUR 3,8 Mio. (i. VJ.: EUR 3,6 Mio.), diese Zahl wird aber in den kommenden Jahren – im Rahmen des strategischen Ansatzes, weiter ansteigen, allerdings durch die Umsetzung einer Vielzahl an Projekten.
Die bisherige wirtschaftliche Entwicklung von 7C Solarparken beruhte maßgeblich auf der Leistung der Mitarbeiter. Für den zukünftigen wirtschaftlichen Erfolg ist es daher wichtig, dass Schlüsselpersonen weiterhin für 7C Solarparken tätig sind.
Die Fokussierung des Konzerns auf Investitionen in Wind- und Solaranlagen mit Schwerpunkt in Deutschland und Belgien macht den Konzern von der Technik der Wind- und Solaranlagen, den Ertragsprognosen, sowie der Stabilität des deutschen Netzes abhängig. Wir weisen diesem Risiko ein geringes Schadenspotenzial zu, da die Parks von 7C Solarparken bereits eine gute Erfolgsgeschichte vorweisen können.
Die technologische Entwicklung auf dem Wind- und PV-Markt wird weiterhin aufmerksam beobachtet, sodass das Anlagenportfolio mit sinnvollen technologischen Entwicklungen ergänzt werden kann oder es gewährleistet wird, dass Möglichkeiten in der Erweiterung bzw. Ergänzung des Geschäftsmodells nicht verpasst werden.
7C Solarparken hat im Februar 2018 ein erstes Schuldscheindarlehen und im März 2020 ein zweites Schuldscheindarlehen über EUR 11,5 Mio. bei verschiedenen Kreditinstituten und Pensionskassen emittiert. Das erste Schuldscheindarlehen hat eine letzte Tranche mit Fälligkeit im Februar 2025 (EUR 10 Mio.). Das zweite Schuldscheindarlehen hat eine Laufzeit bis März 2025. Darüber hinaus hat der Konzern im Juni 2023 ein Bankdarlehen i. H. v. EUR 9,8 Mio. aufgenommen.
Die Schuldscheindarlehen und das Bankdarlehen wurden mit marktüblichen Covenants auf Konzernebene (minimale Eigenkapitalratio) sowie auf Ebene der 7C Solarparken AG (minimaler Buchwert der gehaltenen Beteiligungen) abgeschlossen. Darüber hinaus wurden verschiedene Auflagen, die mit der Konzernstruktur und der Veräußerung von Solaranlagen in Verbindung stehen, vereinbart. Sollte der Konzern die Auflagen nicht einhalten (können), könnte dies im schlimmsten Fall zur (Teil-) Kündigung der Schuldscheindarlehen bzw. des Bankdarlehens führen. Das Risiko wird jedoch derzeit als gering eingestuft.
Durch die Reduzierung der internationalen Präsenz außerhalb der europäischen Währungsunion bestehen für 7C Solarparken keine Fremdwährungsrisiken. Die Inanspruchnahme von Krediten hat sich entweder durch Verwendung derivativer Finanzinstrumente (Zinsswaps) oder durch die Festlegung von Festzinsen über einen mittelfristigen Zeitraum (bis zu 10 Jahren) fast ausschließlich auf festverzinsliche Darlehen reduziert, sodass die Gesellschaft für das bestehende Geschäft gegenwärtig keinen wesentlichen Marktzinssatz-schwankungen ausgesetzt ist.
Im Rahmen der Thesaurierung kauft und verkauft 7C Solarparken Wertpapiere und schließt auch Derivate ab. Diese Aktivitäten erfolgen auf Basis einer klar definierten Strategie und innerhalb einer vorgegebenen Bandbreite. Dennoch ergeben sich aus dieser Aktivität für den Konzern geringe Einzelrisiken.
Es können sich generell gewisse zusätzliche Steuerrisiken im Rahmen von steuerlichen Außenprüfungen ergeben, die der Konzern jedoch als geringfügig einstuft. Auch kann der Konzern Zollüberprüfungen unterliegen – insbesondere im Zusammenhang mit der Einfuhr von Modulen, die für neue Projekte genutzt werden. Auch hier sieht der Vorstand nur ein geringes finanzielles Risiko.
Zunehmend wird von (semi-)öffentlichen Instanzen und Behörden verlangt, dass ein Solarbetreiber, u. U. auch zu bestimmten Fristen, rechtliche und technische Unterlagen vorhält, anzeigt bzw. übersendet, um z. B. dem Netzzugang einer Solaranlage zu behalten bzw. den geförderten Einspeisevergütungssatz oder die Marktprämie zu erhalten. In Falle ein Betreiber diese Vorschriften nicht einhält bzw. eingehalten hat, kann es zu Netzsperrungen, Kürzungen der Einspeisevergütung bzw. Marktprämie oder gar Strafzahlungen kommen.
Der Konzern hat verschiedene Solaranlagen als Bestandsanlagen erworben, sodass Dokumentation im Zeitpunkt des Erwerbs lückenhaft sein kann bzw. nicht mehr nachvollzogen werden kann ob alle diesbezüglichen Vorschriften zu jeder Zeit eingehalten wurden. Der Konzern stellt darüber hinaus fest, dass die vornannten Vorschriften zunehmend von den verantwortlichen (semi-)öffentlichen Instanzen überwacht werden. Der Konzern versucht derartige Risiken zu vermeiden bzw. zu verringern durch die Einhaltung der Vorschriften ständig zu überwachen und beim Kauf einer Bestandsanlage während der rechtlichen bzw. technischen Prüfung darauf besonderen Wert zu legen.
Der Vorstand stuft das Risiko insgesamt als gering ein und hat im Geschäftsjahr dafür erstmalig eine Rückstellung i. H. v. EUR 0,5 Mio. gebildet.
7C Solarparken ist abhängig von der technischen Zuverlässigkeit ihrer Wind- und Solaranlagen, dem Ausbleiben von Naturkatastrophen und der Stabilität des deutschen Stromnetzes. Ein „Totalverlust“ einer Anlage oder ein Ausfall der Stromproduktion über einen längeren Zeitraum kann aufgrund des Verschuldungsgrades die Existenz der jeweiligen Projektgesellschaft bedrohen.
Die 7C Solarparken versucht dieses Risiko abzumildern, indem sie Komponenten auswählt, deren Leistungspotenzial über dem Durchschnitt liegt, wenn sie eine Anlage erwirbt oder baut und zusätzlich ein intensives Anlagenmonitoring betreibt, um frühzeitig potenzielle Probleme zu erkennen. Der Konzern versucht zudem das Risiko zu minimieren, indem der Betrieb und die Wartung im Unternehmen verbleiben und die Finanzierung im Moment der Investitionsentscheidung über die Projektgesellschaft ohne Rückgriffmöglichkeit auf den Konzern festgelegt wird. Zudem versucht der Konzern das Risiko teilweise an eine Versicherungsgesellschaft zu übertragen, die das Risiko eines Einnahmeausfalls für 6-12 Monate abdeckt. Trotzdem können einige Risiken wie z. B. der Ausfall des deutschen Stromnetzes, Naturkatastrophen, Krieg, Terrorismus und Nuklearunfälle nicht vermieden oder versichert werden. Demzufolge akzeptiert 7C Solarparken diese Risiken.
Der Konzern ist aus heutiger Sicht grundsätzlich in der Lage den aufgezeigten Risiken zu begegnen, diese zu steuern oder gegebenenfalls auch tragen zu können.
Durch die Einführung des Energiesicherheitsgesetz (ENSIG) in Deutschland ab dem Geschäftsjahr 2023 entsteht die Möglichkeit, bestehende deutsche Solaranlagen mit leistungskräftigeren Modulen auszustatten (das sog. Repowering). Dies bedeutet, dass man bei bestehenden Anlagen die Leistung erheblich erhöhen kann. Die bestehende EEG-Vergütung bleibt dann, allerdings nur für die Leistung, die bereits vorhanden war, erhalten. Die zusätzliche Leistung wird einen anderen (niedrigeren) Vergütungssatz bzw. Strompreis erzielen. Ein erfolgreiches Repoweringverfahren setzt allerdings eine Neuplanung der Bestandsanlage (Baurecht, Netzanschluss, Pacht- und Gestattungsverträge) und eine Neuinvestition voraus. Die Eröffnung dieser Möglichkeit zum Repowering jedoch stellt eine Chance dar, weil es dem Konzern die Möglichkeit erschließt, gezielt Bestandsanlagen zu erweitern, wo eine Neuplanung möglich und die Neuinvestition wirtschaftlich sinnvoll ist.
Der relativ kleine belgische Markt bietet für 7C Solarparken sehr gute Chancen, Da Belgien bisher die Klimaziele verfehlt hat und die älteren Atomkraftwerke zwar länger geöffnet bleiben sollen, aber keine neuen geplant werden, steht das Land unter Druck, den Anteil an erneuerbaren Energien wesentlich auszubauen. Das größte Wachstumssegment bei PV-Anlagen werden dabei gewerbliche Dachanlagen sein.
Eine höhere Marktkapitalisierung, eine solide Bilanzstruktur, eine verbesserte Liquidität in der Aktie, eine feste Zinsstruktur (bis 10 Jahren) bei der bestehenden Verschuldung, aber vor allem ein Verhältnis von Nettoverschuldung zu EBITDA von ca. 2,5 führt allmählich dazu, dass der Konzern besser abscheidet im Vergleich zu anderen IPP-Bestandhaltern und Projektentwicklern in der Branche, die in einem größeren Ausmaß abhängig von günstigen Kapitalkosten sind. Dies ist in einem Umfeld von deutlich angestiegenen Zinsen ein Vorteil bei der Finanzierung, Akquise bzw. bei der Umsetzung von einem Selbstfinanzierungsmodel neuen PV-Projekten.
Der Konzern hat in den vergangenen 1,5 Jahre eigenständig sowie auch in Kooperationen mit einigen Projektentwicklern am Aufbau einer Projektpipeline gearbeitet. Insgesamt beträgt diese Pipeline zum Bilanzstichtag fast 500 MWp und befindet sich in unterschiedlichen Stufen der Entwicklung. Im Geschäftsjahr 2024 soll mit dem Bau im Umfang einer Leistung von 40 MWp aus dieser Pipeline gestartet werden.
Die sich aus den Finanzinstrumenten ergebenden wesentlichen Risiken des Konzerns umfassen Cashflow-Risiken sowie Liquiditäts- und Ausfallrisiken. Ziel der Unternehmenspolitik ist es, diese Risiken so weit wie möglich zu vermeiden bzw. zu begrenzen.# WESENTLICHE MERKMALE DES INTERNEN KONTROLLSYSTEMS UND DES RISIKOMANAGEMENTSYSTEMS IM HINBLICK AUF DEN RECHNUNGSLEGUNGSPROZESS
Der Vorstand der 7C Solarparken AG ist verantwortlich für die Erstellung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts der 7C Solarparken AG nach den Vorschriften des deutschen Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG). Ferner erfolgt die Aufstellung des Konzernabschlusses in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie des zusammengefassten Lageberichts unter Anwendung des Deutschen Rechnungslegungsstandards (DRS) Nr. 20.
Um die Richtigkeit und Vollständigkeit der Angaben in der Berichterstattung einschließlich der Ordnungsmäßigkeit der Rechnungslegung zu gewährleisten, hat der Vorstand ein internes Kontrollsystem eingerichtet. Das interne Kontrollsystem ist so konzipiert, dass eine zeitnahe, einheitliche und korrekte buchhalterische Erfassung aller geschäftlichen Prozesse bzw. Transaktionen gewährleistet werden soll. Es soll die Einhaltung der gesetzlichen Normen und der Rechnungslegungsvorschriften sicherstellen.
Änderungen der Gesetze, Rechnungslegungsstandards und andere Verlautbarungen werden fortlaufend bezüglich Relevanz und Auswirkungen auf den Jahres- und Konzernabschluss analysiert. Das interne Kontrollsystem basiert ferner auf einer Reihe von prozessintegrierten Überwachungsmaßnahmen. Diese prozessintegrierten Überwachungsmaßnahmen beinhalten organisatorische Sicherungsmaßnahmen, laufende Maßnahmen (Funktionstrennung, Zugriffsbeschränkungen, Organisationsanweisungen wie beispielsweise Vertretungsbefugnisse) und Kontrollen, die in die Arbeitsabläufe integriert sind.
Das Rechnungswesen aller vollkonsolidierten Unternehmen, mit Ausnahme der Gesellschaften in Belgien, den Niederlande und Dänemark, ebenso wie die Konsolidierungsmaßnahmen erfolgen zentral bei der 7C Solarparken AG in Bayreuth in enger Zusammenarbeit mit Steuerberatungsbüros. Hierdurch ist sichergestellt, dass die Abschlüsse der Gesellschaften nach einheitlichen Richtlinien und Standards erfolgen. Die in den Rechnungslegungsprozess involvierten Mitarbeiter werden dazu regelmäßig geschult.
Dem Aufsichtsrat der 7C Solarparken AG obliegt die regelmäßige Überwachung der Wirksamkeit der Steuerungs- und Überwachungssysteme. Er lässt sich regelmäßig vom Vorstand darüber unterrichten.
Das Unternehmen hat eine Organisation und ein Geschäftsmodell, welche als Plattform dienen, um die Strategie und weitere Entwicklung voranzutreiben. Die Hauptrisiken, die die Gesellschaft bedrohen, haben sich von dem Altlastenrisiko der Vergangenheit hin zu dem mit Risiken verbundenen Eigentum und Betrieb von Solaranlagen hauptsächlich in Deutschland verändert. Der Konzern beweist, dass er mit seinem Anlagenportfolio, welcher hauptsächlich nunmehr von festen Einspeisevergütungssätzen profitiert und dessen Umsatzerlöse auch im laufenden Geschäftsjahr von den bereits im Berichtsjahr abgeschlossen Strompreisswap-Vereinbarungen auch in einem Umfeld von senkenden Strompreisen gute eine starke Prognose vorlegen kann.
Der Vorstand ist darüber hinaus zuversichtlich, dass die Projektpipeline sich auch durch Selbstfinanzierung bzw. mit sparsamem Einsatz von Eigenmitteln valorisieren lässt, sodass das Unternehmen auf dieser Weise auch im laufenden Geschäftsjahr 2024 von den gesunken Gestehungskosten für Solaranlagen profitieren wird, um das Anlagenportfolio zu vergrößern. Die solide Bilanz mit hoher Eigenkapitalquote und niedrige Nettoverschuldung, ermöglicht es, anders als derzeit bei anderen Gesellschaften im Sektor beobachtet werden kann, auch in einem schwierigeren Marktumfeld von sinkenden Strompreisen und angestiegen Leitzinsen ein Wachstum des Anlagenportfolio, welches selektiver als zuvor sein sollten, in Aufsicht zu halten sowie die Aktionäre eine angemessene Vergütung in Form einer Dividendenvorschlag i.H.v. EUR 0,06 je Aktie sowie eines bereits erfolgten Aktienrückkaufprogramms 2023 von umgerechnet ca. EUR 0,07 je Aktie zu bieten.
Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat eine Erklärung zur Unternehmensführung erstellt. Diese enthält die jährliche Entsprechenserklärung zum Corporate Governance Kodex, Angaben zu den Unternehmensführungspraktiken, eine Beschreibung der Arbeitsweise von Vorstand und Aufsichtsrat sowie die Informationen zur Festlegung der Frauenquote. Die Ausführungen hierzu sind den Aktionären auf der Website der Gesellschaft unter https://www.solarparken.com/entsprechenserklaerung.php dauerhaft zugänglich gemacht worden. Auf eine Darstellung im zusammengefassten Lagebericht wird daher verzichtet.
Der Aufsichtsrat der Gesellschaft hatte während des Jahres 2023 und danach folgende Mitglieder:
Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals
Das gezeichnete Kapital der Gesellschaft zum Berichtsstichtag betrug EUR 82.853.133,00. Es ist eingeteilt in 82.853.133 nennwertlose, auf den Inhaber lautende Stammaktien (Stückaktien). Die mit diesen Stammaktien verbundenen Rechte und Pflichten ergeben sich insbesondere aus den §§ 12, 53a ff., 118 ff., 186 AktG. Da die Gesellschaft lediglich eine Aktiengattung emittiert hat, ergeben sich somit (insbesondere) keine Stimmrechtsbenachteiligungen oder -beschränkungen für einzelne Aktionäre.
Direkte oder indirekte Beteiligungen am Kapital
Personen, die direkte oder indirekte Beteiligungen am Grundkapital halten und einen Anteil von 10 % der Stimmrechte überschreiten, bestanden zum Bilanzstichtag nicht.
Dem Vorstand der Gesellschaft sind keine solchen Vereinbarungen bekannt.
Ernennung und Abberufung des Vorstands
Die Bestellung und Abberufung des Vorstands ist im Aktiengesetz (§ 84 AktG ff.) sowie in der Satzung der Gesellschaft geregelt. Ist nur ein Vorstandsmitglied bestellt, so vertritt es die Gesellschaft allein. Sind mehrere Vorstandsmitglieder bestellt, so wird die Gesellschaft durch zwei Vorstandsmitglieder oder durch ein Vorstandsmitglied gemeinsam mit einem Prokuristen vertreten. Stellvertretende Vorstandsmitglieder stehen hinsichtlich der Vertretungsmacht ordentlichen Vorstandsmitgliedern gleich.
Der Aufsichtsrat kann bestimmen, dass Mitglieder des Vorstands einzelvertretungsbefugt sind. Der Aufsichtsrat kann alle oder einzelne Mitglieder des Vorstands und zur gesetzlichen Vertretung gemeinsam mit dem Vorstand berechtigte Prokuristen von dem Verbot der Mehrvertretung gemäß § 181.2 Alt-BGB befreien; § 112 AktG bleibt unberührt.
Der Aufsichtsrat hat eine Geschäftsordnung für den Vorstand erlassen. Der Geschäftsverteilungsplan des Vorstands bedarf der Zustimmung des Aufsichtsrats. Sogenannte „Golden Parachute“-Regelungen, die eine Abbestellung oder Neubesetzung des Vorstands erschweren, bestehen nicht.# Befugnisse des Vorstands (§ 315A Abs. 1 Nr. 7 und § 289A Abs. 1 Nr. 7 HGB)
Das Grundkapital ist um bis zu EUR 38.181.236,00 durch Ausgabe von bis zu 38.181.236 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien mit Gewinnberechtigung ab Beginn des letzten Geschäftsjahrs, für das noch kein Gewinnverwendungsbeschluss gefasst wurde, bedingt erhöht (Bedingtes Kapital 2022). Die bedingte Kapitalerhöhung wird nur insoweit durchgeführt, wie (i) die Inhaber von Wandel- und/oder Optionsschuldverschreibungen und/oder von Genussrechten mit Umtausch- oder Bezugsrechten, die von der Gesellschaft oder ihr nachgeordneten Konzernunternehmen aufgrund des in der Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 gefassten Ermächtigungsbeschlusses bis zum 20. Juli 2027 ausgegeben wurden, von ihrem Umtausch- oder Bezugsrecht Gebrauch machen und die Gesellschaft sich entschließt, die Umtausch- bzw. Bezugsrechte aus diesem Bedingten Kapital 2022 zu bedienen, oder (ii) die zur Wandlung verpflichteten Inhaber von Wandel- und/oder Optionsschuldverschreibungen und/oder von Genussrechten mit Umtausch- oder Bezugsrechten, die von der Gesellschaft oder ihren nachgeordneten Konzernunternehmen aufgrund des in der Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 gefassten Ermächtigungsbeschlusses bis zum 20. Juli 2027 ausgegeben wurden, ihre Pflicht zum Umtausch erfüllen und die Gesellschaft sich entschließt, die Umtausch- bzw. Bezugsrechte aus diesem Bedingten Kapital 2022 zu bedienen.
Die Ausgabe der Aktien erfolgt gemäß den Vorgaben des Ermächtigungsbeschlusses der Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 unter Tagesordnungspunkt 10, d. h. insbesondere zu mindestens 80 % des durchschnittlichen Börsenkurses der Aktie der Gesellschaft an den letzten 10 Börsenhandelstagen vor der Beschlussfassung des Vor-standes über die Ausgabe der Schuldverschreibungen in der Eröffnungsauktion im XETRA®-Handel an der Frankfurter Wertpapierbörse (oder einem von der Deutschen Börse AG bestimmten Nachfolgesystem) oder, sofern ein XETRA®-Handel in Aktien der Gesellschaft nicht stattfindet, derjenigen Börse an der in diesen 10 Börsenhandels-tagen die meisten Aktien (Anzahl) der Gesellschaft in Summe gehandelt wurden, vor der Beschlussfassung des Vorstandes über die Ausgabe der jeweiligen Schuldverschreibungen unter Berücksichtigung von Anpassungen gemäß der im Beschluss der vorgenannten Hauptversammlung unter Tagesordnungspunkt 10 bestimmten Verwässerungsschutzregeln.
Der Aufsichtsrat ist ermächtigt, die Fassung der Satzung entsprechend dem jeweiligen Umfang der Grundkapitalerhöhung aus dem Bedingten Kapital 2022 abzuändern. Das bedingte Kapital 2022 beträgt nach teilweiser Ausnutzung im Geschäftsjahr 2023 noch EUR 34.722.836,00, nach der Ausgabe von 3.458.400 Optionen im Zusammenhang mit der am 23. Mai 2023 begebenen Optionsanleihe.
Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 12. Juni 2023 hat das genehmigte Kapital 2022 aufgehoben.
Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 12. Juni 2023 hat den Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft in der Zeit bis zum 11. Juni 2028 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 41.423.991,00 durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2023). Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand wird jedoch ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht der Aktionäre ganz oder teilweise auszuschließen. Der Ausschluss des Bezugsrechts ist dabei nur in den folgenden Fällen zulässig: (i) bei Kapitalerhöhungen gegen Bareinlagen, wenn Aktien der Gesellschaft an der Börse gehandelt werden (regulierter Markt oder Freiverkehr bzw. die Nachfolger dieser Segmente), die ausgegebenen Aktien 10 % des Grundkapitals nicht übersteigen und der Ausgabepreis der neuen Aktien den Börsenpreis der bereits an der Börse gehandelten Aktien der Gesellschaft gleicher Gattung und Ausstattung nicht wesentlich im Sinne der §§ 203 Abs. 1 und 2, 186 Abs. 3 Satz 4 AktG unterschreitet und alle eventuellen weiteren Voraussetzungen von § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG gewahrt sind. Auf den Betrag von 10 % des Grundkapitals ist der Betrag anzurechnen, der auf Aktien entfällt, die während der Laufzeit dieser Ermächtigung bis zum Zeitpunkt ihrer Ausnutzung aufgrund anderer entsprechender Ermächtigungen unter Ausschluss des Bezugsrechts in unmittelbarer oder entsprechender Anwendung des § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG ausgegeben beziehungsweise veräußert werden, soweit eine derartige Anrechnung gesetzlich geboten ist. Im Sinne dieser Ermächtigung gilt als Ausgabebetrag bei Übernahme der neuen Aktien durch einen Emissionsmittler unter gleichzeitiger Verpflichtung des Emissionsmittlers, die neuen Aktien einem oder mehreren von der Gesellschaft bestimmten Dritten zum Erwerb anzubieten, der Betrag, der von dem oder den Dritten zu zahlen ist; (ii) bei Kapitalerhöhungen gegen Sacheinlagen, insbesondere zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen und Beteiligungen an Unternehmen, gewerblichen Schutzrechten, wie z.B. Patenten, Marken oder hierauf gerichtete Lizenzen, oder sonstigen Produktrechten oder sonstigen Sacheinlagen, auch Schuldverschreibungen, Wandelschuldverschreibungen und sonstigen Finanzinstrumenten; (iii) soweit dies erforderlich ist, um den Inhabern bzw. Gläubigern von Schuldverschreibungen mit Options- oder Wandlungsrechten bzw. -pflichten, die von der Gesellschaft oder ihren Konzerngesellschaften ausgegeben wurden, ein Bezugsrecht auf neue Aktien in dem Umfang einzuräumen, wie es ihnen nach Ausübung ihres Options- oder Wandlungsrechts bzw. nach Erfüllung einer Options- bzw. Wandlungspflicht zustünde; (iv) für Spitzenbeträge, die infolge des Bezugsverhältnisses entstehen.
Der Vorstand wird ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die sonstigen Einzelheiten der Kapitalerhöhung und ihrer Durchführung festzulegen. Der Vorstand wird ermächtigt zu bestimmen, dass die neuen Aktien gemäß § 186 Abs. 5 AktG von einem Kreditinstitut oder einem nach § 53 Abs. 1 Satz 1 oder § 53b Abs. 1 Satz 1 oder Abs. 7 KWG tätigen Unternehmen mit der Verpflichtung übernommen werden sollen, sie den Aktionären zum Bezug anzubieten. Der Aufsichtsrat wird ermächtigt, die Fassung der Satzung entsprechend dem jeweiligen Umfang der Grundkapitalerhöhung aus dem Genehmigten Kapital 2021 abzuändern. Das genehmigte Kapital 2023 wurde im Geschäftsjahr 2023 nicht in Anspruch genommen.
Die 7C Solarparken AG hat 2019 und 2020 jeweils einen Schuldschein, dessen zwei Tranchen zum Jahresende 2023 noch nicht zurückgezahlt worden sind. Die Schuldscheinverträge sehen im Falle eines Kontrollwechsels ein außenordentliches Kündigungsrecht der Schuldscheininvestoren vor. Darüber hinaus hat die 7C Solarparken im Geschäftsjahr 2023 eine Optionsanleihe ausgegeben, der die Investoren das Recht gibt, die Optionsanleihe zu kündigen im Falle eines Kontrollwechsels. Schließlich gibt es noch eine Bankfinanzierung der 7C Solarparken AG, die in einem außenordentliches Kündigungsrecht der Bank im Falle eines Kontrollwechsels vorsieht. Es bestehen keine weiteren Vereinbarungen, die unter der Bedingung des Kontrollwechsels kündbar sind.
Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft, die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern getroffen worden sind, bestehen nicht.
Bayreuth, 27. März 2024
Steven De Proost
Vorstandsvorsitzender (CEO)
Koen Boriau
Finanzvorstand (CFO)
| AKTIVA | Anhangsziffer | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |||
| Geschäfts- oder Firmenwert | 18.1 | 1.199 | 1.199 |
| Immaterielle Vermögenswerte | 18.1 | 2.111 | 2.604 |
| Grundstücke und Gebäude | 17.1 | 14.437 | 13.364 |
| Solarparks | 17.1 | 366.271 | 349.259 |
| Windparks | 17.1 | 9.308 | 9.975 |
| Solarparks im Bau | 17.1 | 16.050 | 15.574 |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 17.1 | 454 | 375 |
| Nutzungsrechte | 17.2 | 42.541 | 38.398 |
| Nach der Equity-Methode bewertete Finanzanlagen | 19 | 554 | 298 |
| Andere Finanzanlagen | 20 | 1.677 | 1.301 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 15 | 495 | 9.612 |
| Aktive latente Steuern | 13 | 5.181 | 5.963 |
| Summe langfristige Vermögenswerte | 460.277 | 447.921 | |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |||
| Vorräte | 14 | 2.960 | 1.074 |
| Geleistete Anzahlungen | 15 | 30 | 140 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 15 | 4.955 | 3.785 |
| Steuererstattungsansprüche | 1.564 | 775 | |
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 15 | 14.020 | 6.173 |
| Kurzfristige Finanzanlagen | 16.1 | 18.273 | - |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 16.2 | 62.282 | 90.486 |
| Summe kurzfristige Vermögenswerte | 104.084 | 102.433 | |
| Bilanzsumme | 564.361 | 550.354 |
| Anhangsziffer | 31.12.2023 | 31.12.2022 | |
|---|---|---|---|
| Eigenkapital | |||
| Gezeichnetes Kapital | 21.1 | 82.853 | 79.848 |
| Kapitalrücklagen | 21.2.A | 103.356 | 94.655 |
| Rücklage für eigene Anteile | 21.2.C | -1.573 | - |
| Sonstiges Ergebnis aus Hedging | 21.2.D | 3.353 | -638 |
| Gewinnrücklagen | 21.2.B | 42.303 | 42.173 |
| Währungsumrechnungsrücklage | 21.2.C | -7 | 10 |
| Nicht-beherrschende Anteile | 19.875 | 11.131 | |
| Eigenkapital | 250.162 | 227.179 | |
| Schulden | |||
| Langfristige Schulden | |||
| Langfristige Finanzverbindlichkeiten | 23, 26 | 172.844 | 179.080 |
| Langfristige Leasingverbindlichkeiten | 23 | 39.095 | 35.713 |
| Langfristige Rückstellungen | 25 | 26.857 | 23.966 |
| Sonstige langfristige Verbindlichkeiten | 24 | 773 | 641 |
| Passive latente Steuern | 13 | 24.410 | 21.634 |
| Summe langfristige Schulden | 263.979 | 261.033 | |
| Kurzfristige Schulden | |||
| Steuerschulden | 3.078 | 1.888 | |
| Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten | 23, 26 | 37.242 | 47.960 |
| Kurzfristige Leasingverbindlichkeiten | 23 | 3.269 | 3.344 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 24 | 4.459 | 5.419 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 24 |
in TEUR
| Anhangs-ziffer | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 69.815 | 85.802 |
| Sonstige betriebliche Erträge | 7.451 | 3.312 |
| Personalaufwand | -2.344 | -2.010 |
| Sonstige Betriebsaufwendungen | -13.313 | -12.388 |
| Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) | 61.609 | 74.717 |
| Abschreibungen und Wertminderungen | -39.855 | -34.559 |
| Ergebnis der betrieblichen Geschäftsstätigkeit (EBIT) | 21.755 | 40.158 |
| Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge | 492 | 388 |
| Zinsen und ähnliche Aufwendungen | -7.313 | -6.318 |
| Ergebnis aus der Equity-Methode | 257 | 40 |
| Beteiligungs- und Finanzergebnis | -6.564 | -5.890 |
| Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT) | 15.190 | 34.268 |
| Ertragsteuern | -3.749 | -9.810 |
| Periodenergebnis | 11.441 | 24.458 |
| davon Aktionäre der 7C Solarparken AG | 10.082 | 23.511 |
| davon nicht-beherrschende Anteile | 1.358 | 947 |
Ergebnis je Aktie
| Anhangs-ziffer | 2023 | 2022 | |
|---|---|---|---|
| Unverwässertes Ergebnis je Aktie (EUR) | 12.1.B | 0,12 | 0,31 |
| Verwässertes Ergebnis je Aktie (EUR) | 12.2.B | 0,12 | 0,31 |
in TEUR
| Anhangs-ziffer | 2023 | 2022 | |
|---|---|---|---|
| Periodenergebnis | 11.441 | 24.458 | |
| Posten, die in die Gewinn- oder Verlustrechnung umgegliedert werden können: | |||
| Marktwertänderungen der als Hedge-Accounting designierten Finanzinstrumente | 21.2.E | 5.591 | -921 |
| Währungsumrechnung | 21.2.D | -17 | 1 |
| Steuern | 21.2.E | -1.600 | 259 |
| Sonstiges Ergebnis nach Steuern | 3.974 | -662 | |
| Konzerngesamtergebnis | 15.415 | 23.796 |
in TEUR
| Anhangs-ziffer | 2023 | 2022 | |
|---|---|---|---|
| Periodenergebnis | 11.441 | 24.458 | |
| – Abschreibungen und Wertminderungen auf Sachanlagen | 17 | 35.800 | 32.735 |
| – Abschreibungen und Wertminderungen auf immaterielle Vermögenswerte | 17, 18 | 100 | 225 |
| – Wertminderung auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | 7 | 3.953 | 1.599 |
| – Sonstige nicht zahlungswirksame Aufwendungen / Erträge | -111 | 35 | |
| – Wertminderungen von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerte | 9.2, 10.2 | 316 | 552 |
| – Wertminderungen von Vorräten | 10.2 | 203 | 348 |
| – Netto-Finanzierungsaufwendungen | 11 | 6.564 | 5.890 |
| – Gewinn- oder Verlustanteil aus dem Verkauf von immateriellen Vermögenswerten, Sachanlagen bzw. Finanzanlagen | -69 | 254 | |
| – (plus) Steueraufwendungen | 13 | 3.749 | 9.810 |
| Veränderungen bei: | |||
| – Vorräten | 7, 14 | -2.089 | 558 |
| – Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten | 7, 15 | -2.997 | -11.090 |
| – Vorauszahlungen | 7 | 110 | -65 |
| – Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten sowie Rückstellungen | 7, 24, 25 | -3.443 | 4.415 |
| Cash-Zufluss aus der betrieblichen Tätigkeit | 53.529 | 69.723 | |
| Gezahlte Zinsen | 11 | -5.186 | -5.178 |
| Gezahlte Vorfälligkeitsentschädigungen | 11 | - | - |
| Gezahlte Ertragsteuern | 13 | -3.328 | -2.764 |
| Netto-Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit | 45.015 | 61.781 |
| Anhangs-ziffer | 2023 | 2022 | |
|---|---|---|---|
| Erhaltene Zinsen | 11 | 364 | 119 |
| Einzahlungen aus dem Verkauf von Sachanlagen/Immateriellen Vermögenswerten | 2.074 | 241 | |
| Tätigung von Kurzfristige Finanzanlagen | -18.273 | - | |
| Erwerb von Tochterunternehmen, abzüglich erworbener liquider Mittel abzüglich ungezählter bedingter Kaufpreise | 7 | -5.465 | -6.996 |
| Erhaltene Dividenden | 7 | 78 | 74 |
| Erwerb von Sachanlagen | 17 | -10.848 | -6.543 |
| Anzahlungen auf Anlagen im Bau | 17 | -11.375 | -17.259 |
| Netto-Investitionen in andere Finanzanlagen | 20 | -749 | -87 |
| Erwerb von immateriellen Vermögenswerten | 20 | - | -1.085 |
| Aufstocken von Unternehmen die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7, 19 | - | - |
| Cashflow aus der Investitionstätigkeit | -44.194 | -31.536 | |
| Einzahlungen aus der Ausgabe von Anteilen | 21 | 11.250 | 15.859 |
| Einzahlungen aus der Ausgabe von ungesicherten Anleihen | 6.917 | - | |
| Einzahlungen aus ausgeübten Optionen der Optionsanleihe | 23 | 20 | - |
| Erwerb von eigenen Anteilen | 21 | -1.576 | - |
| Einzahlungen aus Finanzverbindlichkeiten | 23 | 20.243 | 16.324 |
| Einzahlungen aus Leasingverbindlichkeiten | - | 433 | |
| Transaktionskosten in Bezug auf Kredite und Ausleihungen | 11 | -142 | -296 |
| Transaktionskosten in Bezug auf Kapitalerhöhungen | -192 | -217 | |
| Erwerb von nicht-beherrschenden Anteilen | 7 | -333 | -558 |
| Veräußerung von nicht beherrschenden Anteilen | 7 | 569 | - |
| Rückzahlung von Krediten / Tilgungen | 23 | -35.936 | -29.538 |
| Rückzahlung von Schuldschein | -15.000 | - | |
| Auszahlungen für Leasingverbindlichkeiten | 23 | -3.602 | -2.067 |
| Gezahlte Dividenden | -11.244 | -9.031 | |
| Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit | -29.026 | -9.091 | |
| Nettoveränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | -28.204 | 21.154 | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum 1. Januar* | 16 | 90.486 | 69.332 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum 31. Dezember* | 62.282 | 90.486 |
* Hinsichtlich der Verfügbarkeit der Mittel verweisen wir auf die Anhangsziffer 16; von den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten entfällt ein Betrag von TEUR 4.626 (i. VJ.: TEUR 4.756) auf die nicht-beherrschenden Anteile.
in TEUR
| Gezeichnetes Kapital | Kapital-rücklage | Rücklage für eigene Anteile | Währungs-umrechnungs-rücklage | Sonstiges Ergebnis aus Hedging | Gewinn-rücklage | Summe | Nicht be-herrschende Anteile | Gesamtes Eigen-kapital | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Stand zum 1. Januar 2023 | 79.848 | 94.655 | 0 | 10 | -638 | 42.172 | 216.047 | 11.131 | 227.179 |
| Periodenergebnis | 10.082 | 10.082 | 1.358 | 11.441 | |||||
| Sonstiges Ergebnis | -17 | 3.991 | 3.974 | 3.974 | |||||
| Gesamtergebnis | 0 | 0 | 0 | -17 | 3.991 | 10.082 | 14.056 | 1.358 | 15.415 |
| Transaktionskosten direkt in Equity | -185 | -185 | -185 | ||||||
| Ausgabe von Stammaktien | 3.000 | 8.250 | 11.250 | 11.250 | |||||
| Erwerb eigene Anteile | -1.573 | -1.573 | -1.573 | ||||||
| Zugang aufgrund Emission Optionanleihe | 622 | 622 | 622 | ||||||
| Ausgeübte Optionen von Optionanleihe | 5 | 14 | 20 | 20 | |||||
| Transaktionen mit nicht beherrschenden Anteilen – GSI 3 Kauf | -7 | -7 | -326 | -333 | |||||
| Transaktion mit nicht beherrschenden Anteilen – GSI 3 Rückkauf | -2 | -2 | 571 | 569 | |||||
| Änderung der nicht beherrschenden Anteile infolge einer Konsolidierung | 8.443 | 8.443 | |||||||
| Dividenden | -9.942 | -9.942 | -1.302 | -11.244 | |||||
| Gesamte Transaktionen mit Eigentümern des Unternehmens | 3.005 | 8.701 | -1.573 | 0 | 0 | -9.951 | 183 | 7.386 | 7.569 |
| Stand zum 31. Dezember, 2023 | 82.853 | 103.356 | -1.573 | -7 | 3.353 | 42.303 | 230.287 | 19.875 | 250.162 |
in TEUR
| Gezeichnetes Kapital | Kapital-rücklage | Währungs-umrechnungs-rücklage | Sonstiges Ergebnis aus Hedging | Gewinn-rücklage | Summe | Nicht be-herrschende Anteile | Gesamtes Eigen-kapital | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Stand zum 1. Januar 2022 | 76.362 | 82.499 | 9 | 24 | 26.988 | 185.883 | 11.446 | 197.329 |
| Periodenergebnis | 23.511 | 23.511 | 947 | 24.458 | ||||
| Sonstiges Ergebnis | 1 | -662 | -662 | -662 | ||||
| Gesamtergebnis | - | - | 1 | -662 | 23.511 | 22.849 | 947 | 23.796 |
| Transaktionskosten direkt in Equity | -217 | -217 | -217 | |||||
| Ausgabe von Stammaktien | 3.486 | 12.374 | 15.859 | 15.859 | ||||
| Transaktionen mit nicht beherrschenden Anteilen | 73 | -631 | -558 | |||||
| Dividenden | -8.400 | -8.400 | -631 | -9.031 | ||||
| Gesamte Transaktionen mit Eigentümern des Unternehmens | 3.486 | 12.157 | - | - | -8.327 | 7.315 | -1.262 | 6.053 |
| Stand zum 31. Dezember 2022 | 79.848 | 94.655 | 10 | -638 | 42.172 | 216.047 | 11.131 | 227.179 |
7C Solarparken AG, Bayreuth
Die 7C Solarparken AG (das „Unternehmen“ oder „7C Solarparken“) ist ein Unternehmen mit Sitz in Bayreuth, Deutschland. Die Adresse des eingetragenen Sitzes des Unternehmens lautet: An der Feuerwache 15, 95445 Bayreuth. Der Konzernabschluss des Unternehmens umfasst das Unternehmen und seine Tochterunternehmen (zusammen als der „Konzern“ und einzeln als „Konzernunternehmen“ bezeichnet). Der Konzern investiert in und betreibt Solar- und Windkraftanlagen mit stetigem Kapitalrückfluss und geringem Risiko v. a. in Deutschland und Belgien (siehe Anhangsziffer 5 und 8). Hinsichtlich verwendeter Abkürzungen verweisen wir auf das in Anhangsziffer 33 dargestellte Abkürzungsverzeichnis.
Der Konzernabschluss wurde in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, aufgestellt. Ergänzend wurden bei der Aufstellung des Konzernabschlusses die nach § 315e Abs. 1 i. V. m. Abs. 3 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften berücksichtigt. Die Grundsätze über Ansatz, Bewertung und Ausweis werden von allen Gesellschaften innerhalb des Konsolidierungskreises einheitlich angewendet. Die Darstellung in der Gewinn- und Verlustrechnung erfolgt nach dem Gesamtkostenverfahren. Die Gliederung wird durch Zwischensummen (EBITDA/ EBIT) erweitert. Der Vorstand geht von der Unternehmensfortführung aus. Der Abschluss vermittelt ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Finanz-, Vermögens- und Ertragslage. Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2023 und der zusammengefasste Lagebericht für den Zeitraum vom 1. Januar 2023 bis 31. Dezember 2023 wird am 27. März 2024 zur Veröffentlichung genehmigt. Einzelheiten zu den wesentlichen Rechnungslegungsmethoden einschließlich der Änderungen von Rechnungslegungsmethoden finden sich in der Anhangsziffer 6.
Dieser Konzernabschluss wird in Euro, der funktionalen Währung der 7C Solarparken AG (Mutterunternehmen) aufgestellt und in Tausend Euro (TEUR) dargestellt, wodurch es zu Rundungsdifferenzen kommen kann.
Die Erstellung des Konzernabschlusses verlangt vom Vorstand Ermessensentscheidungen, Schätzungen und Annahmen, die die Anwendung von Rechnungslegungsmethoden und die ausgewiesenen Beträge der Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Erträge und Aufwendungen betreffen. Tatsächliche Ergebnisse können von diesen Schätzungen abweichen. Schätzungen und zugrundeliegende Annahmen werden laufend überprüft. Überarbeitungen von Schätzungen werden prospektiv erfasst.
Informationen über Ermessensentscheidungen bei der Anwendung der Rechnungslegungsmethoden sowie Informationen über Annahmen und Schätzungsunsicherheiten, die die im Konzernabschluss erfassten Beträge wesentlich beeinflussen bzw. ein beträchtliches Risiko darstellen können, sind in den nachstehenden Anhangsziffern enthalten:
Eine Reihe von Rechnungslegungsmethoden und Angaben des Konzerns verlangen die Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte für finanzielle und nicht-finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten. Der Konzern hat ein Kontrollrahmenkonzept hinsichtlich der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte festgelegt. Dazu gehört eine hausinterne Überwachung aller wesentlichen Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert. Der Vorstand führt eine regelmäßige Überprüfung der wesentlichen, nicht beobachtbaren Inputfaktoren sowie der Bewertungsanpassungen durch. Wenn Informationen von Dritten, beispielsweise Preisnotierungen von Brokern oder Kursinformationsdiensten, zur Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte verwendet werden, prüft das Unternehmen 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, in der diese Bewertungen einzuordnen sind. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes eines Vermögenswertes oder einer Verbindlichkeit 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:
Wenn die zur Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes eines Vermögenswertes oder einer Verbindlichkeit 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 Output der niedrigsten Stufe entspricht, der für die Bewertung insgesamt wesentlich ist. Der Konzern erfasst Umgruppierungen zwischen verschiedenen Stufen der Fair Value-Hierarchie zum Ende der Berichtsperiode, in der die Änderung eingetreten ist. Weitere Informationen zu den Annahmen bei der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte sind in den nachstehenden Anhangsziffern enthalten:
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.2 A. Nachstehend sind die wesentlichen Tochterunternehmen des Konzerns aufgeführt. In den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2023 sind alle Tochterunternehmen einbezogen.# Tochterunternehmen
Unternehmen sind vom Konzern beherrschte Unternehmen. Der Konzern beherrscht ein Unternehmen, wenn die Gesellschaft schwankenden Renditen aus seinem Engagement bei dem Unternehmen ausgesetzt ist bzw. Anrechte auf diese besitzt und die Fähigkeit hat, diese Renditen mittels ihrer Verfügungsgewalt über das Unternehmen zu beeinflussen. Ein Tochterunternehmen wird ab dem Zeitpunkt des Erlangens der Beherrschung konsolidiert. Vereinfachend stellt der Konzern jeweils auf den ersten Tag oder den letzten Tag des Monats in dem die Beherrschung erlangt wurde, ab. Eine Entkonsolidierung erfolgt, sobald die Beherrschung endet.
Nachfolgende Tochterunternehmen werden von der 7C Solarparken AG im Wege der Vollkonsolidierung in den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2023 einbezogen. Tochterunternehmen, welche die Befreiungsmöglichkeiten gemäß § 264b HGB für die Offenlegung des Abschlusses oder die Aufstellung des Lageberichts bzw. Anhangs in Anspruch nehmen, sind darüber hinaus in dieser Aufstellung kenntlich gemacht (mit Stern * markiert). Für diese Gesellschaften ist der Konzernabschluss der 7C Solarparken AG der befreiende Konzernabschluss.
| Gesellschaft | Sitz | Beteiligung% |
|---|---|---|
| Solarpark Oberhörbach GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Sonnendach M55 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Longuich GmbH | Baureuth Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Heretsried GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Energiepark SP Theilenhofen GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark CBG GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solarpark green GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Colexon Solar Energy ApS | Søborg Dänemark | 100,00 |
| Amatec Projects Management GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Renewagy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Renewagy 11. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Renewagy 21. Solarprojektgesellschaft mbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Renewagy 22. Solarprojektgesellschaft mbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Tristan Solar GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Zschornewitz GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark WO GmbH & Co. KG | Deutschland | 100,00 * |
| PWA Solarpark GmbH & Co. KG | Deutschland | 100,00 * |
| REG PVA Zwei GmbH & Co. KG | Deutschland | 100,00 * |
| MES Solar XX GmbH & Co. KG | Deutschland | 100,00 * |
| Melkor UG (haftungsbeschränkt) | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| HCI Energy 1 Solar GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 42,91 |
| HCI Solarpark Igling-Buchloe GmbH & Co. KG | Schönefeld Deutschland | 42,91 |
| HCI Solarpark Neuhaus-Stetten GmbH & Co. KG | Schönefeld Deutschland | 42,91 |
| Solarpark Floating GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| ProVireo Projektverwaltungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| ProVireo Solarpark 3. Schönebeck GmbH & Co KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solar Park Blankenberg GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Glasewitz GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Colexon IPP GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Meyenkrebs GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Pinta Solarparks GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV Chemnitz GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec Grundbesitz GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Amatec PV 20 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 21 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 25 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Bernsdorf GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 30 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 31 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 32 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 33 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 34 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 35 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 36 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Amatec PV 37 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Rötz GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solardach Derching GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Tangerhütte GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Windpark Medard 2 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Windpark Stetten 2 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG | Köln Deutschland | 55,14 * |
| Photovoltaikkraftwerk Ansbach GmbH & Co. KG | Köln Deutschland | 55,14 * |
| Photovoltaikkraftwerk Brodswinden GmbH & Co. KG | Köln Deutschland | 55,14 * |
| BBS Solarpark Alpha GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| HCI Energy 2 Solar GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 41,81 |
| HCI Solarpark Dettenhofen GmbH & Co. KG | Schönefeld Deutschland | 41,81 |
| HCI Solarpark Oberostendorf GmbH & Co. KG | Schönefeld Deutschland | 41,81 |
| 7C Solarparken NV | Mechelen Belgien | 100,00 |
| 7C Rooftop Exchange BV | Mechelen Belgien | 100,00 |
| Siberië Solar BV | Mechelen Belgien | 100,00 |
| Sabrina Solar BV | Mechelen Belgien | 100,00 |
| Solar4Future Diest NV | Mechelen Belgien | 100,00 |
| Solarpark Neudorf GmbH | Kasendorf Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Hohenberg GmbH | Marktleugast Deutschland | 83,00 |
| Solarpark Morbach GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Erste Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Draisdorf-Eggenbach GmbH & Co KG | Deutschland | 100,00 * |
| High Yield Solar Investments BV | Amsterdam Deutschland | 100,00 |
| Solardach Gutenberg GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Pflugdorf GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark MGGS Landbesitz GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Tannhäuser Solar UG (haftungsbeschränkt) | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Lohengrin Solar UG (haftungsbeschränkt) | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| PV Görike GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarparken AM GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| GSI Helbra Verwaltungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| GSI Leasing GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| GSI Solarfonds Zwei Verwaltungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| GSI Solarfonds Drei Verwaltungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Espenhain Verwaltungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Energy Verwaltungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| SonnenSolarpark GmbH | Hausen Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Höttingen GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Isolde Solar GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Pirk-Hochdorf GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Kohlberg GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Reuth-Premenreuth GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarparken IPP GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Taurus GmbH & Co. KG | Maisach Deutschland | 100,00 * |
| Erste Solarpark Xanten GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Erste Solarpark Wulfen GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Siebente Solarpark Zerre GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark am Schaugraben GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Zerre IV GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Sonnendach K19 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Sonnendach K19 Haftungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Säugling Solar GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solardach Walternienburg GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Carport Wolnzach GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Gemini GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Sphinx Solar GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solardach Bündel 1 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Erste Solarpark Sandersdorf GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Dritte Solarpark Glauchau GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Vardar UG (haftungsbeschränkt) | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| 7C Solarentwicklung GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solardach Wandersleben GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 84,12 * |
| Solardach LLG GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solardach Stieten GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solardach Steinburg GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solardach Neubukow GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solardach Halberstadt GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 81,82 * |
| Solarpark Bitterfeld II GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Trüstedt I Solar GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Folcwalding Verwaltungs GmbH | Bayreuth Deutschland | 100,00 |
| Solarpark Brandholz GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Gorgast GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| PV Gumtow GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Photovoltaik-Park Dessau-Süd GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Solarpark Wölbattendorf GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| Projekt OS3 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Projekt OS4 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Projekt OS5 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Projekt OS6 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Projekt OS7 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Projekt OS8 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Projekt OS9 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Projekt OS10 GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 71,43 * |
| Solarpark Schwerin GmbH & Co. KG | Bayreuth Deutschland | 100,00 * |
| 7C Solarparken Belgium BV | Gent Belgien | 100,00 |
| IRIS 67 BV | Mechelen Belgien | 100,00 |
| 7C Groeni BV | Mechelen Belgien | 100,00 |
Folgende Gesellschaften werden nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2023 einbezogen:
Siehe auch Anhangsziffer 7. Der Konzern wendet im Vergleich zum Geschäftsjahr 2022 grundsätzlich die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden an. Dennoch wurden im Geschäftsjahr die neuen Standards und Interpretationen angewandt, die verpflichtend für Geschäftsjahre beginnend nach dem 1.# Januar 2023 sind (siehe Anhangsziffer 32). Die nachfolgenden Konzerngesellschaften wurden im Berichtszeitraum auf die angezeigten Konzerngesellschaften verschmolzen:
| Gesellschaft | Verschmolzen auf: |
|---|---|
| Colexon 1. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG | Colexon IPP GmbH |
Im Jahr 2023 hat der Konzern die folgenden Gesellschaften gegründet:
| Gesellschaft | Beteiligung des Konzerns | Gründung am |
|---|---|---|
| Isolde Solar GmbH | 100,00 % | 22. Juni 2023 |
| Solarpark Pirk-Hochdorf GmbH & Co KG | 100,00 % | 22. Juni 2023 |
| Solarpark Kohlberg GmbH & Co KG | 100,00 % | 22. Juni 2023 |
| Solarpark Reuth-Premenreuth GmbH & Co KG | 100,00 % | 22. Juni 2023 |
Im Jahr 2023 hat der Konzern den Konsolidierungskreis um folgende Gesellschaften durch Erwerb erweitert:
| Erwerbsobjekt | Solaranlage(n) | Erwerbszeitpunkt |
|---|---|---|
| Solarpark Schwerin GmbH & Co. KG | Schwerin | 4. Januar 2023 |
| BBS Solarpark Alpha GmbH & Co. Kg | Homberg | 23. August 2023 |
| Solardach Walternienburg GmbH & Co. KG | Walternienburg | 4. Oktober 2023 |
Im Geschäftsjahr 2023 änderte sich die Beteiligungsquote des Konzerns an den folgenden Gesellschaften:
| Gesellschaft | Beteiligungs% zum 31.12.2022 | Beteiligungs% zum 28.01.2023 | Käufe nach dem 28.01.2023 | Verkäufe nach dem 28.01.2023 | Beteiligungs% zum 31.12.2023 |
|---|---|---|---|---|---|
| GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG | 1,51 % | 56,4 % | 1,7 % | -3,0 % | 55,14 % |
| Photovoltaïkkraftwerk Ansbach GmbH & Co. KG | 1,51 % | 56,4 % | 1,7 % | -3,0 % | 55,14 % |
| Photovoltaïkkraftwerk Brodswinden GmbH & Co. KG | 1,51 % | 56,4 % | 1,7 % | -3,0 % | 55,14 % |
Tochterunternehmen sind vom Konzern beherrschte Unternehmen. Der Konzern beherrscht ein Unternehmen, wenn die Gesellschaft schwankenden Renditen aus seinem Engagement bei dem Unternehmen ausgesetzt ist bzw. Anrechte auf diese besitzt und die Fähigkeit hat, diese Renditen mittels ihrer Verfügungsgewalt über das Unternehmen zu beeinflussen. Ein Tochterunternehmen wird ab dem Zeitpunkt des Erlangens der Beherrschung konsolidiert. Vereinfachend stellt der Konzern jeweils auf den ersten Tag oder den letzten Tag des Monats, in dem die Beherrschung erlangt wurde ab. Eine Entkonsolidierung erfolgt sobald die Beherrschung endet.
Gemäß IFRS 3 gilt als Geschäftsbetrieb eine integrierte Gruppe von Tätigkeiten und Vermögenswerten, die mit dem Ziel geführt werden, kann Leistungen, d. h., Güter, Dienstleistungen, Kapitalerträge oder sonstige Erträge aus gewöhnlicher Tätigkeit zu erwirtschaften. Der Geschäftsbetrieb besteht hierbei aus Ressourceneinsatz (Input), der mittels eines substanziellen Verfahrens signifikant zu der Möglichkeit beiträgt, Leistungen (Output) zu erzeugen. Darüber hinaus enthält der Standard IFRS 3 Regelungen zur Durchführung eines optionaler Konzentrationstests. Anhand dieses Tests kann überprüft werden, ob der gesamte beizulegende Zeitwert der erworbenen Bruttovermögenswerte im Wesentlichen auf einen einzelnen identifizierbaren Vermögenswert oder auf eine Gruppe von gleichartigen identifizierbaren Vermögenswerten zurückzuführen ist. Sofern das Erstere bejaht werden kann, ist kein Geschäftsbetrieb vorhanden und ist der Geschäftsvorfall demzufolge nicht als ein Unternehmenserwerb im Sinne von IFRS 3 einzustufen, sondern vielmehr als ein Erwerb von Vermögenswerten und Schulden.
Der Konzern hat für alle Erwerbe des Geschäftsjahres den freiwilligen Konzentrationstest durchgeführt. Für die Bestimmung, ob der gesamte beizulegende Zeitwert des zugegangenen Bruttovermögens im Wesentlichen auf einen einzelnen Vermögenswert oder auf eine Gruppe von gleichartigen Vermögenswerten zurückzuführen ist, legt der Konzern eine Grenze von 75 % zugrunde. Die beizulegenden Zeitwerte von erworbenen Solaranlagen werden dabei mit dem Wert des zugehörigen Nutzungsrechts gemäß IFRS 16 oder dem beizulegenden Zeitwert des Landes zusammengefasst, da sich das Nutzungsrecht auf die Pacht für die Grundstücke bezieht, auf denen die Solaranlage steht bzw. das erworbene Land das Grundstück betrifft auf dem die Solaranlage steht. Das heißt, wenn beizulegender Zeitwert der Solaranlage und Wert des Nutzungsrecht nach IFRS 16 oder beizulegender Zeitwert des erworbenen Landes gemeinsam 75 % der beizulegenden Zeitwerte aller erworbenen Vermögenswerte betragen gilt der Konzentrationstest als positiv. In solchen Fällen erfolgt dann keine weitere Würdigung mehr und der Geschäftsvorfall wird als Erwerb von Vermögenswerten und Schulden abgebildet.
In dem Fall, dass der Konzentrationstest negativ ausfällt, soll anhand vom Standard IFRS 3 untersucht werden, ob der Erwerb einen Geschäftsbetrieb betrifft. Für den Erwerb von Projektgesellschaften, die Solar- und Windkraftanlagen betreiben, fehlt es in der Regel an mindestens einem substanziellen Prozess. Folglich sind solche Erwerbe in der Regel als Erwerbe von Vermögenswerten und Schulden abzubilden. Hierfür werden die Anschaffungskosten grundsätzlich auf die im Rahmen des Erwerbs identifizierbaren Vermögenswerte und Schulden auf Basis derer beizulegenden Zeitwerte aufgeteilt. Der Ansatz von Nutzungsrecht und Leasingverbindlichkeit erfolgt in analoger Anwendung von IFRS 3.28B mit dem Wert, der sich nach IFRS 16 ergibt. Liquide Mittel und Forderungen werden mit deren Nominalwert angesetzt. Latente Steuern, die sich z. B. aufgrund von erworbenen Verlustvorträgen ergeben, werden mit dem Wert gemäß IAS 12 angesetzt. Ein positiver oder negativer Unterschiedsbetrag kann hierbei nicht entstehen. Sollte in diesem Zusammenhang festgestellt werden, dass der beizulegende Zeitwert einzelner Vermögenswerte die zuzuordnenden Anschaffungskosten unterschreiten, wird infolge dessen direkt nach der erstmaligen Aktivierung eine erfolgswirksame außerplanmäßige Abschreibung vorgenommen. Sollte der beizulegende Zeitwert in der Folge steigen, so erfolgt, falls vom betreffenden Standard gefordert, eine Zuschreibung, gemäß den Regelungen des einschlägigen Standards.
Sofern der Konzentrationstest negativ ausfällt bzw. für diejenigen Erwerbe, die vor der Überarbeitung von IFRS 3 d.h. vor dem Geschäftsjahr 2020 stattgefunden haben und es sich definitionsgemäß um einen Unternehmenszusammenschluss handelt(e), bilanziert der Konzern diese nach der Erwerbsmethode. Die erworbenen identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualverbindlichkeiten sind mit ihren beizulegenden Zeitwerten zum Erwerbszeitpunkt zu bewerten. Der Geschäfts- oder Firmenwert entspricht dem Betrag, um den die Summe aus der übertragenen Gegenleistung, dem Wertansatz aller nicht-beherrschenden Anteile an dem erworbenen Unternehmen und dem beizulegenden Zeitwert etwaiger zuvor vom Erwerber gehaltener Eigenkapitalanteile an dem erworbenen Unternehmen das Nettovermögen des Akquisitionsobjektes übersteigt. Wenn die erstmalige Bilanzierung eines Unternehmenszusammenschlusses am Ende des Geschäftsjahres, in der der Zusammenschluss stattfindet, unvollständig ist, gibt der Konzern für die Posten mit unvollständiger Bilanzierung vorläufige Beträge an. Die vorläufig angesetzten Beträge sind während des maximal ein Jahr umfassenden Bewertungszeitraumes retrospektiv zu korrigieren. Zusätzliche Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten sind anzusetzen, um neue Informationen über Fakten und Umstände zu berücksichtigen, die zum Erwerbszeitpunkt bestanden und die die Bewertung der zu diesem Stichtag angesetzten Beträge beeinflusst hätten, wenn sie bekannt gewesen wären.
Sofern der Erwerb zu einem Preis unter dem beizulegenden Zeitwert des Nettovermögens erfolgt ist, wird die Differenz unmittelbar als erfolgswirksam erfasst. Transaktionskosten werden sofort als Aufwand erfasst, sofern sie nicht mit der Emission von Schuldverschreibungen oder Dividendenpapieren verbunden sind. Etwaige bedingte Gegenleistungen werden zum Erwerbszeitpunkt zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Nachträgliche Änderungen des beizulegenden Zeitwerts einer als Vermögenswert oder als Verbindlichkeit eingestuften bedingten Gegenleistung werden als Gewinn oder Verlust erfasst. Wird die bedingte Gegenleistung als Eigenkapital eingestuft, wird sie nicht neu bewertet, und eine Abgeltung wird im Eigenkapital bilanziert.
Nicht beherrschende Anteile werden für den Fall, dass es sich um den Erwerb von Vermögenswerten und Schulden handelt, mit ihrem Zeitwert zum Erwerbszeitpunkt bilanziert. Sofern es sich um einen Unternehmenszusammenschluss handelt, werden sie zum Erwerbszeitpunkt mit ihrem entsprechenden Anteil am identifizierbaren Nettovermögen des erworbenen Unternehmens bewertet. Änderungen des Anteils des Mutterunternehmens an einem Tochterunternehmen, die nicht zu einem Verlust der Beherrschung führen, werden als Eigenkapitaltransaktionen bilanziert.
Verliert der Konzern die Beherrschung über ein Tochterunternehmen, bucht er die Vermögenswerte und Schulden des Tochterunternehmens und alle zugehörigen, nicht beherrschenden Anteile und anderen Bestandteile am Eigenkapital aus. Jeder entstehende Gewinn oder Verlust wird erfolgswirksam erfasst. Jeder zurückbehaltene Anteil an dem ehemaligen Tochterunternehmen wird zum beizulegenden Zeitwert zum Zeitpunkt des Verlustes der Beherrschung bewertet.
Die Anteile des Konzerns an nach der Equity-Methode bilanzierten Finanzanlagen bzw. Anteilen umfassen Anteile an assoziierten Unternehmen. Assoziierte Unternehmen sind Unternehmen, bei denen der Konzern einen maßgeblichen Einfluss, jedoch keine Beherrschung oder gemeinschaftliche Führung in Bezug auf die Finanz- und Geschäftspolitik hat. Anteile an assoziierten Unternehmen werden beim erstmaligen Ansatz zu Anschaffungskosten bewertet, wozu auch Transaktionskosten zählen. In der Folge erfasst der Konzern das anteilige Gesamtergebnis, bis der maßgebliche Einfluss endet.# 6. Accounting Policies
The items recognized in the financial statements of individual group companies are measured based on their respective functional currency. The consolidated financial statements are prepared in Euro, the functional currency of the parent company. Transactions in foreign currency are translated into the functional currency of the group companies at the spot rate on the transaction date. Monetary assets and liabilities denominated in a foreign currency at the reporting date are translated into the functional currency at the spot rate on the reporting date. Non-monetary assets and liabilities measured at fair value in a foreign currency are translated at the rate prevailing at the date of determination of fair value. Translation differences arising from translation into the functional currency are accumulated directly in the Translation Reserve in Equity or recognized in the Consolidated Statement of Comprehensive Income. Non-monetary items measured at historical cost or production cost in a foreign currency are not translated.
The spot rate of the Danish Krone against the Euro on December 31, 2023, was DKK/EUR 7.4557 (prior year: DKK/EUR 7.4374). The average rate of the Danish Krone against the Euro for the 2023 financial year was DKK/EUR 7.4511 (prior year: DKK/EUR 7.4396).
Assets and liabilities of foreign subsidiaries are translated into Euro at the spot rate on the reporting date. Income and expenses of foreign subsidiaries are translated at the rate prevailing at the date of the respective transaction. Currency translation differences are recognized in the Translation Reserve in Equity, to the extent that the currency translation difference is not attributable to non-controlling interests or is recognized in the Consolidated Statement of Comprehensive Income. Upon disposal of a foreign subsidiary, which results in the loss of control or significant influence, the corresponding amount accumulated in the Translation Reserve up to that point is reclassified to profit or loss as part of the gain or loss on disposal. In the case of a partial disposal without loss of control of a subsidiary, the corresponding portion of the accumulated translation difference is allocated to non-controlling interests. To the extent that the Group partially disposes of an associate or joint venture while retaining significant influence or joint control, the corresponding portion of the accumulated currency translation difference is reclassified to the Consolidated Statement of Profit or Loss.
"Revenue from contracts with customers" (i.e., sales revenue) is recognized when the customer obtains control of the agreed-upon goods and services. Furthermore, revenue is measured at the amount of consideration that the company expects to receive. The following list provides information on the nature and timing of the fulfillment of performance obligations from contracts with customers and the related revenue recognition principles:
Sale of electricity: The Group generates revenue through the production or sale of electricity. The customer obtains control of the agreed-upon good upon feed-in, i.e., handover into the (public) grid or through direct consumption. This sale each constitutes a separate performance obligation. Revenue from the sale of electricity is determined and recognized based on the measurement of outgoing electricity. Any prior-period revenue increases and decreases based on measurement deviations or errors by the Group compared to the customer, which are only determined after the end of the respective reporting period, are also recognized in revenue. However, deviations between the measurements of the Group and the customer typically occur only to a very limited extent.
The electricity prices for contracts with customers in Germany are essentially determined by the EEG regulations. With effect from January 1, 2012, the so-called market premium was introduced in § 33g EEG. The market premium is paid by the grid operator to operators of plants for the production of electricity from renewable energy sources who choose to market their electricity directly on the electricity exchange instead of the EEG remuneration model. On the electricity exchange, plant operators receive the regular market price, which is below the remuneration claim under the EEG. The market premium compensates for the difference between the EEG procurement remuneration and the average monthly market price on the electricity exchange. The market premium cannot be negative. The actual quantity of directly marketed electricity is determined by meter readings.
The payment of the market premium and the management premium according to §§ 33g and 33i of the Renewable Energy Sources Act (EEG) by the grid operator to the plant operator are genuine, non-VAT-taxable subsidies. The expected cash outflows recognized in other comprehensive income in connection with the electricity price swap agreement (cash flow hedge) are reclassified to revenue at the time of payout, as the Group considers it appropriate to show these payments directly in revenue, as the payouts from the cash flow hedge are directly linked to revenue (see Note 26.3.E).
In Belgium, in addition to the sale of electricity, the Group generates revenue from the sale of green electricity certificates. The latter are granted to the Group by the grid operator according to current legislation for every MWh generated for a period of 10 to 20 years from the commissioning of the respective solar plant. The Group then sells these green electricity certificates to the grid operator at fixed regulated prices for the same duration (repurchase obligation). Revenue is recognized at the time the green electricity certificates are granted, as at this point the grid operator's repurchase obligation arises and the grid operator owes the full remuneration regardless of its possible usage period.
In addition to the sale of electricity, the Group also sells certificates of origin for the electricity generated from its renewable energy plants. Certificates of origin can only be sold for electricity which is not fed into the grid with a feed-in tariff (Germany) or not subsidized with green electricity certificates (Belgium). For this reason, this source of income was of minor importance in the financial year and the prior year.
Services: This primarily relates to services for the project development of Belgian plants for third parties, technical maintenance, and commercial management of solar plants for third parties in Belgium and Germany. The sale of services generally represents a single performance obligation. Revenue is recognized on a continuous basis as services are rendered.
Sale of other goods: In isolated cases, the Group sells modules or other components for solar plants and charging stations to third parties. Revenue is recognized as soon as the customer has obtained control of the goods.
Obligations from short-term employee benefits are recognized as an expense as soon as the associated work has been performed. A liability is recognized for the amount expected to be paid if the Group has a present legal or constructive obligation to pay this amount as a result of employee services rendered, and the obligation can be reliably estimated.
Termination benefits are recognized as an expense at the earlier of the following times: when the Group can no longer withdraw the offer of such benefits or when the Group recognizes costs for a restructuring. If benefits are not expected to be fully settled within twelve months after the reporting date, they are discounted.
Other government grants relating to assets are initially recognized as a deferred income liability at fair value if there is reasonable assurance that they will be granted and the Group will fulfill the conditions attaching to the grant. Subsequently, these other government grants are recognized as other income in profit or loss on a systematic basis over the useful life of the asset. The grants relate to subsidies granted in Belgium for the construction of solar plants.
Die Finanzerträge und Finanzierungsaufwendungen des Konzerns umfassen: Zinserträge; Zinsaufwendungen; Dividendenerträge; Nettogewinn oder -verlust aus finanziellen Vermögenswerten, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden (FVTPL); Fremdwährungsgewinne und -verluste aus finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten; Gewinne und Verluste aus der Zeitwertbewertung bedingter Gegenleistungen, die als finanzielle Verbindlichkeiten eingestuft sind; Erfasste Wertminderungsaufwendungen für finanzielle Vermögenswerte, die als Anschaffungskosten geführt werden (AC) (mit der Ausnahme von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen); Nettogewinn oder -verlust aus Sicherungsinstrumenten, die infolge ihrer Unwirksamkeit zur Absicherung von Zahlungsströmen in der Gewinn- oder Verlustrechnung erfasst werden; Umgliederungen von Nettoverlusten, die zuvor im sonstigen Ergebnis erfasst wurden Erträge und Verluste aus dem Abgang vom Finanzanlagen.
Zinserträge und -aufwendungen werden nach der Effektivzinsmethode erfolgswirksam erfasst. Dividendenerträge werden zu dem Zeitpunkt erfolgswirksam erfasst, an dem der Rechtsanspruch des Konzerns auf Zahlung entsteht.
Der Steueraufwand umfasst tatsächliche und latente Steuern. Tatsächliche Steuern und latente Steuern werden erfolgswirksam erfasst, ausgenommen in dem Umfang, in dem sie mit einem Unternehmenszusammenschluss oder mit einem direkt im Eigenkapital oder einem im sonstigen Ergebnis erfassten Posten verbunden sind.
Tatsächliche Steuern sind die erwartete Steuerschuld oder Steuerforderung auf das für das Geschäftsjahr zu
versteuernde Einkommen oder den steuerlichen Verlust, und zwar auf der Grundlage von Steuersätzen, die am
Abschlussstichtag gelten oder in Kürze gelten werden, sowie alle Anpassungen der Steuerschuld hinsichtlich
früherer Jahre. Tatsächliche Steuerschulden beinhalten auch alle Steuerschulden, die als Folge der Festsetzung von
Dividenden entstehen. Tatsächliche Steueransprüche und -schulden werden nur unter bestimmten Bedingungen
miteinander verrechnet.
Latente Steuern werden im Hinblick auf temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten der Vermögenswerte
und Verbindlichkeiten für Konzernrechnungslegungszwecke und den verwendeten Beträgen für steuerliche Zwecke
erfasst. Latente Steuern werden nicht erfasst für: temporäre Differenzen beim erstmaligen Ansatz von Vermögenswerten
oder Verbindlichkeiten bei einem Geschäftsvorfall, bei dem es sich nicht um einen Unternehmenszusammenschluss
handelt und der weder das bilanzielle Ergebnis vor Steuern noch das zu versteuernde Ergebnis beeinflusst;
temporäre Differenzen in Verbindung mit Anteilen an Tochterunternehmen, assoziierten Unternehmen und gemeinschaftlich
geführten Unternehmen, sofern der Konzern in der Lage ist, den zeitlichen Verlauf der Auflösung der temporären
Differenzen zu steuern und es wahrscheinlich ist, dass sie sich in absehbarer Zeit nicht auflösen werden, und
zu versteuernde temporäre Differenzen beim erstmaligen Ansatz des Geschäfts- oder Firmenwertes.
Ein latenter Steueranspruch wird für noch nicht genutzte steuerliche Verluste und abzugsfähige temporäre
Differenzen in dem Umfang erfasst, in dem es wahrscheinlich ist, dass künftige, zu versteuernde Ergebnisse zur
Verfügung stehen werden, für die sie genutzt werden können. Latente Steueransprüche werden an jedem
Abschlussstichtag bewertet und nur in dem Umfang angesetzt, in dem es wahrscheinlich ist, dass der damit verbundene
Steuervorteil realisiert werden wird; Latente Steuern werden anhand der Steuersätze bewertet, die erwartungsgemäß
auf temporäre Differenzen angewendet werden, sobald sie sich umkehren, und zwar unter Verwendung von Steuersätzen,
die am Abschlussstichtag gültig oder angekündigt sind. Die Bewertung latenter Steuern spiegelt die steuerlichen
Konsequenzen wider, die sich aus der Erwartung des Konzerns im Hinblick auf die Art und Weise der Realisierung der
Buchwerte seiner Vermögenswerte bzw. der Erfüllung seiner Verbindlichkeiten zum Abschlussstichtag ergeben.
Latente Steueransprüche und latente Steuerschulden werden verrechnet, wenn die Voraussetzungen hierfür erfüllt
sind.
Vorräte werden mit dem niedrigeren Wert aus Anschaffungs- oder Herstellungskosten und Nettoveräußerungswert
bewertet. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Vorräten basieren auf dem First-In-First-Out-Verfahren.
Etwaige Wertminderungen der Vorräte werden in den sonstigen Betriebsaufwendungen dargestellt.
Siehe Anhangsziffer 6.16 Leasingverhältnisse bzgl. Nutzungsrechten.
Sachanlagen werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich kumulierter Abschreibungen und
kumulierter Wertminderungsaufwendungen bewertet. Anlagen im Bau werden mit deren Anschaffungs- oder
Herstellungskosten bilanziert. Eine Abschreibung erfolgt hier nicht. Etwaige Wertminderungen werden auch bei
den Anlagen im Bau berücksichtigt. Jeder Teil einer Sachanlage mit einem bedeutsamen Anschaffungswert im
Verhältnis zum gesamten Wert des Gegenstands wird getrennt abgeschrieben. Gewinne oder Verluste aus dem Abgang
von Gegenständen des Anlagevermögens werden in den sonstigen Erträgen oder Aufwendungen berücksichtigt. Der
Abschreibungszeitraum und die Abschreibungsmethode werden am Ende eines jeden Geschäftsjahres überprüft.
Vermögenswerte des Sachanlagevermögens werden über deren voraussichtliche wirtschaftliche Nutzungsdauer pro
rata temporis abgeschrieben.
Nachträgliche Ausgaben werden nur aktiviert, wenn es wahrscheinlich ist, dass der mit den Ausgaben verbundene
zukünftige wirtschaftliche Nutzen dem Konzern zufließen wird.
Durch die Abschreibungen werden die Anschaffungs- und Herstellungskosten von Sachanlagen abzüglich ihrer
geschätzten Restwerte linear über den Zeitraum ihrer geschätzten Nutzungsdauern verteilt. Die Abschreibungen
werden erfolgswirksam erfasst. Grundstücke werden nicht abgeschrieben.
Die geschätzten Nutzungsdauern für das laufende Jahr und Vergleichsjahre von bedeutenden Sachanlagen lauten wie
folgt:
| Sachanlage | Nutzungsdauer |
|---|---|
| Solarparks | 10-30 Jahre |
| Windparks | 20-25 Jahre |
| Gebäude | 30-40 Jahre |
| Technische Anlagen sowie Betriebs- und Geschäftsausstattung | 3–12 Jahre |
| Einbauten und Zubehör | 5–10 Jahre |
| Nutzungsrechte | 1–30 Jahre |
Solarparks und Windparks bestehen grundsätzlich aus zwei wesentlichen Bestandteilen, die zu unterschiedlichen
Nutzungsdauern linear abgeschrieben werden (Komponentenansatz), nämlich das Recht auf eine gesetzliche
Vergütung je erzeugte MWh (Einspeisevergütung bzw. Grünstromzertifikat), welches über den Zeitraum der
gesetzlichen Vergütungszusage abgeschrieben wird, sowie die technischen Komponenten der Solaranlage bzw.
Windanlage, die über ihre (längere) technische Nutzungsdauer abgeschrieben werden, soweit eine Nutzung nach dem
Zeitraum der gesetzlichen Vergütungszusage technisch, rechtlich bzw. wirtschaftlich nach Einschätzung des
Konzerns möglich bzw. geplant ist.
Abschreibungsmethoden, Nutzungsdauern und Restbuchwerte werden an jedem Abschlussstichtag überprüft und
gegebenenfalls angepasst.
Immaterielle Vermögenswerte, die vom Konzern erworben werden und begrenzte Nutzungsdauern haben, werden zu
Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich kumulierter Amortisationen und kumulierter Wertminderungsaufwendungen
bewertet.
Nachträgliche Ausgaben werden nur aktiviert, wenn sie den künftigen wirtschaftlichen Nutzen des Vermögenswertes,
auf den sie sich beziehen, erhöhen. Alle sonstigen Ausgaben werden erfolgswirksam erfasst.
Immaterielle Vermögenswerte verfügen über eine begrenzte Nutzungsdauer und sie werden (mit Ausnahme von
Projektrechten, siehe unten) über den Zeitraum ihrer geschätzten Nutzungsdauern linear abgeschrieben. Liegt der
beizulegende Zeitwert am Bilanzstichtag unter dem Buchwert, so wird auf diesen Wert abgewertet. Bei Fortfall der
Gründe für früher vorgenommene Wertminderungen werden Zuschreibungen erfolgswirksam vorgenommen. Die
Abschreibungen werden erfolgswirksam erfasst. Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht planmäßig abgeschrieben.
Die geschätzten Nutzungsdauern lauten:
| Immaterieller Vermögenswert | Nutzungsdauer |
|---|---|
| Software | 5 Jahre |
| Erworbene Verträge | 15–20 Jahre |
Abschreibungsmethoden, Nutzungsdauern und Restbuchwerte, wie unter A. erläutert, werden an jedem
Abschlussstichtag überprüft und gegebenenfalls angepasst.
Projektrechte werden als immaterielle Vermögenswerte bilanziert, bis die Sachanlagen (Solaranlagen), mit denen
die Projektrechte in Verbindung stehen, in Betrieb genommen werden. Die immateriellen Vermögenswerte werden
dann in die Sachanlagen umgegliedert und über die Nutzungsdauer der Sachanlagen abgeschrieben. Sie werden
während der Umsetzung des Projekts nicht abgeschrieben. Projekte, die aus mehreren Anlagenabschnitten
bestehen, werden erst mit der Realisierung des letzten Projektabschnitts und somit mit der Inbetriebnahme der
letzten Sachanlage vollständig in die Sachanlagen umgegliedert. Planmäßige Abschreibungen finden bis zur
vollständigen Umsetzung aller Projektabschnitten nicht statt.
Alle finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten werden erstmals am Handelstag bilanziell erfasst, an dem
das Unternehmen Vertragspartei nach den Vertragsbestimmungen des Instruments wird. Ein finanzieller Vermögenswert
(außer einer Forderung aus Lieferungen und Leistungen ohne wesentliche Finanzierungskomponente) oder eine
finanzielle Verbindlichkeit wird beim erstmaligen Ansatz zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei einem Posten,
der nicht zu FVTPL bewertet wird, kommen hierzu die Transaktionskosten, die direkt seinem Erwerb oder seiner
Ausgabe zurechenbar sind.# B. KLASSIFIZIERUNG VON FINANZIELLEN VERMÖGENSWERTEN
Bei der erstmaligen Erfassung wird ein finanzieller Vermögenswert wie folgt eingestuft und bewertet: zu fortgeführten Anschaffungskosten (AC); Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert (FVOCI); Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet (FVTPL). IFRS 9 verlangt, dass die Klassifizierung von finanziellen Vermögenswerten sowohl auf Grundlage des Geschäftsmodells, das für die betroffenen finanziellen Vermögenswerte verwendet wird, als auch der vertraglichen Zahlungsstromeigenschaften des individuellen finanziellen Vermögenswertes (Solely Payments of Principal and Interest (SPPI) – Kriterium) bestimmt werden.
Für die Einordung des Geschäftsmodells wird unterschieden in Halteabsicht („Hold to Collect“), Halte- und Verkaufsabsicht („Hold to Collect and Sell“) und sonstige („other“). Die Beurteilung des Geschäftsmodells erfordert eine Prüfung auf der Grundlage von Fakten und Umständen zum Zeitpunkt der Beurteilung. Das Grundmodell des Konzerns ist „Halteabsicht“. Demnach werden die finanziellen Vermögenswerte mit dem Ziel gehalten, die vertraglichen Zahlungsströme zu vereinnahmen. Trotz Zuordnung zu diesem Geschäftsmodell sind ungeplante Verkäufe im normalen Geschäftsverlauf möglich und ändern auch nach IFRS 9 nichts an der Zuordnung. Dies könnte im Konzern beispielweise durch Verkauf einer Solaranlage nebst angelaufenen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ohne wesentliche Finanzierungskomponente gelegentlich vorkommen.
Ein finanzieller Vermögenswert wird zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet, wenn beide der folgenden Bedingungen erfüllt sind und er nicht als FVTPL designiert wurde:
Ein Schuldinstrument wird zu FVOCI designiert, wenn beide der folgenden Bedingungen erfüllt sind und es nicht als FVTPL designiert wurde:
Für die vertraglichen Zahlungsstromeigenschaften des individuellen finanziellen Vermögenswertes kommt es darauf an, ob die Vertragsbedingungen des finanziellen Vermögenswertes zu festgelegten Zeitpunkten zu Zahlungsströmen führen, die ausschließlich Tilgungs- und Zinszahlungen auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen oder ob darüberhinausgehende Zahlungsströme zu erwarten sind.
Beim erstmaligen Ansatz eines Eigenkapitalinvestments, das nicht zu Handelszwecken gehalten wird, kann der Konzern unwiderruflich wählen, Folgeänderungen im beizulegenden Zeitwert des Investments im sonstigen Ergebnis zu zeigen. Diese Wahl wird einzelfallbezogen für jedes Investment getroffen. Der Konzern hat im Berichtsjahr von seinem Wahlrecht ein Eigenkapitalinvestment als FVOCI zu designieren keinen Gebrauch gemacht.
Alle finanziellen Vermögenswerte, die nicht zu fortgeführten Anschaffungskosten oder zu FVOCI bewertet werden, werden zu FVTPL bewertet.
Diese Vermögenswerte werden zum beizulegenden Zeitwert folgebewertet. Nettogewinne und -verluste, einschließlich jeglicher Zins- oder Dividendenerträge, werden im Gewinn oder Verlust erfasst. Für Derivate die als Sicherungsinstrumente designiert worden sind, siehe Anhangsziffer 26.B.
Diese Vermögenswerte werden zu fortgeführten Anschaffungskosten mittels der Effektivzinsmethode folgebewertet. Die fortgeführten Anschaffungskosten werden durch Wertminderungsaufwendungen gemindert. Zinserträge, Währungskursgewinne und -verluste sowie Wertminderungen werden im Gewinn oder Verlust erfasst. Ein Gewinn oder Verlust aus der Ausbuchung wird im Gewinn oder Verlust erfasst.
Diese Vermögenswerte werden zum beizulegenden Zeitwert folgebewertet. Zinserträge, die mit der Effektivzins-methode berechnet werden, Wechselkursgewinne und -verluste sowie Wertminderungen werden im Gewinn oder Verlust erfasst. Andere Nettogewinne oder -verluste werden im sonstigen Ergebnis erfasst. Bei der Ausbuchung wird das kumulierte sonstige Ergebnis in den Gewinn oder Verlust umgegliedert. Der Konzern hält gegenwärtig keine Schuldinstrumente zu FVOCI.
Diese Vermögenswerte werden zum beizulegenden Zeitwert folgebewertet. Dividenden werden als Ertrag im Gewinn oder Verlust erfasst, es sei denn, die Dividende stellt offensichtlich eine Deckung eines Teils der Kosten des Investments dar. Andere Nettogewinne oder -verluste werden im sonstigen Ergebnis erfasst und nie in den Gewinn oder Verlust umgegliedert. Der Konzern hält gegenwärtig keine Eigenkapitalinstrumente zu FVOCI.
Der Konzern bucht einen finanziellen Vermögenswert aus, wenn die vertraglichen Rechte hinsichtlich der Zahlungsströme aus dem finanziellen Vermögenswert auslaufen oder er die Rechte zum Erhalt der Zahlungsströme in einer Transaktion überträgt, in der auch alle wesentlichen mit dem Eigentum des finanziellen Vermögenswertes verbundenen Risiken und Chancen übertragen werden. Eine Ausbuchung findet ebenfalls statt, wenn der Konzern alle wesentlichen mit dem Eigentum verbundenen Risiken und Chancen weder überträgt noch behält und er die Verfügungsgewalt über den übertragenen Vermögenswert nicht behält.
Der Konzern bucht eine finanzielle Verbindlichkeit aus, wenn die vertraglichen Verpflichtungen erfüllt, aufgehoben oder ausgelaufen sind. Der Konzern bucht des Weiteren eine finanzielle Verbindlichkeit aus, wenn dessen Vertragsbedingungen geändert werden und die Zahlungsströme der angepassten Verbindlichkeit signifikant anders sind. In diesem Fall wird eine neue finanzielle Verbindlichkeit basierend auf den angepassten Bedingungen zum beizulegenden Zeitwert erfasst.
Bei der Ausbuchung einer finanziellen Verbindlichkeit wird die Differenz zwischen dem Buchwert der getilgten Verbindlichkeit und dem gezahlten Entgelt (einschließlich übertragener unbarer Vermögenswerte oder übernommener Verbindlichkeiten) im Gewinn oder Verlust erfasst.
Der Konzern hält derivative Finanzinstrumente zur Absicherung von Umsatz- und Zinsrisiken. Grundsätzlich werden Derivate beim erstmaligen Ansatz sowie im Rahmen der Folgebewertung zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Sich daraus ergebende Änderungen werden grundsätzlich im Gewinn oder Verlust erfasst.
Der Konzern designiert jedoch bestimmte Derivate als Sicherungsinstrumente, um die Schwankungen in Zahlungsströmen abzusichern, die mit höchstwahrscheinlich erwarteten Transaktionen verbunden sind, die aus Änderungen von Umsätzen und Zinssätzen resultieren. Zum Beginn der designierten Sicherungsbeziehungen dokumentiert der Konzern die Risikomanagementziele und -strategien, die er im Hinblick auf die Absicherung verfolgt. Der Konzern dokumentiert des Weiteren die wirtschaftliche Beziehung zwischen dem gesicherten Grundgeschäft und dem Sicherungsinstrument und ob erwartet wird, dass sich Veränderungen der Zahlungsströme des gesicherten Grundgeschäfts und des Sicherungsinstruments kompensieren. Diese Dokumentation wird zu jedem Bewertungsstichtag aktualisiert.
Wenn ein Derivat demzufolge als ein Instrument zur Absicherung von Zahlungsströmen (Cashflow Hedge) designiert ist, wird der wirksame Teil der Änderungen des beizulegenden Zeitwertes im sonstigen Ergebnis erfasst und kumuliert in die Rücklage für Sicherungsbeziehungen eingestellt. Der wirksame Teil der Änderungen des beizulegenden Zeitwertes, der im sonstigen Ergebnis erfasst wird, ist begrenzt auf die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwertes des gesicherten Grundgeschäfts (berechnet auf Basis des Barwertes) seit Absicherungsbeginn. Ein unwirksamer Teil der Veränderungen des beizulegenden Zeitwertes des Derivats wird unmittelbar im Gewinn oder Verlust erfasst. Der Konzern wendet für die Bilanzierung von allen Sicherungsgeschäften IFRS 9 an.
In Falle von Transaktionen wird der kumulierte Betrag, der in die Rücklage für Sicherungsbeziehungen und die Rücklage für die Kosten der Absicherung, eingestellt worden ist, in dem Zeitraum oder den Zeiträumen in den Gewinn oder Verlust umgegliedert, in denen die abgesicherten erwarteten zukünftigen Zahlungsströme den Gewinn oder Verlust beeinflussen. Die Rücklage für Sicherungsbeziehungen und die Rücklage für die Kosten der Absicherung werden einheitlich im sonstigen Ergebnis aus Hedging im Eigenkapital zusammengefasst und dargestellt.
Wenn die Absicherung nicht mehr die Kriterien für die Bilanzierung von Sicherungsgeschäften erfüllt oder das Sicherungsinstrument verkauft wird, ausläuft, beendet wird oder ausgeübt wird, wird die Bilanzierung der Sicherungsbeziehung prospektiv beendet. Wenn die Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen zur Absicherung von Zahlungsströmen beendet wird, verbleibt der Betrag, der in die Rücklage für Sicherungsbeziehungen eingestellt worden ist, im Eigenkapital, bis dieser Betrag in dem Zeitraum oder den Zeiträumen in den Gewinn oder Verlust umgegliedert wird, in denen die abgesicherten erwarteten zukünftigen Zahlungsströme den Gewinn der Verlust beeinflussen.Falls nicht mehr erwartet wird, dass die abgesicherten zukünftigen Zahlungsströme eintreten, werden die Beträge, in das sonstige Ergebnis aus Hedging eingestellt bzw. eingestellte Kosten der Absicherung unmittelbar in den Gewinn oder Verlust umgegliedert.
Finanzielle Verbindlichkeiten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Verbindlichkeiten werden erfasst, wenn der Konzern Vertragspartei des die finanzielle Verbindlichkeit begründenden Finanzinstruments wird. Sämtliche finanziellen Verbindlichkeiten werden beim erstmaligen Ansatz zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Für die Folgebewertung werden finanzielle Verbindlichkeiten entweder als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten oder als zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten klassifiziert. Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten umfassen insbesondere die Fremdkapitalkomponente in Zusammenhang mit der Optionsanleihe und vom Konzern abgeschlossene derivative Finanzinstrumente, die nicht als Sicherungsinstrumente in Sicherungsbeziehungen gemäß IFRS 9 designiert sind. Transaktionskosten, die direkt der Emission von finanziellen Verbindlichkeiten, die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, zuzurechnen sind, reduzieren den beizulegenden Zeitwert der finanziellen Verbindlichkeit bei Zugang.
Die der Emission von Stammaktien unmittelbar zurechenbaren Kosten werden als Abzug vom Eigenkapital (gegebenenfalls netto nach Steuern) erfasst.
Wenn im Eigenkapital ausgewiesenes gezeichnetes Kapital zurückgekauft wird, wird der gezahlte Betrag einschließlich der direkt zurechenbaren Kosten unter Berücksichtigung von Steuereffekten vom Eigenkapital abgezogen. Die erworbenen Anteile werden als eigene Anteile klassifiziert. Aufgelder werden in der Kapitalrücklage ausgewiesen. Werden eigene Anteile später veräußert oder erneut ausgegeben, führt dies zur Erhöhung des Eigenkapitals. Ein etwaiger Differenzbetrag ist innerhalb der Kapitalrücklage zu berücksichtigen.
Der Konzern bilanziert Wertminderungen für erwartete Kreditverluste (Expected Credit Losses oder kurz ECL) generell für:
* finanzielle Vermögenswerte, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden;
* Schuldinstrumente bewertet zu FVOCI und;
* Vertragsvermögenswerte.
Der Konzern bemisst die Wertminderungen in Höhe der über die Laufzeit zu erwartenden Kreditverluste, außer für die folgenden Wertberichtungen, die in Höhe des erwarteten 12-Monats-Kreditverlusts bemessen werden: Schuldverschreibungen, die ein geringes Ausfallrisiko zum Bilanzstichtag aufweisen und andere Schuldverschreibungen und Bankguthaben, bei den sich das Ausfallrisiko (zum Beispiel das Kreditausfallrisiko über die erwartete Laufzeit des Finanzinstruments) seit dem erstmaligen Ansatz nicht signifikant erhöht hat. Wertminderungen für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen werden immer in Höhe des über die Laufzeit zu erwartenden Kreditverlusts bewertet.
Bei der Festlegung, ob das Ausfallrisiko eines finanziellen Vermögenswertes seit der erstmaligen Erfassung signifikant angestiegen ist, und bei der Schätzung von erwarteten Kreditverlusten berücksichtigt der Konzern angemessene und belastbare Informationen, die relevant und ohne unangemessenen Zeit- und Kostenaufwand verfügbar sind. Dies umfasst sowohl quantitative als auch qualitative Informationen und Analysen, die auf vergangenen Erfahrungen des Konzerns und fundierten Einschätzungen, inklusive zukunftsgerichteter Informationen, beruhen.
Der Konzern nimmt an, dass das Ausfallrisiko eines finanziellen Vermögenswertes signifikant angestiegen ist, wenn er mehr als 90 Tage überfällig ist. Die 90 Tagen ergeben sich auf Basis einer individuell durchgeführten Analyse. Der Konzern betrachtet einen finanziellen Vermögenswert als ausgefallen, wenn:
* es unwahrscheinlich ist, dass der Schuldner seine Kreditverpflichtung vollständig an den Konzern zahlen kann, ohne dass der Konzern auf Maßnahmen wie die Verwertung von Sicherheiten (falls welche vorhanden sind) zurückgreifen muss oder
* der finanzielle Vermögenswert mehr als 180 Tage überfällig ist.
Über die Laufzeit erwartete Kreditverluste sind erwartete Kreditverluste, die aus allen möglichen Ausfallereignissen während der erwarteten Laufzeit des Finanzinstruments resultieren. 12-Monats-Kreditverluste sind der Anteil der erwarteten Kreditverluste, die aus Ausfallereignissen resultieren, die innerhalb von zwölf Monaten nach dem Abschlussstichtag (oder einem kürzeren Zeitraum, falls die erwartete Laufzeit des Instruments weniger als zwölf Monate beträgt) möglich sind. Der bei der Schätzung von erwarteten Kreditverlusten maximal zu berücksichtigende Zeitraum ist die maximale Vertragslaufzeit, in der der Konzern einem Kreditrisiko ausgesetzt ist.
Bemessung erwarteter Kreditverluste
Erwartete Kreditverluste sind die wahrscheinlichkeitsgewichteten Schätzungen der Kreditverluste. Kreditverluste werden als Barwert der Zahlungsausfälle (d. h., die Differenz zwischen den Zahlungen, die einem Unternehmen vertragsgemäß geschuldet werden, und den Zahlungen, die das Unternehmen voraussichtlich einnimmt) bemessen. Erwartete Kreditverluste werden mit dem Effektivzinssatz des finanziellen Vermögenswertes abgezinst.
Darstellung der Wertminderung für erwartete Kreditverluste in der Bilanz
Wertminderungen auf finanzielle Vermögenswerte, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind, werden vom Bruttobuchwert der Vermögenswerte abgezogen. Bei Schuldverschreibungen, die zu FVOCI bewertet sind, wird die Wertminderung im Gewinn oder Verlust erfasst und in das sonstige Ergebnis eingestellt.
Wertminderung
Der Bruttobuchwert eines finanziellen Vermögenswertes wird wertgemindert, wenn der Konzern nach angemessener Einschätzung nicht davon ausgeht, dass der finanzielle Vermögenswert ganz oder teilweise realisierbar ist.
Der Konzern wendet für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen im Einklang mit dem Standard IFRS 9 den vereinfachten Ansatz des Wertminderungsmodells an. Dieser basiert auf den erwarteten künftigen noch nicht eingetretenen Kreditausfällen. Der Konzern kategorisiert dazu die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen aus dem Verkauf von Strom in weitestgehend homogenen Gruppen, die ähnliche Charakteristika aufweisen hinsichtlich ihrer geschätzten Ausfallrisiken. Dabei ist von besonderer Bedeutung, ob die Rechte des Konzerns sich unmittelbar aus dem Gesetz ergeben, d. h., ob der Kunde, die dem Konzern zu zahlende Forderung an eigene Stromkunden weiterberechnen kann (EEG-Umlage), oder ob der Kunde ein staatliches Unternehmen oder ein Unternehmen mit u.a. staatlicher Beteiligung ist. Darüber hinaus wird differenziert, ob eine Sicherheit für die Forderungen gestellt wurde und ob diese Sicherheit aus einer Bankbürgschaft oder aus einer Patronatserklärung besteht. Das Risiko auf Kreditausfall für sonstige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, d. h., die nicht aus dem Verkauf von Strom stammen, wird auf Einzelbasis der Charakteristika der betreffenden Kunden sowie etwaige gestellten Sicherheiten vom Konzern eingeschätzt.
Für sonstige finanzielle Vermögenswerte führt der Konzern eine individuelle Einschätzung über den Zeitpunkt und die Höhe der Abschreibung durch, basierend darauf, ob eine angemessene Erwartung an die Einziehung vorliegt. Der Konzern erwartet keine signifikante Einziehung des abgeschriebenen Betrags. Abgeschriebene finanzielle Vermögenswerte können dennoch Vollstreckungsmaßnahmen zur Einziehung überfälliger Forderungen unterliegen, um in Einklang mit der Konzernrichtlinie zu handeln.
Aufgrund des Geschäftsmodells von 7C Solarparken sind die Kunden des Konzerns zum überwiegenden Teil Netzbetreiber und andere Anlagenbetreiber. Bzgl. der Analyse der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen verweisen wir auf Anhangsziffer 26.3.B.
Für nicht finanzielle Vermögenswerte des Konzerns – mit Ausnahme von Vorräten und latenten Steueransprüchen – wird an jedem Abschlussstichtag überprüft, ob ein Anhaltspunkt für eine Wertminderung vorliegt. Ist dies der Fall, wird der erzielbare Betrag des Vermögenswertes geschätzt. Um zu prüfen, ob eine Wertminderung vorliegt, werden Vermögenswerte in die kleinste Gruppe von Vermögenswerten zusammengefasst, die Mittelzuflüsse aus der fortgesetzten Nutzung erzeugen, die weitestgehend unabhängig von den Mittelzuflüssen anderer Vermögenswerte oder zahlungsmittelgenerierender Einheiten (ZGEs) sind. Der erzielbare Betrag eines Vermögenswertes oder einer ZGE ist der höhere der beiden Beträge aus Nutzungswert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Verkaufskosten. Bei der Beurteilung des Nutzungswertes werden die geschätzten künftigen Cashflows auf ihren Barwert abgezinst, wobei ein Abzinsungssatz vor Steuern verwendet wird, der gegenwärtige Marktbewertungen des Zinseffekts und der speziellen Risiken eines Vermögenswertes oder einer ZGE widerspiegelt. Eine Wertminderung wird erfasst, wenn der Buchwert eines Vermögenswertes oder einer ZGE seinen/ihren erzielbaren Betrag übersteigt. Wertminderungen werden erfolgswirksam erfasst. Wertminderungen, die im Hinblick auf ZGEs erfasst werden, werden zuerst etwaigen der ZGE zugeordneten Geschäfts- oder Firmenwerten zugeordnet und anschließend den Buchwerten der anderen Vermögenswerte der ZGE (Gruppe von ZGEs) auf anteiliger Basis zugeordnet. Dabei gehen die anderen Vermögenswerte der ZGE inkl. Geschäfts- oder Firmenwert mit deren „bewerteten“ Buchwert in den Wertminderungstest inkl. Geschäfts- oder Firmenwert ein.# 6.15. SONSTIGE RÜCKSTELLUNGEN
Rückstellungen werden für sämtliche externe Verpflichtungen gebildet, soweit die Inanspruchnahme eher wahrscheinlich ist und die Höhe der Rückstellung zuverlässig geschätzt werden kann. Daneben werden Drohverlustrückstellungen für sog. „belastende Verträge“ entsprechend den Vorschriften von IAS 37 gebildet. Bei der Bewertung der Rückstellung wird der wahrscheinlichste Wert, bei einer Bandbreite unterschiedlicher Werte der Erwartungswert angesetzt. Die Ermittlung und Bewertung erfolgen, sofern möglich, anhand vertraglicher Vereinbarungen. Ansonsten basieren die Berechnungen auf Erfahrungen aus der Vergangenheit und Schätzungen des Vorstands. Langfristige Rückstellungen werden mit dem Barwert angesetzt. Die Ab- bzw. Aufzinsung erfolgt mit Marktzinssätzen, die für den Zeitraum bis zur Erfüllung gelten. Die ergebniswirksame Anpassung wird innerhalb des Finanzierungsaufwands dargestellt.
Siehe auch Anhangsziffer 6.9 Sachanlagen und 17. Der Konzern wendet seit dem 1. Januar 2019 den Standard IFRS 16 „Leasingverhältnisse“ nach dem modifiziert retrospektiven Ansatz an. Im Einklang mit dem Standard IFRS 16 „Leasingverhältnisse“ bilanziert der Konzern grundsätzlich die Rechte und Pflichten aus Leasingverhältnissen als Leasingnehmer. Dabei handelt es sich im Konzern v. a. um Nutzungsverträge (Miet-, Pacht oder Gestattungsverträge) bzgl. Dach- und Freiflächen sowie Kabeltrassen, die vom Konzern für den Betrieb von Solar-/Windparks langfristig geleast werden.
Der Konzern beurteilt bei Vertragsbeginn, ob ein Vertrag ein Leasingverhältnis begründet oder beinhaltet. Dies ist der Fall, wenn der Vertrag dazu berechtigt, die Nutzung eines identifizierten Vermögenswertes gegen Zahlung eines Entgeltes für einen bestimmten Zeitraum zu kontrollieren. Um zu beurteilen, ob der Vertrag das Recht zur Kontrolle eines identifizierten Vermögenswerts beinhaltet, legt der Konzern die Definition eines Leasingverhältnisses nach IFRS 16 zugrunde.
Am Bereitstellungsdatum, also der Tag, an dem der Vermögenswert zur Nutzung durch den Konzern verfügbar ist, erfasst der Konzern einen Vermögenswert innerhalb der Sachanlagen für das Nutzungsrecht („die Nutzungsrechte“) sowie eine Leasingverbindlichkeit. Die Anschaffungskosten dieses Vermögenswertes beinhalten die vorgenannte Leasingverbindlichkeit zuzüglich aller entstandenen anfänglichen direkten Kosten, sowie aller bereits vor oder am Bereitstellungsdatum geleisteten Leasingzahlungen abzüglich etwaiger erhaltener Leasinganreize sowie aller geschätzten Kosten für Rückbau und vergleichbare Verpflichtungen.
Der Konzern nimmt die Erleichterungen in Bezug auf den Ansatz von Leasingverhältnissen unterhalb von EUR 5.000,00 nicht in Anspruch. Der Konzern rechnet dabei aber die Rückbaukosten für Wind- und Solaranlagen diesen Vermögenswerten (Solarparks und Windparks) zu. Dies ist insbesondere darauf zurückzuführen, dass die Rückbauverpflichtung immanent an den Bau und Betrieb dieser Anlagen (Wind- und Solaranlagen) gebunden ist.
Anschließend werden die Nutzungsrechte vom Bereitstellungsdatum über den kürzeren Zeitraum der jeweiligen Nutzungsdauer der mit dem Nutzungsrecht verbundenen Wind- und Solaranlagen und der Laufzeit des Leasingsvertrags (ggf. unter Ansetzung von Verlängerungsoptionen) abgeschrieben. Verfügt der Konzern über eine Kaufoption, was in der Regel nicht der Fall ist, und schätzt diese als hinreichend sicher ein, erfolgt die Abschreibung über die Nutzungsdauer des zugrundeliegenden Vermögenswertes, welche nach den Vorschriften für Sachanlagen ermittelt wird.
Die Folgebewertung erfolgt zu Anschaffungskosten abzüglich etwaiger linearer Abschreibungen und Wertminderungen und angepasst um Neubewertungen der Leasingverbindlichkeit. Erstmalig wird die Leasingverbindlichkeit zum Barwert der am Bereitstellungsdatum noch nicht geleisteten Leasingzahlungen abgezinst mit dem Leasingverhältnis zugrunde liegenden Zinssatz, oder, wenn sich dieser nicht ohne Weiteres bestimmen lässt, mit dem dem Grenzfremdkapitalzinssatz des Konzerns. Da der dem Leasingverhältnis zugrundeliegende implizite Zinssatz im Regelfall nicht ohne Weiteres bestimmt werden kann, wendet der Konzern in der Regel den Grenzfremdkapitalzinssatz an. Der Grenzfremdkapitalzinssatz wird ermittelt als der Zinssatz, den ein Leasingnehmer zahlen müsste, wenn er für eine vergleichbare Laufzeit mit vergleichbarer Sicherheit die Mittel aufnehmen würde, die er in einem vergleichbaren wirtschaftlichen Umfeld für einen Vermögenswert mit einem dem Nutzungsrecht vergleichbaren Wert benötigen würde. Dazu ermittelt der Konzern Zinssätze aus verschiedenen Finanzquellen und macht bestimmte Anpassungen, um die Leasingbedingungen und die Art des Vermögenswertes zu berücksichtigen.
Die in die Bewertung der Leasingverbindlichkeit einbezogenen Leasingzahlungen umfassen:
Die Leasingverbindlichkeit wird zum fortgeführten Buchwert unter Nutzung der Effektivzinsmethode bewertet. Sie wird neu bewertet, wenn sich die künftigen Leasingzahlungen aufgrund einer Index- oder (Zins-)Satzänderung verändern, wenn der Konzern seine Schätzung zu den voraussichtlichen Zahlungen im Rahmen einer Restwertgarantie anpasst, wenn der Konzern seine Einschätzung über die Ausübung einer Kauf-, Verlängerungs- oder Kündigungsoption ändert oder sich eine de facto feste Leasingzahlung ändert. Bei einer solchen Neubewertung der Leasingverbindlichkeit wird eine entsprechende Anpassung des Buchwertes des Nutzungsrechtes vorgenommen bzw. wird diese erfolgswirksam vorgenommen, wenn sich der Buchwert des Nutzungsrechtes auf null verringert hat.
Der Konzern hat beschlossen, Nutzungsrechte und Leasingverbindlichkeiten für Leasingverhältnisse kürzer als 12 Monate nicht anzusetzen. Der Konzern erfasst die mit diesen Leasingverhältnissen in Zusammenhang stehenden Leasingzahlungen über die Laufzeit des Leasingverhältnisses linear als Aufwand. Darüber hinaus weist der Konzern keine Nutzungsrechte- und Leasingverbindlichkeiten aus für Leasingverhältnisse, die ausschließlich produktionsabhängigen Leasingzahlungen unterliegen. Diese vollkommen variablen Leasingzahlungen werden im Aufwand erfasst. Weiterhin wird für Leasingverhältnisse, die einer von der Produktion abhängigen Leasingzahlung unter Ansetzung einer festen Mindestzahlung unterliegen, der über die Mindestzahlung hinausgehende Betrag im Aufwand erfasst.
Bei Vertragsbeginn oder bei Änderung eines Vertrags, der eine Leasingkomponente enthält, teilt der Konzern das vertraglich vereinbarte Entgelt auf Basis der relativen Einzelveräußerungspreise auf. Wenn der Konzern als Leasinggeber auftritt, stuft er bei Vertragsbeginn jedes Leasingverhältnis entweder als Finanzierungsleasing oder als Operating-Leasingverhältnis ein. Zur Einstufung jedes Leasingverhältnisses hat der Konzern eine Gesamteinschätzung vorgenommen, ob das Leasingverhältnis im Wesentlichen alle Risiken und Chancen, die mit dem Eigentum an dem zugrunde liegenden Vermögenswert verbunden sind, überträgt. Wenn dies der Fall ist, wird das Leasingverhältnis als Finanzierungsleasing eingestuft; wenn nicht, ist es ein Operating-Leasingverhältnis. Im Rahmen dieser Beurteilung berücksichtigt der Konzern bestimmte Indikatoren, wie zum Beispiel, ob das Leasingverhältnis den überwiegenden Teil der wirtschaftlichen Nutzungsdauer des Vermögenswertes umfasst.
Der Konzern bilanziert das Hauptleasingverhältnis und das Unterleasingverhältnis separat, wenn er als zwischengeschalteter Leasinggeber auftritt. Er stuft das Unterleasingverhältnis auf Grundlage seines Nutzungsrechtes aus dem Hauptleasingverhältnis und nicht auf Grundlage des zugrunde liegenden Vermögenswertes ein. Wenn es sich bei dem Hauptleasingverhältnis um ein kurzfristiges Leasingverhältnis handelt, auf das der Konzern die oben beschriebene Ausnahme anwendet, stuft er das Unterleasingverhältnis als Operating-Leasingverhältnis ein.
Wenn eine Vereinbarung Leasing- und Nichtleasingkomponenten enthält, wendet der Konzern IFRS 15 zur Aufteilung des vertraglich vereinbarten Entgeltes an. Der Konzern wendet die Ausbuchungs- und Wertminderungsvorschriften von IFRS 9 auf die Nettoinvestition in das Leasingverhältnis an. Die bei der Berechnung der Bruttoinvestition in das Leasingverhältnis angesetzten geschätzten, nicht garantierten Restwerte werden vom Konzern regelmäßig überprüft. Leasingzahlungen aus Operating-Leasingverhältnissen werden vom Konzern über die Laufzeit des Leasingverhältnisses linear als Ertrag in den sonstigen Umsatzerlösen erfasst.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.2. In der Regel erfolgt der Erwerb von Solaranlagen durch den Kauf von Unternehmen, welche die Anlagen als Vermögenswerte halten. Da es sich bei den erworbenen Unternehmen dabei i. d. R. nicht um Unternehmenszusammenschlüsse (siehe Anhangsziffer 6.2.C) handelt, werden solche Erwerbe als Erwerb einer Gruppe von Vermögenswerten und Schulden bilanziert. Diese Erwerbe werden in Anhangsziffer 7.1 dargestellt. Gelegentlich kommt es auch zum Erwerb von Tochterunternehmen, die als Unternehmenszusammenschluss einzustufen sind. Im Geschäftsjahr jedoch hat es keine solche Erwerbe gegeben. Im Geschäftsjahr gab es keine Veräußerung von Tochterunternehmen.
Im Geschäftsjahr 2023 fand der Erwerb von Tochterunternehmen statt, die nach Durchführung des Konzentrationstests als Erwerb von Vermögenswerten und Schulden zu bilanzieren waren. Die angeschafften Vermögenswerte werden mit ihren jeweiligen Anschaffungskosten angesetzt. In diesem Zusammenhang werden die Anschaffungskosten grundsätzlich entsprechend den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte und Schulden auf diese aufgeteilt. Der Ansatz von Nutzungsrecht und Leasingverbindlichkeit erfolgt in analoger Anwendung von IFRS 3.28B mit dem Wert, der sich nach IFRS 16 ergibt. Liquide Mittel und Forderungen werden mit deren Nominalwert angesetzt. Latente Steuern, die sich z. B. aufgrund von erworbenen Verlustvorträgen ergeben, werden mit dem Wert gemäß IAS 12 angesetzt.
In der Regel werden folgende Vermögenswerte und Schulden erworben:
* Immaterielle Vermögenswerte, z. B. erworbene Verträge oder Projektrechte für Solaranlagen, die errichtet sind oder deren Errichtung beabsichtigt wird (siehe Anhangsziffer 18);
* Solaranlagen sowie Nutzungsrechte aus Leasingverhältnissen (siehe Anhangsziffer 17);
* Gebäude und Grundstücke: hauptsächlich diejenigen, auf denen die Wind- und Solaranlagen errichtet wurden oder werden können (siehe Anhangsziffer 17);
* Fremdfinanzierung: hierbei handelt es sich meistens um Projektfinanzierungen mit längeren Laufzeiten sowie Leasingverbindlichkeiten (siehe Anhangsziffer 23);
* Verbindlichkeiten gegenüber dem Veräußerer: im Grundsatz bestehen solche Verbindlichkeiten aus Rechnungen für den Bau oder die Entwicklung der erworbenen Wind- und Solaranlagen;
* Rückbauverpflichtungen für die Wind- und Solaranlagen: diese werden gem. den Bewertungsmethoden (siehe Anhangsziffer 25) des Konzerns angesetzt sowie Steueransprüche oder Steuerschulden, die gemäß IAS 12 wie Ertragsteuern zu bewerten sind.
Zum vereinbarten Kaufpreis gehören fest vereinbarte Kaufpreiszahlungen sowie der Barwert solcher Kaufpreisbestandteile (z. B. im Rahmen von Earn-Out Klauseln), bei denen bereits zum Zeitpunkt des Erwerbs mit einer Wahrscheinlichkeit von mehr als 50 % damit gerechnet wird, dass sie fällig werden. Die Bestandteile, bei denen die Wahrscheinlichkeit für deren Fälligkeit weniger als 50 % beträgt, werden zunächst nicht als Kaufpreis berücksichtigt. Sollten sich hier im Nachhinein Verpflichtungen ergeben, so werden die dann fälligen Zahlungen mit deren Barwert zum Erwerbszeitpunkt zu dem Zeitpunkt, zu dem sich die Verpflichtung konkretisiert, als werterhellende Erkenntnisse den Anschaffungskosten der erworbenen Solar- oder Windkraftanlage zugerechnet. Gleiches gilt für den Fall, dass zunächst berücksichtigte Bestandteile nicht zum Zuge kommen. In diesem Fall werden die Anschaffungskosten um diesen Betrag gekürzt. Nicht beherrschende Anteile werden mit deren Zeitwert zum Zeitpunkt des Erlangens der Beherrschung berücksichtigt.
Für die Berechnung der beizulegenden Zeitwerte wurden dabei folgende Faktoren einbezogen: Die gewogenen durchschnittlichen Kapitalkosten, die bei der Bewertung der Solaranlagen angesetzt wurden, lagen im Geschäftsjahr 2023 zwischen 3,9 % und 4,7 % (i. VJ.: 3,9 %). Die zukünftigen, mit diesen Kapitalkosten diskontierten Cashflows wurden durch die Multiplikation der Einspeisevergütung bzw. den geschätzten künftigen Strompreisen mit der geschätzten Stromproduktion errechnet. Die Stromproduktion wurde geschätzt, indem externe Gutachten und der historische Ertrag von Anlagen in der gleichen Region herangezogen wurden. Dabei wird eine angemessene Degradation der Solaranlage ebenfalls berücksichtigt. Im Rahmen des erstmaligen Ansatzes werden latente Steuern auf Unterschiede zwischen den Anschaffungskosten nach IFRS und Steuerrecht nicht angesetzt.
Mit Wirkung zum 4. Januar 2023 wurde der Solarpark Schwerin in der Region Mecklenburg-Vorpommern mit einer Kapazität von 10 MWp erworben. Diese Anlage ist ausgestattet mit Modulen von Astronergy und Wechselrichtern von Huawei. Die Vergütung beträgt EUR 89,4/MWh. Der erwartete Jahresumsatz der Anlage über 12 Monate Laufzeit liegt unter der Annahme gewöhnlicher Witterungsverhältnisse und eines über einen Fünfjahreszeitraum geschätzten Strompreises bei TEUR 910, das erwartete EBITDA liegt mit den gleichen Annahmen bei TEUR 655.
| in TEUR | |
|---|---|
| Ermittlung der Anschaffungskosten der Gruppe | |
| Kaufpreis | 6.379 |
| Übernommene Verbindlichkeiten: | |
| Finanzverbindlichkeiten | 4.212 |
| Leasingverbindlichkeiten | 2.095 |
| Langfristige Rückstellungen | 500 |
| Steuerschulden | 465 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 101 |
| Gesamtanschaffungskosten der Gruppe | 13.753 |
| TEUR | |
|---|---|
| Aufteilung der Anschaffungskosten der Gruppe | |
| Solarparks | 10.731 |
| Nutzungsrechte – Gestattungsverträge | 2.095 |
| Aktive Latente Steuer | 80 |
| Sonstige Vermögenswerte | 75 |
| Flüssige Mittel | 772 |
| Gesamt | 13.753 |
Netto gezahlte Flüssige Mittel im Berichtszeitraum 5.607
Seit dem Zeitpunkt der Erstkonsolidierung im Jahr 2023 wurden Umsatzerlöse i. H. v. TEUR 814, ein EBITDA i. H. v. TEUR 713 sowie ein Jahrergebnis i. H. v. TEUR -1.040 aus dem erworbenen Unternehmen generiert.
Am 28. Januar hielt der Konzern durch weitere Erwerbe 56,44 % der Anteile am GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG, der damit voll konsolidiert wurde. Die GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG hält jeweils eine 100%ige Beteiligung an der Photovoltaikkraftwerk Ansbach GmbH & Co. KG und der Photovoltaikkraftwerk Brodswinden GmbH & Co. KG. Die Gesellschaften betreiben folgende Solaranlagen:
| Solaranlage | kWp | Ort | IBN | Module | Wechselrichter | EEG-Vergütung |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ermlitz-Mitte | 1.987,30 | Sachsen-Anhalt | Mai 2012 | First Solar | SMA | 179,4 EUR/MWh |
| Ermlitz-Nord | 2.582,30 | Sachsen-Anhalt | Mai 2012 | First Solar | SMA | 179,4 EUR/MWh |
| Goldbeck | 2.756,00 | Sachsen-Anhalt | Mai 2012 | First Solar | SMA | 187,6 EUR/MWh |
| Römerhügel | 2.884,00 | Brandenburg | Mai 2012 | First Solar | SMA | 187,6 EUR/MWh |
| Selb | 4.200,00 | Bayern | Mai 2012 | First Solar | SMA | 179,4 EUR/MWh |
| Ansbach | 3.944,85 | Bayern | Juni 2012 | First Solar | SMA | 179,4 EUR/MWh |
| Brodswinden | 2.936,50 | Bayern | Juni 2012 | First Solar | SMA | 179,4 EUR/MWh |
| Gesamt | 21.290,95 |
| TEUR | |
|---|---|
| Ermittlung der Anschaffungskosten der Gruppe | |
| Kaufpreis – davon: 56,44% | 10.939 |
| Anteile, die mit flüssigen Mitteln erworben wurden | 1.899 |
| Anteile, die durch eine Sacheinlage von Darlehensforderungen erworben wurden | 8.583 |
| Anteile, die vor dem Erwerbsstichtag vom Konzern als Finanzanlage bilanziert wurden | 149 |
| Immaterielle Vermögenswerte i.V.m. Serviceverträgen zw. dem Konzern und der GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG aus dem Vorerwerbszeitraum | 310 |
| Nicht beherrschende Anteile 43,56% | 8.443 |
| Übernommene Verbindlichkeiten: | |
| Finanzverbindlichkeiten | 1.792 |
| Leasingverbindlichkeiten | 3.317 |
| Langfristige Rückstellungen | 1.065 |
| Steuerschulden | 211 |
| Passive Latente Steuer | 1.158 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 3.031 |
| Gesamtanschaffungskosten der Gruppe | 29.956 |
| TEUR | |
|---|---|
| Aufteilung der Anschaffungskosten der Gruppe | |
| Solarparks | 21.762 |
| Nutzungsrechte – Gestattungsverträge | 3.317 |
| Sonstige Vermögenswerte | 1.261 |
| Flüssige Mittel | 3.615 |
| Gesamt | 29.956 |
Netto gezahlte Flüssige Mittel im Berichtszeitraum -1.716
In einem 12 Monate umfassenden Jahr werden die Anlagen bei gewöhnlichen Witterungsverhältnissen Umsatzerlöse von EUR 3,7 Mio., ein EBITDA von EUR 3,1 Mio. und ein Jahresergebnis von EUR 0,7 Mio. erzielen. Seit dem Zeitpunkt der Erstkonsolidierung im Jahr 2023 wurden Umsatzerlöse i. H. v. TEUR 4.989, ein EBITDA i. H. v. TEUR 4.462 sowie ein Jahrergebnis i. H. v. TEUR 2.113 aus dem erworbenen Unternehmen generiert.
Mit Wirkung zum 17. Juli 2023 wurde der Solarpark Homberg in der Region Hessen mit einer Kapazität von 1,3 MWp erworben. Diese Anlage ist ausgestattet mit Modulen von Canadian Solar und Wechselrichtern von SMA. Die Vergütung beträgt EUR 211/MWh. Der erwartete Jahresumsatz der Anlage über 12 Monate Laufzeit liegt unter der Annahme gewöhnlicher Witterungsverhältnisse und eines über einen Fünfjahreszeitraum geschätzten Strompreises bei TEUR 250, das erwartete EBITDA liegt mit den gleichen Annahmen bei TEUR 220.
| TEUR | |
|---|---|
| Ermittlung der Anschaffungskosten der Gruppe | |
| Kaufpreis | 1.466 |
| Übernommene Verbindlichkeiten: | |
| Finanzverbindlichkeiten | 665 |
| Steuerschulden | 15 |
| Passive Latente Steuer | 1 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 41 |
| Gesamtanschaffungskosten der Gruppe | 2.189 |
| TEUR | |
|---|---|
| Aufteilung der Anschaffungskosten der Gruppe | |
| Land | 337 |
| Solarparks | 1.636 |
| Finanzanlagen | 11 |
| Sonstige Vermögenswerte | 46 |
| Flüssige Mittel | 158 |
| Gesamt | 2.189 |
Netto gezahlte Flüssige Mittel im Berichtszeitraum 1.308
Seit dem Zeitpunkt der Erstkonsolidierung im Jahr 2023 wurden Umsatzerlöse i. H. v. TEUR 81, ein EBITDA i. H. v. TEUR 76 sowie ein Jahrergebnis i. H. v. TEUR -150 aus dem erworbenen Unternehmen generiert.
Mit Wirkung zum 4. Oktober 2023 wurde der Solarpark Walternienburg in der Region Sachsen-Anhalt mit einer Kapazität von 0,7 MWp erworben. Diese Anlage ist ausgestattet mit Modulen von Canadian Solar und Wechselrichtern von IG Plus. Die Vergütung beträgt EUR 222/MWh.# 8. GESCHÄFTSBEREICHE
Der Konzern ist fokussiert auf den Verkauf von Strom, den dieser mit eigenen Wind- und Solaranlagen produziert, sodass über 98,0 % der Umsatzerlöse aus diesem Geschäft erzielt werden (i. VJ.: 98,6 %). Daneben gibt es einige Aktivitäten von untergeordneter Bedeutung (jeweils 2,0 % im Geschäftsjahr und 1,4 % im Vorjahr). Diese Nebenaktivitäten beziehen sich auf Verträge für technische und kaufmännische Dienstleistungen bzgl. bestimmter Fondsgesellschaften bzw. Solaranlagen konzernfremder Dritter im In- und Ausland sowie aus Mieteinnahmen von Dritten aus dem PV-Estate (siehe Anhangsziffer 9.1).
Der Konzern verfügt nur über ein Geschäftssegment, welches einheitlich durch den Gesamtvorstand gesteuert wird. Insgesamt dienen unmittelbar 92 % (i. VJ.: 90 %) des langfristigen Vermögens der Erzeugung und dem Verkauf von Strom. Die Organisationsstruktur und das interne Reporting des Konzerns erfolgen entsprechend nicht nach unterschiedlichen Geschäftsbereichen.
Die eigenen Solar- und Windkraftanlagen nebst den Nutzungsrechten, die alle damit in Verbindung stehen, stellen zum Ende des Berichtszeitraums 92 % (i. VJ.: 90 %) des langfristigen Vermögens (ohne latente Steuern) des Konzerns dar.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Solarparks | 366.271 | 349.259 |
| Windparks | 9.308 | 9.975 |
| Nutzungsrechte | 42.541 | 38.398 |
| Langfristige Vermögenswerte des Stromverkaufsbetriebs | 418.119 | 397.632 |
| Sämtliche langfristige Vermögenswerte (exkl. latente Steuern) | 455.096 | 441.958 |
| Anteil des Stromverkaufbetriebs | 92% | 90 % |
Die Fokussierung des Konzerns auf den deutschen Markt spiegelt sich deutlich in den Umsatzanteilen nach geographischen Märkten wider. Im Geschäftsjahr 2023 wurde 91,5 % des Umsatzes in Deutschland erzielt (i. VJ.: 92,3 %). Die restlichen Umsatzerlöse erwirtschaftete der Konzern mit einem Anteil von 8,5 % in Belgien (i. VJ.: 7,7 %).
| in TEUR | 2023 | % | 2022 | % |
|---|---|---|---|---|
| Umsatz- | ||||
| Deutschland | 63.857 | 91,5 % | 79.237 | 92,3 % |
| Belgien | 5.958 | 8,5 % | 6.565 | 7,7 % |
| Gesamt | 69.815 | 85.802 |
Das langfristige Vermögen (ohne latente Steuern) wird in den untenstehenden Tabellen dargestellt. Vom gesamten langfristigen Vermögen auf Konzernebene waren 89 % zum Ende des Berichtszeitraums (im Vorjahr 91 %) geographisch Deutschland zuzuordnen. Das langfristige Vermögen in Belgien stieg durch die Fokussierung der Investitionen auf Belgien von 9 % auf 11 %.
| 31.12.2023 in TEUR | Deutschland | Belgien | Gesamt |
|---|---|---|---|
| Geschäfts- oder Firmenwert | 1.199 | - | 1.199 |
| Immaterielle Vermögenswerte | 2.108 | 3 | 2.111 |
| Grundstücke und Gebäude | 13.401 | 1.036 | 14.437 |
| Solarparks | 329.568 | 36.702 | 366.271 |
| Windparks | 9.308 | - | 9.308 |
| Solarparks im Bau | 9.556 | 6.494 | 16.050 |
| Nutzungsrechte | 37.350 | 5.191 | 42.541 |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 242 | 211 | 454 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 2.133 | 594 | 2.727 |
| Gesamt | 404.865 | 50.231 | 455.097 |
| 89 % | 11 % | 100 % |
| 31.12.2022 in TEUR | Deutschland | Belgien | Gesamt |
|---|---|---|---|
| Geschäfts- oder Firmenwert | 1.199 | - | 1.199 |
| Immaterielle Vermögenswerte | 2.517 | 87 | 2.604 |
| Grundstücke und Gebäude | 12.303 | 1.061 | 13.364 |
| Solarparks | 320.096 | 29.163 | 349.259 |
| Windparks | 9.975 | - | 9.975 |
| Solarparks im Bau | 11.958 | 3.616 | 15.574 |
| Nutzungsrechte | 34.154 | 4.243 | 38.397 |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 208 | 167 | 375 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 10.895 | 316 | 11.211 |
| Gesamt | 403.305 | 38.653- | 441.958 |
| 91 % | 9 % | 100 % |
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.4.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Verkaufter Strom | 68.446 | 84.627 |
| davon Einnahmen aus der Strompreisswapvereinbarung | 6.166 | -6.107 |
| Erlöse aus Dienstleistungen | 1.031 | 916 |
| Sonstige | 337 | 259 |
| Gesamt | 69.815 | 85.802 |
Die Hauptaktivität des Konzerns besteht in der Produktion und dem Verkauf von Strom aus Solar- und Windkraftanlagen. Darüber hinaus erbringt der Konzern Dienstleistungen technischer und kaufmännischer Art, die v. a. Fernüberwachung, Reparatur und Wartung von Solaranlagen sowie deren Betriebsführung betreffen. Die sonstigen Umsatzerlöse bestehen im Wesentlichen aus Mieteinnahmen aus dem sog. PV Estate Portfolio.
Die Abnahme der Umsatzerlöse (-19 %) beim Stromverkauf ist begründet durch die Verringerung des durchschnittlich erzielten Einspeisepreises (-EUR 22,5 Mio.) und die gegenüber der Vorjahresperiode schlechteren Witterungsbedingungen (-EUR 9,3 Mio.). Demgegenüber steht der Stromverkauf der in den Jahren 2022 und 2023 neu erworbener Solarparks, die vollständig zum Umsatz in der Berichtsperiode beitrugen (+EUR 15,6 Mio.).
Die Auswirkung der Swap-Vereinbarung mit einem großen europäischen Energieversorger auf den erzielten Preis des verkauften Stroms wird erlösmindernd oder -erhöhend in den Umsatzerlösen erfasst. Im Berichtszeitraum wurde eine positive Auswirkung auf die Umsatzerlöse von EUR 6,2 Mio. (i. VJ.: EUR -6,1 Mio.). aus der Swap-Vereinbarung verzeichnet, da die Strommarktpreise im Berichtsjahr niedriger waren als der durch den Swap festgelegte Strompreis.
Im Berichtszeitraum ist der Effekt der Strompreisabschöpfung in Deutschland sowie in Belgien i. H. v minus EUR 0,1 Mio. (i. VJ.: minus EUR 0,7 Mio.) von den Umsatzerlösen aus verkauftem Strom bereits vollständig in Abzug gebracht.
Der Verkauf von Dienstleistungen im Geschäftsjahr 2023 blieb mit EUR 1,0 Mio. auf dem gleichen Niveau wie im Vorjahr (EUR 0,9 Mio.).
Der Konzern erwirtschaftete Umsatzerlöse i. H. v. rund EUR 15,5 Mio. mit zwei Kunden, die mehr als 10 % zum Umsatz beitrugen. Es wurden keine Umsatzerträge aus der Untervermietung von Nutzungsrechten erwirtschaftet.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.4.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Schadensersatz | 252 | 1.468 |
| Erträge aus “Redispatch 2.0” | 4.800 | 1.078 |
| Periodenfremde Erträge | 330 | 68 |
| Verkauf von Anlagevermögen | 69 | - |
| Auflösung von Rückstellungen | 1.029 | 201 |
| Erlass von Verbindlichkeiten | 368 | 200 |
| Umkehr von Wertminderungen auf Forderungen | 223 | 73 |
| Sonstige Erträge | 380 | 224 |
| Gesamt | 7.451 | 3.312 |
Sonstige betriebliche Erträge erzielte 7C Solarparken i. H. v. EUR 7,5 Mio. (i. VJ.: EUR 3,3 Mio.). Durch die Einführung des neuen Netzstabilitätssteuerungssystems „Redispatch 2.0“ am Ende des Geschäftsjahres 2021 kam es im Berichtszeitraum sowie im Vorjahr zunehmend zu Abschaltungen der Wind- und Solarparks des Konzerns, weil die regionalen Netzbetreiber etwaige Netzüberlastungen in ihrem Netzgebiet nunmehr auch durch eine Unterregelung von Erneuerbare- Energieanlagen vermeiden dürfen. Der Konzern kann diese Abschaltungen nicht verhindern. Die Netzbetreiber sind dabei fallbezogen gesetzlich zur Zahlung eines Ausgleichs an den Konzern verpflichtet. Durch diese Neuordnung der Netzverwaltung kam es bei der Abrechnung der Ausgleichzahlungen im ersten vollen Jahr nach der Einführung von Redispatch 2.0 zu erheblicher Verzögerung. Diese Ausgleichszahlungen stellen für den Konzern sonstige betriebliche Erträge dar. Solche wurden im Geschäftsjahr i. H. v. EUR 4,8 Mio. (i. VJ.: EUR 1,1 Mio.) erfolgswirksam vereinnahmt, davon betrafen EUR 2,2 Mio. die Vorjahre und EUR 2,6 Mio. das Berichtsjahr.
Weiterhin konnten im Berichtsjahr Gewährleistungsrückstellungen sowie eine Rückstellung aus Einzelrisiken um EUR 0,6 Mio. erfolgswirksam aufgelöst werden, einerseits weil der Konzern gerichtliche Vergleiche abgeschlossen hat, die den Rückstellungsbetrag unterschritten haben, andererseits weil eine Klage gegenüber dem Konzern vom Gericht abgewiesen wurde. Darüber hinaus wurden Rückbaurückstellungen auf Solaranlagen i. H. v. EUR 0,4 Mio. erfolgswirksam aufgelöst.
Im Geschäftsjahr 2023 wurden Erträge aus Schadenersatz i. H. v. EUR 0,2 Mio. in Verbindung mit versicherten Schadensfällen (i. VJ.: EUR 0,6 Mio.) vereinnahmt. Darüber hinaus enthielten diese Erträge im Vorjahr noch einen Betrag i. H. v. EUR 0,9 Mio. aus der Verletzung von Garantiebedingungen im Rahmen eines Kaufvertrags für eine Solaranlage die erfolgreich geltend gemacht werden konnte. Diesem einmaligen Ertrag aus Schadenersatz im Vorjahr standen jedoch eine Erlösschmälerung von EUR 0,2 Mio. der Umsatzerlöse (siehe Anhangsziffer 9.1) sowie eine Wertminderung einer Solaranlage i. H. v. EUR 0,5 Mio. (siehe Anhangsziffer 17) gegenüber.
Es wurden im Geschäftsjahr Zuwendungen der öffentlichen Hand i. H. v. TEUR 36 (i. VJ.: TEUR 18) ertragswirksam amortisiert. Diese sind in den sonstigen betrieblichen Erträgen enthalten.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Löhne und Gehälter | 1.407 | 1.162 |
| Vorstandsvergütung | 625 | 527 |
| Soziale Abgaben | 185 | 177 |
| Sonstiger Personalaufwand | 127 | 144 |
| Gesamt | 2.344 | 2.010 |
Die Personalkosten erhöhten sich von TEUR 2.010 im Geschäftsjahr 2022 auf TEUR 2.344 im Jahr 2023. Im Berichtszeitraum gab es mit 23 durchschnittlich beschäftigten Mitarbeitern einen weniger als im Vorjahr. Am Ende des Berichtszeitraums wurden im Konzern neben den beiden Vorständen 19 Mitarbeiter (i. VJ.: 24 Mitarbeiter) beschäftigt. Der sonstige Personalaufwand erfasst hauptsächlich variable Vergütungen für Mitarbeiter sowie Aufwendungen für die Altersversorgung.
| 2023 | 2022 | |
|---|---|---|
| Verwaltungskosten | 1.636 | 1.143 |
| Kosten Solarparks | 7.086 | 6.077 |
| Erhöhung der Rückstellungen | 953 | 1.601 |
| Materialaufwand | 560 | 293 |
| Rechts- Beratungs- und Prüfungskosten | 1.067 | 1.028 |
| KfZ- und Reisekosten | 223 | 219 |
| Versicherungen | 669 | 544 |
| Forderungsverluste und Wertminderungen auf Vorräte | 616 | 900 |
| Periodenfremde Aufwendungen | 200 | 189 |
| Verlust aus dem Verkauf Anlagevermögen | - | 254 |
| Sonstige | 302 | 139 |
| Gesamt | 13.313 | 12.387 |
Im sonstigen Betriebsaufwand sind v. a. die Kosten für den Betrieb der Solarparks i. H. v. EUR 7,1 Mio. (i. VJ.: EUR 6,1 Mio.) enthalten. Unter anderem sind Aufwendungen für Reparaturen und Instandhaltung sowie Direktvermarktungskosten und Kosten für die Rasen-/Grünpflege angefallen. Die Hauptgründe für diesen Anstieg i. H. v. EUR 1,0 Mio. sind die Auslagerung der Wartungsarbeiten für die Solar- und Windparks (+ EUR 0,6 Mio.), die Zunahme der eignen Stromkosten (+ EUR 0,2 Mio.), sowie schließlich gestiegene Direktvermarktungskosten (+ EUR 0,7 Mio.). Die variablen Leasingraten aus Gestattungsverträgen i. V. m. Solarparks aufgrund der schlechteren Witterungsbedingungen sind im Vergleich zu 2022 dahingegen deutlich um EUR 0,6 Mio. zurückgegangen. Die Verwaltungskosten stiegen im Geschäftsjahr 2023 rund um EUR 0,5 Mio. durch die Abschlüsse von mehreren Dienstleistungsverträgen mit externen Beratern.
Der Konzern verfügt über keine leistungsorientierten Versorgungspläne im Berichtszeitraum. Ebenfalls bestehen keine beitragsorientierten Versorgungspläne, die über die Zahlungen in die deutsche gesetzliche Rentenversicherung hinausgehen. Vorgenannte Beiträge sind in Anhangsziffer 10.1 vollumfänglich in den Sozialen Abgaben dargestellt.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.7.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Zinserträge aus: | ||
| - Zahlungsmitteln & Zahlungsmitteläquivalenten | 136 | 10 |
| - Sonstigen finanziellen Vermögenswerten zu fortgeführten Anschaffungskosten | 228 | 109 |
| Gesamtzinserträge aus finanziellen Vermögenswerten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden | 364 | 119 |
| Ergebnis aus der Equity-Methode | 257 | 40 |
| Marktwertänderungen des ineffektiven Teils der Zinsswaps | - | 72 |
| Dividenden | 77 | 74 |
| Sonstige Finanzerträge | 37 | 58 |
| Währungsumrechnungsdifferenzen | 13 | - |
| Ertrag aus sonstigen finanziellen Vermögenswerten, die erfolgswirksam zum Zeitwert bewertet werden | - | 68 |
| Sonstige Finanzerträge | 384 | 309 |
| Finanzerträge | 749 | 428 |
| Finanzielle Verbindlichkeiten bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten: | ||
| Zinsaufwendungen | -4.892 | -4.786 |
| Aufzinsung der Rückstellungen | -878 | -758 |
| Bankkosten, Courtagen und sonstige Finanzaufwendungen | -689 | -292 |
| Aufzinsung der Leasingverbindlichkeiten | -699 | -437 |
| Marktwertänderungen des ineffektiven Teils der Zinsswaps | -3 | - |
| Währungsumrechnungsdifferenzen | - | -4 |
| Aufwand aus sonstigen finanziellen Vermögenswerten, die erfolgswirksam zum Zeitwert bewertet werden | -151 | -41 |
| Finanzaufwendungen | -7.313 | -6.318 |
| Beteiligungs- und Finanzergebnis | -6.564 | -5.890 |
Die Zinserträge stammen aus flüssigen Mitteln sowie aus den sonstigen Investitionen neben Zinserträgen aus Darlehen, die vom Konzern Dritten gewährt wurden. Die sonstigen Investitionen sowie die gewährten Darlehen werden zu fortgeführten Anschaffungskosten geführt. Die Zinsaufwendungen i. H. v. TEUR 4.892 (i. VJ.: TEUR 4.786) betreffen fast hauptsächlich Projektfinanzierungen von Solar-, Windkraftanlagen und PV-Estate i. H. v. TEUR 3.942 (i. VJ.: TEUR 3.794), zuzüglich der Zinsen auf emittierten ungesicherten Anleihen i. H. v. TEUR 740 (i. VJ.: TEUR 938) sowie die Zinsaufwendungen von Leasingverbindlichkeiten i. V. m. Solaranlagen i. H. v. TEUR 52 (i. VJ.: TEUR 54). Im Posten Banken, Courtagen und sonstige Finanzaufwendungen ist insbesondere der Aufwand aus der Neubewertung von Projektfinanzierungen i. H. v. TEUR 431 (i. VJ.: TEUR 0) aufgrund der Anpassung des Zinssatzes nach Ablauf der Zinsbindungsfrist enthalten.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.13.
Die Berechnung des unverwässerten Ergebnisses je Aktie basiert auf dem den Stammaktionären zurechenbaren Gewinn und einem gewichteten Durchschnitt der im Umlauf befindlichen Stammaktien, wie im Folgenden dargestellt.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Gewinn, den Eigentümern des Mutterunternehmens zurechenbar | 10.082 | 23.511 |
| Gewinn, den Inhabern der Stammaktien zurechenbar | 10.082 | 23.511 |
| in Tausend Aktien | 2023 | % | 2022 | % |
|---|---|---|---|---|
| Ausgegebene Stammaktien zum 1. Januar | 79.848 | 100 % | 76.362 | 100 % |
| Auswirkung der ausgeübten Aktienoptionen | 52 | 0 % | - | 0 % |
| Auswirkung von eigenen Anteilen | -6 | 0 % | - | 0 % |
| Auswirkungen von Privatplatzierungen (durchschnittlich) | 2.150 | 71 % | 1.021 | 29 % |
| Gewichteter Durchschnitt der Stammaktien zum Ende der Berichtsperiode | 81.383 | 76.662 |
| in EUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Ergebnis je Aktie | ||
| Unverwässertes Ergebnis je Aktie (gerundet) | 0,12 | 0,31 |
Bzgl. stattgefunder Kapitalmaßnahmen mit Stammaktien, die nach dem Bilanzstichtag zustande kamen, wird auf die Anhangsziffer 21.A verwiesen.
Die Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie und des verwässerten Gesamtergebnisses je Aktie unterscheidet sich von der Berechnung des unverwässerten Ergebnisses sowie des unverwässerten Gesamtergebnisses, hinsichtlich der Einbeziehung der noch ausstehenden Optionen am Jahresende 2023, die ursprünglich im Rahmen der Optionsanleihe im Geschäftsjahr 2023 emittiert wurden für die Zeiträume, dass diese Optionen im Geschäftsjahr in the money waren.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Gewinn, den Eigentümern des Mutterunternehmens zurechenbar | 10.082 | 23.511 |
| Gewinn, den Inhabern der Stammaktien zurechenbar | 10.082 | 23.511 |
| in Tausend Aktien | 2023 | % | 2022 | % |
|---|---|---|---|---|
| Ausgegebene Stammaktien zum 1. Januar | 79.848 | 100 % | 76.362 | 100 % |
| Auswirkung der ausgeübten Aktienoptionen | 2 | 0 % | - | 0 % |
| Auswirkung von Privatplatzierungen (durchschnittlich) | 2.150 | 71 % | 1.021 | 29 % |
| Auswirkung Ausübung aller In-the-money Optionen | 504 | 15 % | - | 0 % |
| Gewichteter Durchschnitt der Stammaktien zum Ende der Berichtsperiode | 81.457 | 76.662 |
| in EUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Ergebnis je Aktie | ||
| Unverwässertes Ergebnis je Aktie (gerundet) | 0,12 | 0,31 |
Die ordentliche Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 hat beschlossen, dass das Grundkapital um bis zu EUR 38.181.236,00 durch Ausgabe von bis zu 38.181.236 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien mit Gewinnberechtigung ab Beginn des letzten Geschäftsjahres, für das noch kein Gewinnverwendungsbeschluss gefasst wurde, bedingt erhöht wird (Bedingtes Kapital 2022).
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.8.
Die Ertragsteuern setzen sich wie folgt zusammen:
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Tatsächlicher Steueraufwand | ||
| Laufendes Jahr | 2.749 | 3.287 |
| Ertragsteuern Vorjahr | 184 | -143 |
| Latenter Steueraufwand | ||
| davon aus Entstehung bzw. Auflösung temporärer Differenzen | -854 | 3.434 |
| davon aus Verlustvorträgen | 2.581 | 4.311 |
| Ansatz von bisher nicht berücksichtigen steuerlichen Verlusten | -911 | -1.079 |
| Steueraufwand | 3.749 | 9.810 |
Der latente Steueraufwand betrifft im Wesentlichen temporäre Unterschiede bei der Erfassung und Bewertung von Aktiva und Passiva nach den IFRS sowie aus erfolgswirksamen Konsolidierungsvorgängen und Änderungen im Bestand der Verlustvorträge, die sich nicht durch Änderungen des Konsolidierungskreises ergeben. Sie werden auf Basis der Steuersätze ermittelt, die nach der derzeitigen Rechtslage in den einzelnen Ländern zum Realisationszeitpunkt gelten bzw. erwartet werden. Der tatsächliche Steueraufwand bestand aus dem Steueraufwand des laufenden Jahres i. H. v. TEUR 2.749 (i. VJ.: TEUR 3.287) zuzüglich dem Ertrag aus Anpassungen des Vorjahres i. H. v. TEUR 184 (i. VJ.: Aufwand i. H. v. TEUR 143). Tatsächlich wurden im Berichtszeitraum TEUR 3.328 an Ertragsteuern gezahlt (i. VJ.: TEUR 2.764).
Die im sonstigen Ergebnis erfasste Steuer setzt sich wie folgt zusammen:
| 2023 | 2022 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Steuern | Steuerertrag/-aufwand | Nach Steuern | Vor Steuern | |
| Absicherung von Zahlungsströmen | 5.591 | -1.600 | 3.991 | -921 |
| Ausländische Geschäftsbetriebe – Währungsumrechnungsdifferenzen | -17 | - | -17 | 1 |
Der Konzernsteuersatz ist der in Bayreuth anwendbare deutsche Steuersatz und beträgt für das Geschäftsjahr 29,48 % (i. VJ.: 28,78 %). Die Überleitungsrechnung vom erwarteten zum ausgewiesenen Steuerergebnis ist nachfolgend dargestellt:
| in TEUR | % 2023 | % 2022 |
|---|---|---|
| Ergebnis vor Errtagssteuern | 15.190 | 34.268 |
| Steuern auf der Grundlage des inländischen Steuersatzes | 4.478 | 9.861 |
| Steuersatzeffekte ausländischer Steuerrechtskreise | -67 | -98 |
| Steuersatzsänderung | 924 | k.A. |
| Nicht abziehbare Aufwendungen/ nicht steuerbare Erträge | 74 | 141 |
| Steuervergünstigungen Temporäre Differenzen und Verluste, für die keine latenten Steuern erfasst wurden | -170 | 16 |
| Ertragsteuern Vorjahr | 184 | -143 |
| Minderung auf Grund bisher nicht berücksichtigte steuerliche Verluste sowie bisher nicht berücksichtigte temporäre Unterschiede einer früheren Periode | -61 | -950 |
| Sondereffekte auf Änderung der erfassten latenten Steuern | -1.593 | 636 |
| Sonstige Steuereffekte | -19 | 347 |
| Effektiver Steuersatz | 3.749 | 9.810 |
Die Abnahme des effektiven Steuersatzes im Berichtsjahr im Vergleich zum Vorjahr ist im Wesentlichen zurückzuführen auf im Vorjahr nicht berücksichtigte aktive latenten Steuern (EUR 1,6 Mio.). Gegenläufig hat sich die Zunahme des nominalen Steuersatzes ausgewirkt (EUR 0,9 Mio.).
Der Konzern hat für zwei deutsche Konzerngesellschaften im Geschäftsjahr aktive latenten Steuern i. H. v. EUR 0,8 Mio. auf körperschaftsteuerlichen Verlustvorträgen sowie aktive latenten Steuern i. H. v. EUR 0,4 Mio. auf gewerbesteuerlichen Verlustvorträgen nicht angesetzt, da der Konzern für die Beurteilung der Nutzbarkeit einen Planungszeitraum von 6 Jahren zugrunde legt und diese Verluste auf Basis der der Steuerplanung zugrunde liegenden Prämissen innerhalb dieses Zeitraumes nicht genutzt werden können. Darüber hinaus wurden aus dem gleichen Grund für eine belgische Konzerngesellschaft aktive latente Steuern i. H. v. EUR 0,3 Mio. auf Verlustvorträge nicht angesetzt. Auf temporäre Unterschiede in Zusammenhang mit Anteilen an Tochtergesellschaften wurden i. H. v. TEUR 427 (i. VJ.: TEUR 321) keine latenten Steuerschulden angesetzt, da es nicht wahrscheinlich ist, dass sich diese temporären Differenzen in absehbarer Zeit umkehren werden.
Die aktiven und passiven latenten Steuern zeigen die folgende Entwicklung:
| 2023 | 2022 | Änderung | |
|---|---|---|---|
| Immaterielle Vermögenswerte | 39 | 43 | k.A. |
| Sachanlagen | 2.798 | 1.955 | 43% |
| Finanzielle Verbindlichkeiten und Leasingverbindlichkeiten | 8.899 | 7.202 | 23% |
| Sonstige langfristige Rückstellungen | 4.048 | 3.560 | 14% |
| Steuerliche Verlustvorträge | 12.767 | 12.488 | 2% |
| Andere Posten | 868 | 459 | 86% |
| Gesamt | 29.420 | 25.705 | 14% |
| Saldierung der aktiven und passiven latenten Steuern | -24.239 | -19.743 | 23% |
| Aktive latente Steuern nach Saldierung | 5.181 | 5.963 | -14% |
| 2023 | 2022 | Änderung | |
|---|---|---|---|
| Immaterielle Vermögenswerte | -825 | -629 | 31% |
| Sachanlagen (inkl. Nutzungsrechte) | -45.401 | -40.419 | 14% |
| Finanzielle Verbindlichkeiten und Leasingverbindlichkeiten | -2.076 | -87 | 2.303% |
| Sonstige langfristige Rückstellungen | -86 | -2 | 5.552% |
| Andere Posten | -261 | -241 | -94% |
| Gesamt | -48.649 | -41.377 | 19% |
| Saldierung der aktiven und passiven latenten Steuern | 24.239 | 19.743 | 23% |
| Passive latente Steuern nach Saldierung | -24.410 | -21.634 | 15% |
Eine Aktivierung latenter Steuern aus der Nutzung steuerlicher Verlustvorträge ist insoweit vorzunehmen, als die Wahrscheinlichkeit gegeben ist, dass zukünftige Erträge erwirtschaftet werden und mit bestehenden Verlustvorträgen verrechnet werden können. Der Konzern hat in mehreren Unternehmen in der laufenden Periode oder der Vorperiode Verluste erlitten. Bei diesen Unternehmen werden, nach Verrechnung mit passiven latenten Steuern, latente Steueransprüche i. H. v. TEUR 1.975 angesetzt. Der Konzern geht davon aus, dass die zukünftigen zu versteuernden Ergebnisse wahrscheinlich ausreichen, um diese latenten Steueransprüche realisieren zu können. Am Ende des Berichtszeitraums ergab sich somit ein Nettobetrag der passiven latenten Steuern i. H. v. TEUR 19.229 (i. VJ.: TEUR 15.672).
Die Veränderung des Nettobetrags der passiven latenten Steuern wird in der folgenden Tabelle dargestellt:
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Nettobetrag der passiven (+) bzw. aktiven (-) latenten Steuern zum 1. Januar | 15.672 | 9.322 |
| Latenter Steueraufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung | 816 | 6.666 |
| im sonstigen Ergebnis erfasste latente Steuern | 1.600 | -259 |
| Nettozugang passiver latenten Steuern aus Unternehmenserwerben | 1.130 | -60 |
| Nettoabgang passiver latenten Steuern durch Unternehmensliquidation | - | 3 |
| Sonstige Veränderung | 12 | - |
| Nettobetrag der passiven (aktiven) latenten Steuern (+/-) zum 31. Dezember | 19.229 | 15.672 |
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.9
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Rohstoffe und Verbrauchsgüter | 52 | 164 |
| Module | 2.908 | 910 |
| Gesamt | 2.960 | 1.074 |
Der Konzern bevorratet grundsätzlich Module für die Errichtung von Solaranlagen für den Eigenbestand sowie Ersatzteile für (Not-)Reparaturen an PV-Anlagen, z. B. Wechselrichter, Module und Verschleißteile. Durch den Kauf von Modulen für die geplante Projekte erhöhte sich der Lagerbestand um rund EUR 2,0 Mio. Diese Module werden voraussichtlich im Geschäftsjahr 2024 in konzerneigene Projekte eingebaut werden. Zum Jahresende wurden die Module zum Nettoveräußerungserlös bewertet, der unter den Anschaffungskosten lag. Die erforderliche Wertminderung i. H. v. TEUR 333 (i. VJ.: TEUR 348) wurde im sonstigen Betriebsaufwand erfasst.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.1, 6.12 sowie auch Anhangsziffer 26.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Geleistete Anzahlungen | 30 | 140 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 4.955 | 3.785 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 495 | 9.612 |
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 14.020 | 6.173 |
| Gesamt | 19.500 | 19.710 |
| Davon Langfristige Vermögenswerte | 495 | 9.612 |
| Davon Kurzfristige Vermögenswerte | 19.005 | 10.098 |
| Gesamt | 19.500 | 19.710 |
Die kurzfristigen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen beinhalten im Wesentlichen Gutschriftanzeigen oder Rechnungen aus dem Stromverkauf an Netzbetreiber, deren Bonität als gut und die Forderungen als einbringlich betrachtet werden. Die Abnahme der langfristigen Vermögenswerte ist hauptsächlich auf die Einlage einzelner Darlehensforderungen des Konzerns der GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG und seiner Tochterunternehmen (vgl. Anhangsziffer 7.1.B) i. H. v. EUR 7,2 Mio. in das Eigenkapital der vornannten Gesellschaft zurückzuführen. Außerdem wurde nach der Einlage ebenfalls die Gesellschaft Photovoltaikkraftwerk Ansbach GmbH & Co. KG vollkonsolidiert, was dazu führte, dass das an diese Gesellschaft im Vorjahr gewährte Darlehen i. H. v. EUR 2,2 Mio. aus den langfristigen Vermögenswerten herausgenommen wurde. Gegenläufig hat sich die Bilanzierung des langfristigen Teils des beigelegten positiven Zeitwerts einer im Geschäftsjahr abgeschlossenen Strompreisswap-Vereinbarung i. H. v. EUR 0,3 Mio. ausgewirkt
Die Zunahme der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen im Vergleich zum Vorjahr (+ EUR 1,1 Mio.) ist hauptsächlich auf die Erweiterung des Solarportfolios (+ EUR 0,3 Mio.), sowie eine Forderung i. H. v. 0,8 Mio. aus dem Verkauf einer Solaranlage im Bau Ende Dezember 2023 zurückzuführen. Die sonstigen kurzfristigen Vermögenswerte bestehen im Wesentlichen aus dem kurzfristigen Teil einer Forderung i. V. m. an Dritte ausgereichten Darlehen für Solaranlagen (TEUR 6.471). Die sonstigen kurzfristigen Vermögenswerte beinhalten außerdem die derivativen Vermögenswerte i. H. v. TEUR 4.134, die aus dem beigelegten positiven Zeitwert von im Geschäftsjahr abgeschlossen Strompreisswap-Vereinbarungen mit europäischen Nutzunternehmen resultiert, sowie Forderungen aus Umsatzsteuervorauszahlungen i. H. v. TEUR 1.979 (i. VJ.: TEUR 2.638) sowie Rechnungsabgrenzungen i. H. v. TEUR 442 (i. VJ.: TEUR 1.317) und sonstige kurzfristige Forderungen i. H. v. TEUR 994 (i. VJ.: TEUR 1.125). Die Kredit- und Marktrisiken des Konzerns, die Wertminderungen von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen werden in Anhangsziffer 26 erläutert.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.12.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Kurzfristige Finanzanlagen | 18.273 | - |
| Kurzfristige Finanzanlagen | 18.273 | - |
Aufgrund des geänderten Zinsumfeldes hat der Konzern im Laufe des Geschäftsjahres Zahlungsmittel- und Zahlungsmitteläquivalente bei verschiedenen europäischen Banken auf Festgeldkonten mit einer Laufzeit länger als drei Monate zum Zeitpunkt der Investition angelegt. Die Gelder auf den Festgeldkonten werden unter sonstigen Investitionen ausgewiesen. Zum Bilanzstichtag betrugen die sonstigen Investitionen insgesamt EUR 18,3 Mio., davon hatten EUR 2,4 Mio. noch eine Laufzeit von länger als drei Monate am Bilanzstichtag.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Bankkonten mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung | 12.103 | 18.766 |
| Sofort abrufbare Sichteinlagen | 50.179 | 71.720 |
| In der Kapitalflussrechnung dargestellte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 62.282 | 90.486 |
Bei den Bankkonten mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung handelt es sich um Projektreservekonten i. H. v. TEUR 11.466 (i. VJ.: TEUR 17.979), Bausparkonten i. H. v. TEUR 212 (i. VJ.: TEUR 160) sowie sonstige Konten i. H. v. TEUR 425 (i. VJ.: TEUR 627). Diese Konten sind für die jeweilige zugehörige Finanzierung einer Solaranlage an die Bank oder Leasinggesellschaft als Sicherheit hinterlegt, damit die vereinbarten regelmäßigen Kapitaldienstzahlungen (insbesondere in den Monaten Dezember bis Februar) geleistet werden können. Diese gewährten Sicherheiten sind geschäftsartimmanent und dienen damit der Aufrechterhaltung der Zahlungsverpflichtungen im Rahmen der alltäglichen Geschäftsabläufe. Aufgrund der sehr guten Liquiditätssituation wurden diese im Berichtsjahr nicht im Rahmen der gewöhnlichen Kapitaldienstzahlungen in Anspruch genommen. Die Projektreservekonten dienen der Liquiditätssicherung der betreffenden Gesellschaften für Zeiten, in denen es z. B. wenig Einstrahlung gibt oder es zu technischen Ausfällen kommt, da beides eine unmittelbare Cash-Wirkung hat. Die Gesellschaft soll so in der Lage bleiben, die weiter anfallenden Kosten und Kapitaldienste zu bedienen bzw. notwendige Reparaturen durchführen zu können. Die auf den Projektreservekonten vorzuhaltende Liquidität orientiert sich dabei an den Cashflows (im Wesentlichen dem zu leistenden Kapitaldienst für Finanzierungen) der betreffenden Gesellschaften. Sie werden permanent an den Bedarf angepasst, dies bedeutet insbesondere, dass sie laufend herabgemindert werden, sofern das Finanzierungsvolumen sinkt und auch bei Bedarf zur Bedienung von Reparaturkosten zur Verfügung stehen. Es bestehen Beschränkungen hinsichtlich der Verfügung, die u. a. Ausschüttungen betreffen können. Die Beschränkungen gehen jedoch nicht so weit, dass die Gelder nicht für den operativen Betrieb der betreffenden Gesellschaften verwendet werden könnten.# 17. SACHANLAGEN
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffern 6.10 und 6.14.
| Grundstücke und Gebäude | Solarparks | Windparks | Nutzungsrechte | BGA* | Solarparks im Bau | Summe | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2023 in TEUR | |||||||
| Anhangsziffer | |||||||
| Anschaffungs- und Herstellungskosten | |||||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | 14.067 | 529.867 | 12.361 | 44.389 | 1.342 | 15.598 | 617.622 |
| Zugänge durch Konsolidierungskreisänderungen | 7 | 337 | 34.826 | 5.566 | 40.729 | ||
| Zugänge durch Investitionen | 855 | 8.916 | 5 | 2.047 | 255 | 11.375 | |
| Sonstige Zugänge | 25 | 848 | 848 | ||||
| Abgänge aus Verkauf von Anlagevermögen | -7 | -1.292 | -484 | -161 | -690 | -2.635 | |
| Umgliederung | 10.209 | -10.209 | - | ||||
| Neubewertung | -562 | -562 | |||||
| Stand zum 31. Dezember 2023 | 15.253 | 583.374 | 12.366 | 50.955 | 1.405 | 16.073 | 679.425 |
| Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendungen | |||||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | -704 | -180.607 | -2.383 | -5.994 | -967 | -25 | -190.678 |
| Abschreibungen | -115 | -32.541 | -672 | -2.425 | -46 | -35.800 | |
| Wertminderungen | -3.953 | -3.953 | |||||
| Abgänge aus Verkauf von Anlagevermögen | 4 | 62 | 66 | ||||
| Stand zum 31. Dezember 2023 | -815 | -217.101 | -3.055 | -8.416 | -951 | -25 | -230.366 |
| Buchwerte | |||||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | 13.364 | 349.259 | 9.975 | 38.398 | 375 | 15.574 | 426.943 |
| Stand zum 31. Dezember 2023 | 14.437 | 366.271 | 9.308 | 42.541 | 454 | 16.050 | 449.060 |
| Grundstücke und Gebäude | Solarparks | Windparks | Nutzungsrechte | BGA* | Solarparks im Bau | Summe | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 in TEUR | |||||||
| Anhangsziffer | |||||||
| Anschaffungs- und Herstellungskosten | |||||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | 13.472 | 513.950 | 12.336 | 30.354 | 1.353 | 2.175 | 573.639 |
| Zugänge durch Konsolidierungskreisänderungen | 7 | 6.770 | 831 | 7.601 | |||
| Zugänge durch Investitionen | 1.091 | 5.019 | 25 | 13.096 | 150 | 17.259 | 36.641 |
| Sonstige Zugänge | 258 | 258 | |||||
| Abgänge aus Verkauf von Anlagevermögen | -496 | -39 | -162 | -696 | |||
| Umgliederung | 3.837 | -3.837 | - | ||||
| Umgliederung von Immaterielle Vermögensanlage | 34 | 34 | |||||
| Neubewertung | 146 | 146 | |||||
| Stand zum 31. Dezember 2022 | 14.067 | 529.867 | 12.361 | 44.389 | 1.342 | 15.598 | 617.622 |
| Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendungen | |||||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | -544 | -149.103 | -1.711 | -4.060 | -902 | -25 | -156.344 |
| Abschreibungen | -98 | -29.967 | -672 | -1.933 | -65 | -32.735 | |
| Wertminderungen | -62 | -1.537 | -1.599 | ||||
| Stand zum 31. Dezember 2022 | -704 | -180.607 | -2.383 | -5.994 | -967 | -25 | -190.678 |
| Buchwerte | |||||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | 12.928 | 364.846 | 10.625 | 26.295 | 452 | 2.149 | 417.295 |
| Stand zum 31. Dezember 2022 | 13.364 | 349.259 | 9.975 | 38.398 | 375 | 15.574 | 426.943 |
Es wurden im Berichtszeitraum Wertminderungen von Solaranlagen i. H. v. EUR 4,0 Mio. vorgenommen aufgrund von anlagenspezifischen Faktoren (wie z.B. erhöhte operative Aufwendungen) sowie auch infolge der Erhöhung des bei der Bewertung der Solaranlagen zu verwendenden Vorsteuer-Diskontierungsszinsatzes. Solarparks, Windkraftanlagen sowie Gebäude und Grundstücke mit einem Buchwert i. H. v. EUR 295 Mio. dienen zur Sicherung der in Anhangsziffer 23.1 erläuterten Finanzverbindlichkeiten. Am Bilanzstichtag gab es noch finanzielle Verpflichtungen i. V. m. dem Bau von Solaranlagen i. H. v. EUR 2,2 Mio. (i. VJ.: EUR 5,2 Mio.). Diese nicht-bilanzierten Verpflichtungen stehen mit noch nicht-erfüllten Leistungen bzgl. den sich am Jahresende im Bau befindlichen Anlagen in Verbindung.
| 2023 | Grundstücke | Solarparks | Nutzungsverträge i. V. m. Gestattungsverträge Solarparks | Gestattungsverträge Windparks | Sonstigem Anlagevermögen | Summe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| in TEUR | ||||||
| ANSCHAFFUNGSWERTE | ||||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | 91 | - | 42.516 | 1.589 | 193 | 44.389 |
| Konsolidierungskreisänderung | 5.566 | 5.566 | ||||
| Zugänge durch Abschluss neuer Nutzungsverträge | 2.047 | 2.047 | ||||
| Neubewertung | -562 | -562 | ||||
| Abgänge | -484 | -484 | ||||
| Umgliederung | -98 | 98 | - | |||
| Stand zum 31. Dezember 2023 | 91 | 48.986 | 1.589 | 291 | 50.955 | |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNGEN | ||||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | - | -5.605 | -240 | -146 | -5.993 | |
| Zugänge durch Abschreibungen | -2.313 | -68 | -44 | -2.425 | ||
| Stand zum 31. Dezember 2023 | -7.918 | -308 | -190 | -8.416 | ||
| BUCHWERTE | ||||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | 91 | 36.911 | 1.349 | 47 | 38.398 | |
| Stand zum 31. Dezember 2023 | 91 | 41.068 | 1.281 | 101 | 42.541 |
| 2022 | Grundstücke | Solarparks | Nutzungsverträge i. V. m. Gestattungsverträge Solarparks | Gestattungsverträge Windparks | Sonstigem Anlagevermögen | Summe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| in TEUR | ||||||
| ANSCHAFFUNGSWERTE | ||||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | 91 | - | 28.737 | 1.334 | 193 | 30.354 |
| Konsolidierungskreisänderung | 831 | 831 | ||||
| Zugänge durch Abschluss neuer Nutzungsverträge | 13.096 | 13.096 | ||||
| Neubewertung | 255 | 255 | ||||
| Abgänge durch Auflösung bestehender Nutzungsverträge | -148 | -148 | ||||
| Stand zum 31. Dezember 2022 | 91 | 42.516 | 1.589 | 193 | 44.389 | |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNGEN | ||||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | - | -3.785 | -171 | -102 | -4.060 | |
| Zugänge durch Abschreibungen | -1.820 | -69 | -44 | -1.933 | ||
| Stand zum 31. Dezember 2022 | -5.605 | -240 | -146 | -5.993 | ||
| BUCHWERTE | ||||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | 91 | 24.952 | 1.163 | 91 | 26.295 | |
| Stand zum 31. Dezember 2022 | 91 | 36.911 | 1.349 | 47 | 38.398 |
Der Konzern least mehrere Vermögenswerte, darunter ein Grundstück, eine Solaranlage sowie Gebäudedächer, Freiflächen, Kabeltrassen für Solar- und Windparks und im geringen Umfang Büroräume. Die durchschnittliche Laufzeit der Nutzungsrechte i. V. m. Gestattungsverträgen von Solar- und Windparks beträgt zum Bilanzstichtag 20,0 Jahre. Für die Leasingverhältnisse i. V. m Gestattungsverträgen hat der Konzern im Regelfall weder Option noch Verpflichtung, geleaste Vermögenswerte zum Ende des Leasingverhältnisses zu erwerben. Die Verpflichtungen zur Zahlung des Nutzungsentgeltes des Konzerns bzgl. der Gestattungsverträge sind prinzipiell ungesichert, da der Leasinggeber im Regelfall auf sein Vermieterpfandrecht verzichtet hat. Die Absicherung des Rückbaus von Solar- und Windparks, die auf geleasten Vermögenswerten errichtet wurden, erfolgt häufig in Form von Bürgschaften bzw. Verpfändung von Bankkonten. Der Leasinggeber ist im Regelfall zur Kündigung des Leasingverhältnisses berechtigt, sofern der Konzern seine Verpflichtungen (auch z. B. die Leasingzahlung) versäumt. Es sind keine Nutzungsverträge im Geschäftsjahr (außer)planmäßig ausgelaufen. Der Konzern hat eine Kaufoption bzgl. eines Grundstücks (TEUR 10).
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffern 6.11 und 6.14.B.
| 2023 | Geschäfts- oder Firmenwert | Erworbene Verträge | Projektrechte | Sonstige | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| in TEUR | |||||
| Anschaffungs- und Herstellungskosten | |||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | 5.688 | 2.158 | 2.015 | 113 | 8.995 |
| Abgänge aus sonstigen Konsolidierungskreisänderungen | -372 | -372 | |||
| Abgänge | -83 | -83 | |||
| Stand zum 31. Dezember 2023 | 5.688 | 1.786 | 1.932 | 113 | 9.519 |
| Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendungen | |||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | -4.489 | -569 | -1.005 | -109 | -5.192 |
| Abschreibungen | -100 | -100 | |||
| Abgänge aus sonstigen Konsolidierungskreisänderungen | 64 | 64 | |||
| Stand zum 31. Dezember 2023 | -4.489 | -606 | -1.005 | -109 | -6.209 |
| Buchwerte | |||||
| Stand zum 1. Januar 2023 | 1.199 | 1.588 | 1.012 | 4 | 3.803 |
| Stand zum 31. Dezember 2023 | 1.199 | 1.180 | 927 | 4 | 3.309 |
| 2022 | Geschäfts- oder Firmenwert | Erworbene Verträge | Projektrechte | Sonstige | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| in TEUR | |||||
| Anschaffungs- und Herstellungskosten | |||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | 5.688 | 2.158 | 1.043 | 44 | 8.933 |
| Erwerbe | 1.016 | 69 | 1.085 | ||
| Abgänge | -42 | -42 | |||
| Stand zum 31. Dezember 2022 | 5.688 | 2.158 | 2.015 | 113 | 8.995 |
| Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendungen | |||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | -4.489 | -443 | -980 | -38 | -5.950 |
| Abschreibungen | -127 | -25 | -71 | -223 | |
| Stand zum 31. Dezember 2022 | -4.489 | -569 | -1.005 | -109 | -5.192 |
| Buchwerte | |||||
| Stand zum 1. Januar 2022 | 1.199 | 1.716 | 62 | 6 | 2.983 |
| Stand zum 31. Dezember 2022 | 1.199 | 1.588 | 1.012 | 4 | 3.803 |
Der Konzern bilanziert verschiedene Dienstleistungsverträge, die im Rahmen von Unternehmenserwerben in Vorjahren erworben wurden, in den immateriellen Vermögenswerten. Dies betrifft u. a. Verträge für die kaufmännischen Verwaltung von Fondsgesellschaften. Der Konzern erwarb im Geschäftsjahr keine neuen Projektrechte für die Entwicklung von Solarparks (i. VJ.: EUR 1,0 Mio.).
Da die erworbenen Verträge zeitlich befristet sind, unterlagen sie im Geschäftsjahr planmäßigen Abschreibungen i. H. v. TEUR 100 (i. VJ.: TEUR 127).
Zum Jahresende wies der Konzern Geschäfts- oder Firmenwerte i. H. v. TEUR 1.199 (i. VJ.: TEUR 1.199) aus, die aus den Unternehmenszusammenschlüssen „Sun-X PV-Portfolio (inkl. Säritz Solar)“ (TEUR 551) und „Betriebsführungsgeschäft“ (TEUR 648) resultierten. Zum Betriebsführungsgeschäft gehört ebenfalls die Betriebsführung der GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG. Da die GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG im Geschäftsjahr erstkonsolidiert wurde (Siehe Anhangsziffer 7.1); wird ab dem Geschäftsjahr 2023 der Geschäfts- oder Firmenwert, der originär dem Betriebsführungsgeschäft zugeordnet war, i. H. v. TEUR 419 der zahlungsmittelgenerierenden Einheit GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG zugeordnet. Bei der Überprüfung der Werthaltigkeit dieser Geschäfts- und Firmenwerte ergab sich kein Wertminderungsbedarf auf die jeweiligen Geschäfts- oder Firmenwerte. Dabei hat der Konzern für die Überprüfung zahlungsmittelgenerierende Einheiten auf Ebene des jeweiligen Portfolios „Sun-X PV Portfolio“, dem „Betriebsführungsgeschäft“ und GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG gebildet. Für jede zahlungsmittelgenerierende Einheit war deren erzielbarer Betrag größer als deren Buchwert, sodass keine Wertminderung vorgenommen wurde. Der dabei verwendete Vorsteuer-Diskontierungszinssatz beträgt 5,6 %. Eine Erhöhung dieses Vorsteuer-Diskontierungszinssatzes um einen Prozentpunkt hätte bei keinem der drei durchgeführten Tests zu einer Wertminderung der Geschäfts- oder Firmenwerte geführt. Die weiteren Annahmen, die der Konzern dabei getroffen hat, sind wie folgt: A. SUN-X-PV PORTFOLIO Die Annahmen, die der Konzern bei der Überprüfung des Geschäfts- oder Firmenwertes des Sun-X-PV-Portfolios (inkl.# 19. NACH DER EQUITY-METHODE BEWERTETE FINANZANLAGEN
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffern 6.12, 6.14.
| 2023 | 2022 | |
|---|---|---|
| Viriflux BV | 547 | 290 |
| Infrastrukturgesellschaft Bischheim GmbH & Co. KG | 8 | 8 |
| Solarpark Zerre Infrastruktur GbR | - | - |
| Zweite Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG | - | - |
| Nach der Equity-Methode bilanzierte Finanzanlagen | 554 | 298 |
Bzgl. der Gesellschaften Infrastrukturgesellschaft Bischheim GmbH & Co. KG, Solarpark Zerre Infrastruktur GbR sowie Zweite Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG werden keine weiteren Angaben gemacht, da sie für den Konzern von untergeordneter Bedeutung sind.
| 2023 | 2022 | |
|---|---|---|
| Eigentumsanteil | 50 % | 50 % |
| Langfristige Vermögenswerte | 1.215 | 818 |
| Kurzfristige Vermögenswerte (einschließlich Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten – 2023: 163 TEUR/2022: 268 TEUR) | 253 | 364 |
| Langfristige Verbindlichkeiten (einschließlich langfristiger finanzieller Schulden mit Ausnahme von Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten sowie Rückstellungen – 2023: 359 TEUR/2022: 559 TEUR) | -359 | -559 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten (einschließlich kurzfristiger finanzieller Schulden mit Ausnahme von Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten sowie Rückstellungen – 2023: -3 TEUR/2022: -6 TEUR) | -10 | -43 |
| Nettovermögen (100%) | 1.095 | 580 |
| Anteil des Konzerns am Nettovermögen (50 %) | 548 | 290 |
| Buchwert des Anteils | ||
| Umsatzerlöse | 157 | 197 |
| Zinsaufwendungen | -12 | -5 |
| Gewinn und Gesamtergebnis (100 %) | 515 | 82 |
| Gesamtergebnis (50 %) | 257 | 41 |
Der Konzern erwarb am 4. Oktober 2021 50 % der Anteile an Viriflux BV. Viriflux betreibt eine Solardachanlage in Lokeren mit einer Leistung von 1.288,50 kWp, die am 14. September 2021 an das Stromnetz angeschlossen wurde.
Die anderen Finanzanlagen in dieser Angabe stellen finanzielle Vermögenswerte, die erfolgswirksam zum Zeitwert bewertet werden, dar.
| 31.12.2023 | 31.12.2022 | |
|---|---|---|
| Genossenschaftsanteile | 85 | 85 |
| Aktien- und Anteilbestand | 1.431 | 1.028 |
| Finanzvermögenswerte aus Zinsswaps | 161 | 189 |
| Andere Finanzanlagen | 1.677 | 1.301 |
Die anderen Finanzanlagen bestehen einerseits, wie im Vorjahr, aus Genossenschaftsanteilen an Finanzinstituten, die der Konzern in Rahmen von Geschäftsverbindungen mit den jeweiligen Banken hält. Hauptsächlich bestehen diese Finanzanlagen jedoch aus Geschäftsanteilen an Fondsgesellschaften, die vom Konzern verwaltet werden. Die Anschaffungskosten der am Bilanzstichtag ausgewiesenen anderen Finanzanlagen betrugen TEUR 1.346 (i. VJ.: TEUR 997). Schließlich enthält diese Bilanzposition auch Finanzvermögenswerte aus Zinsswaps (EUR 0,2 Mio.), die der Konzern zur Abdeckung von Zinsrisiken abgeschlossen hat. Informationen darüber, inwieweit der Konzern Zinsänderungs-, Währungs- und Liquiditätsrisiken ausgesetzt ist, sind in der Anhangsziffer 26 dargestellt.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.13. Für eine Darstellung der Entwicklung des Eigenkapitals wird auf die Eigenkapitalveränderungsrechnung verwiesen.
Im Berichtsjahr wurde eine Kapitalerhöhung durch eine Privatplatzierung vorgenommen. Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat am 13. April 2023 auf Basis des Ermächtigungsbeschlusses der Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 und mit Zustimmung des Aufsichtsrats beschlossen, das Grundkapital der Gesellschaft unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre von EUR 79.847.983,00 um bis zu EUR 3.000.000,00 auf bis zu EUR 82.847.983,00 durch Ausgabe von bis zu 3.000.000 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien gegen Bareinlagen zu erhöhen. Die 3.000.000 neuen Aktien wurden im Wege einer Privatplatzierung unter Ausschluss des Bezugsrechtes nach § 186 Absatz 3 Satz 4 Aktiengesetz Investoren in Deutschland und im europäischen Ausland zum festen Platzierungspreis von EUR 3,75 zum Erwerb angeboten. Die Barkapitalerhöhung wurde am 19. April 2023 in das Handelsregister eingetragen. Zum Ende der Berichtsperiode hat der Konzern 449.176 eigenen Aktien gehalten.
| Tsd. Aktien | |
|---|---|
| Im Umlauf befindliche Aktien zum 1. Januar 2022 | 76.362 |
| Ausgabe von Stammaktien im Jahr 2022 | 3.486 |
| Im Umlauf befindliche Aktien zum 1. Januar 2023 | 79.848 |
| Ausgabe von Stammaktien im Jahr 2023 | 3.005 |
| Im Umlauf befindliche Aktien zum 31. Dezember 2023 | 82.853 |
| davon durch den Konzern gehaltene eigene Aktien | 449 |
Die ordentliche Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 hat beschlossen, dass das Grundkapital um bis zu EUR 38.181.236,00 durch Ausgabe von bis zu 38.181.236 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien mit Gewinnberechtigung ab Beginn des letzten Geschäftsjahrs, für das noch kein Gewinnverwendungsbeschluss gefasst wurde, bedingt erhöht wird (Bedingtes Kapital 2022). Das bedingte Kapital 2022 beträgt nach teilweiser Ausnutzung durch die Ausgabe von 3.458.400 Optionen im Zusammenhang mit der am 23. Mai 2023 begebenen Optionsanleihe (siehe Anhangsziffer 12) im Berichtsjahr noch EUR 34.722.836,00.
Die ordentliche Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 hat den Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 38.181.236,00 durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Inhaber lautenden Stückaktien gegen Bar und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2022), wobei das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen werden kann. Der Beschluss wurde am 9. August 2022 in das Handelsregister eingetragen. Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat am 17. August 2022 auf Basis des Ermächtigungsbeschlusses der Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 und mit Zustimmung des Aufsichtsrats beschlossen, das Grundkapital der Gesellschaft unter Gewährung des Bezugsrechts für bestehende Aktionäre von EUR 76.362.473,00 auf bis zu EUR 78.097.983,00 durch Ausgabe von bis zu 1.735.510 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien gegen Bareinlagen zu erhöhen. Der Bezugspreis je Aktie wurde vom Vorstand unter Zustimmung des Aufsichtsrats auf EUR 4,55 festgelegt. Die 7C Solarparken AG hat ihre am 27. September 2022 beschlossene Kapitalerhöhung von EUR 78.097.983,00 um bis zu EUR 1.750.000,00 auf bis zu EUR 79.847.983,00 durch Ausgabe von bis zu 1.750.000 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien gegen Bareinlagen unter teilweiser Ausnutzung des bestehenden genehmigten Kapitals und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre erfolgreich beendet. Die insgesamt 1.750.000 neuen Aktien wurden im Wege einer Privatplatzierung ausschließlich bei institutionellen Investoren in Deutschland und im europäischen Ausland zu einem Platzierungspreis von EUR 4,55 je Aktie vollständig platziert. Die 7C Solarparken AG hat die am 13. April 2023 beschlossene Kapitalerhöhung von EUR 79.847.983,00 um bis zu EUR 3.000.000,00 auf bis zu EUR 82.847.983,00 durch Ausgabe von bis zu 3.000.000 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien gegen Bareinlagen unter teilweiser Ausnutzung des bestehenden genehmigten Kapitals und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre erfolgreich beendet. Die insgesamt 3.000.000 neuen Aktien wurden im Wege einer Privatplatzierung ausschließlich bei institutionellen Investoren in Deutschland und im europäischen Ausland zu einem Platzierungspreis von EUR 3,75 je Aktie vollständig platziert. Das Genehmigte Kapital 2022 betrug nach teilweiser Ausnutzung noch EUR 31.695.726,00. Die Hauptversammlung von 12. Juni 2023 hat das Genehmigte Kapital 2022 aufgehoben. Der Beschluss wurde am 21. Juni 2023 in das Handelsregister eingetragen.
Die ordentliche Hauptversammlung vom 12. Juni 2023 hat den Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft in der Zeit bis zum 28.# Juni 2028 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 41.423.991,00, durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2023), wobei das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen werden kann. Der Beschluss wurde am 21. Juni 2023 in das Handelsregister eingetragen.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Stand zu Beginn des Jahres | 94.655 | 82.499 |
| Veränderung des Aufgeldes (siehe Tz. 21.1) | 8.250 | 12.374 |
| Ausgeübte Optionen von Optionsanleihe | 14 | - |
| Zugang aufgrund Emission Optionsanleihe | 622 | - |
| Transaktionskosten direkt im Eigenkapital erfasst | -185 | -217 |
| Stand zum Ende des Jahres | 103.356 | 94.655 |
Die Kapitalrücklage des Konzerns entspricht nicht der Kapitalrücklage der Muttergesellschaft im Jahresabschluss nach HGB, da sich das Eigenkapital des Konzerns infolge des umgekehrten Unternehmenserwerbs aus dem Jahr 2014 gem. den IFRS-Standards nicht nach dem Eigenkapital der Muttergesellschaft im Jahresabschluss richtet. Die Transaktionskosten i. H. v. TEUR 185 (i. VJ.: TEUR 217) wurden direkt im Eigenkapital erfasst. Ein latenter Steueraufwand wurde auf solche Transaktionskosten nicht angesetzt.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Stand zu Beginn des Jahres | 42.172 | 26.988 |
| Transaktionen mit nicht beherrschenden Anteilen | -9 | 73 |
| Auf Aktionäre der 7C Solarparken AG entfallendes Periodenergebnis | 10.082 | 23.511 |
| Dividenden | -9.942 | -8.400 |
| Stand zum Ende des Jahres | 42.303 | 42.172 |
Im Geschäftsjahr wurden EUR 0,12 je Aktie (i. VJ.: EUR 0,11 je Aktie) an die Aktionäre der 7C Solarparken AG ausgeschüttet. Dies entspricht einer Gesamtausschüttung von TEUR 9.942 (i. VJ.: TEUR 8.400). Der Vorstand der 7C Solarparken AG wird der Hauptversammlung im Jahr 2024 vorschlagen, eine Dividende von EUR 0,06 je Aktie, mithin TEUR 4.882 bezogen auf die Aktienzahl zum Tag der Veröffentlichung (siehe Anhangziffer 21.1A und 21.1B) unter Abzug der eigenen Anteile (siehe Anhangziffer 30) aus dem Bilanzgewinn 2023 der Muttergesellschaft auszuschütten.
Am 27. November hat der Vorstand der 7C Solarparken mit Zustimmung des Aufsichtsrats der Gesellschaft beschlossen, einen Rückkauf von bis zu 1.666.666 Aktien der Gesellschaft zu einem Gesamtkaufpreis (ohne Erwerbsnebenkosten) von bis zu EUR 6,0 Mio. über die Börse durchzuführen. Der Aktienrückkauf erfolgt auf der Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung der Gesellschaft vom 17. Juli 2020. Am Bilanzstichtag hatte die Gesellschaft bereits 449.139 Aktien zu einem durchschnittlichen Kurs von EUR 3,52 je Aktie zurückgekauft und somit dafür TEUR 1.573 aufgewendet. In Höhe dieses Betrags wurde eine Rücklage für eigene Anteile gebildet.
| in TEUR | |
|---|---|
| Rücklage für eigene Anteile zum 1. Januar 2023 | 0 |
| Erwerb von eigenen Anteilen im Jahr 2023 | -1.573 |
| Rücklage für eigene Anteile zum 31. Dezember 2023 | -1.573 |
Die Währungsumrechnungsrücklage umfasst alle Fremdwährungsdifferenzen aufgrund der Umrechnung von Abschlüssen von ausländischen Geschäftsbetrieben sowie den wirksamen Teil von etwaigen Fremdwährungsdifferenzen aufgrund von Absicherungen einer Nettoinvestition in einem ausländischen Geschäftsbetrieb (siehe Anhangsziffer 6.3). Die Entwicklung dieses Kontos wird in der unterstehenden Tabelle dargestellt.
| in TEUR | |
|---|---|
| Währungsumrechnungsrücklage zum 1. Januar 2022 | 9 |
| Sonstiges Ergebnis aus Währungsumrechnung im Jahr 2022 | 1 |
| Währungsumrechnungsrücklage zum 1. Januar 2023 | 10 |
| Sonstiges Ergebnis aus Währungsumrechnung im Jahr 2023 | -17 |
| Währungsumrechnungsrücklage zum 31. Dezember 2023 | -7 |
Die Rücklage aus Sicherungsgeschäften umfasst die kumulierten Nettoveränderungen des beizulegenden Zeitwertes der zur Absicherung von Zahlungsströmen verwendeten Sicherungsinstrumente bis zur späteren Erfassung der abgesicherten Zahlungsströme im sonstigen Ergebnis.
| in TEUR | |
|---|---|
| Sonstiges Ergebnis aus Hedging zum 1. Januar 2022 | 24 |
| Änderungen des sonstigen Ergebnisses durch Marktänderungen der als Hedge-Accounting designierten Finanzinstrumente im Jahr 2022 inkl. latenten Steuern | -662 |
| Sonstiges Ergebnis aus Hedging zum 1. Januar 2023 | -638 |
| Änderungen des sonstigen Ergebnisses durch Marktänderungen der als Hedge-Accounting designierten Finanzinstrumente im Jahr 2023 inkl. latenten Steuern | 3.991 |
| Sonstiges Ergebnis aus Hedging zum 31. Dezember 2023 | 3.353 |
Die Änderungen des sonstigen Ergebnisses durch Marktänderungen der als Hedge-Accounting designierten Finanzinstrumente i. H. v. EUR 4,0 Mio. beziehen sich auf die bilanzielle Erfassung im Berichtszeitraum mit großen europäischen Stromversorgern abgeschlossenen Strompreisswap-Vereinbarungen nebst der bilanziellen Weiterführung einer solchen Strompreisswap-Vereinbarung aus dem Vorjahr sowie auf die Zinsswaps, die bereits in vergangenen Berichtsperioden bestanden. Es handelt sich um das sonstige Ergebnis aus neuen Strompreisswap-Vereinbarungen für die kommenden zwei Geschäftsjahren i. H. v. EUR 4,4 Mio. (vgl. Anhangsziffer 15) nebst der Anpassung des Zeitwerts der bereits im Vorjahr bilanzierten Strompreisswap-Vereinbarung i. H. v. EUR 1,2 Mio. unter Berücksichtigung der latenten Steuern (vgl. Anhangsziffer 24). Gegenläufig hat sich das positive sonstige Ergebnis nach Steuern aus dem effektiven Teil der Zinsswaps, die bereits in vergangenen Berichtsperioden bestanden, i. H. v. EUR 0,0 Mio. ausgewirkt.
Strompreisswap-Vereinbarung vom April 2022:
| in TEUR | |
|---|---|
| Erfassung der Strompreisswap-Vereinbarung im April 2022 zum Zeitwert | 0 |
| Änderungen des Zeitwerts der Strompreisswap-Vereinbarung im Geschäftsjahr 2022 | -7.306 |
| Änderung des sonstigen Ergebnisses aufgrund der Reklassifizierung in die Gewinn- und Verlustrechnung im Geschäftsjahr 2022 | 6.107 |
| Zeitwert der Strompreisswap-Vereinbarung vom April 2022 zum 31. Dezember 2022 | -1.199 |
| Änderungen des Zeitwerts der Strompreisswap-Vereinbarung im Geschäftsjahr 2023 | 7.365 |
| Änderung des sonstigen Ergebnisses aufgrund der Reklassifizierung in die Gewinn- und Verlustrechnung im Geschäftsjahr 2023 | -6.166 |
| Zeitwert der Strompreisswap-Vereinbarung vom April 2022 zum 31. Dezember 2023 | - |
Strompreisswap-Vereinbarung vom Oktober 2023:
| in TEUR | |
|---|---|
| Erfassung der Strompreisswap-Vereinbarung im Oktober 2023 zum Zeitwert | 0 |
| Änderungen des Zeitwerts der Strompreisswap-Vereinbarung im Geschäftsjahr 2023 | 3.752 |
| Änderung des sonstigen Ergebnisses aufgrund der Reklassifizierung in die Gewinn- und Verlustrechnung im Geschäftsjahr 2023 | - |
| Zeitwert der Strompreisswap-Vereinbarung vom Oktober 2023 zum 31. Dezember 2023 | 3.752 |
Strompreisswap-Vereinbarung vom November 2023:
| in TEUR | |
|---|---|
| Erfassung der Strompreisswap-Vereinbarung im November 2023 zum Zeitwert | 0 |
| Änderungen des Zeitwerts der Strompreisswap-Vereinbarung im Geschäftsjahr 2023 | 646 |
| Änderung des sonstigen Ergebnisses aufgrund der Reklassifizierung in die Gewinn- und Verlustrechnung im Geschäftsjahr 2023 | - |
| Zeitwert der Strompreisswap-Vereinbarung vom November 2023 zum 31. Dezember 2023 | 646 |
Siehe Anhangsziffern 16 und 23 sowie den Eigenkapitalspiegel. Ziel des Konzerns ist es, eine starke Kapitalbasis beizubehalten, um das Vertrauen der Anleger, Gläubiger und der Märkte zu wahren und die nachhaltige Entwicklung des Unternehmens sicherzustellen. Der Vorstand strebt ein ausgewogenes Verhältnis zwischen der Steigerung der Rendite, die mit einer höheren Fremdkapitalquote erzielt werden könnte und den Vorteilen einer stabilen Kapitalbasis an. Der Konzern überwacht das Kapital mit Hilfe des Verhältnisses der bereinigten Nettoverschuldung zu bereinigtem Eigenkapital. Die bereinigte Nettoverschuldung umfasst neben prinzipiell zinstragenden Krediten und Anleihen ebenfalls Leasingverbindlichkeiten abzüglich der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, Kurzfristige finanzanlagen auf Festgeldkonten sowie Leasingverbindlichkeiten, die mit Nutzungsrechten aus Gestattungsverträgen von Solar- und Windparks in Verbindung stehen. Das bereinigte Eigenkapital umfasst alle Bestandteile des Eigenkapitals mit Ausnahme der Rücklage aus Sicherungsgeschäften. Die Ermittlung der Nettoverschuldung sowie das Verhältnis der Eigenkapitalquote stellt sich wie folgt dar:
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Kurzfristige und langfristige Finanzverbindlichkeiten | 210.085 | 227.040 |
| Kurzfristige und langfristige Leasingverbindlichkeiten | 42.364 | 39.057 |
| Finanzvermögenswerte aus Zinsswaps, die erfolgswirksam zum Zeitwert bewertet werden | -161 | -189 |
| Abzüglich Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente* | -62.282 | -90.486 |
| Abzüglich Kurzfristige Finanzanlagen | -18.273 | - |
| Abzüglich kurzfristige und langfristige Leasingverbindlichkeiten gem. IFRS 16 i. V. m. Nutzungsrechten aus Gestattungsverträgen von Solar- und Windparks | -38.416 | -34.512 |
| Nettoverschuldung | 133.317 | 140.910 |
| Eigenkapital ohne Hedging Reserve | 246.810 | 227.817 |
| Bilanzsumme | 564.361 | 550.354 |
| Eigenkapitalquote (in %) | 43,7 | 41,4 |
* davon TEUR 12.103 (i. VJ.: TEUR 18.766) mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Langfristige Schulden | ||
| Gesicherte Bankdarlehen | 144.397 | 156.875 |
| Ungesicherte Anleihen | 28.442 | 22.202 |
| Langfristige Leasingverbindlichkeiten | 39.095 | 35.713 |
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | 5 | 3 |
| Gesamt | 211.939 | 214.792 |
| Kurzfristige Schulden | ||
| Kurzfristig fälliger Teil gesicherter Bankdarlehen sowie Zinsabgrenzungen | 36.693 | 32.132 |
| Kurzfristiger fälliger Teil ungesicherter Anleihen sowie Zinsabgrenzungen | 549 | 15.828 |
| Kurzfristig fälliger Teil der Leasingverbindlichkeiten | 3.269 | 3.344 |
| Gesamt | 40.510 | 51.304 |
Informationen darüber, inwieweit der Konzern Zinsänderungs-, Währungs- und Liquiditätsrisiken ausgesetzt ist, sind in der Anhangsziffer 26 dargestellt.
Die ausstehenden Darlehen wurden alle in Euro abgeschlossen und weisen folgende Konditionen auf:
| 31. Dezember 2023 | 31. Dezember 2022 | |
|---|---|---|
| in TEUR | Zins-bindung | Zinssatz |
| 7C Solarparken NV | k.A. | |
| k.A. 2022-23 - - 15 15 | ||
| k.A. EURIBOR3M+1,75 % 2017-27 611 636 786 826 | ||
| 7C Solarparken AG | ||
| k.A. k.A. 2017-28 - - 2.350 2.265 | ||
| 05.05.26 1,76 % 2017-26 747 747 839 839 | ||
| 31.07.27 1,51 % 2017-31 764 764 848 848 | ||
| 31.12.32 1,55 % 2017-32 1.27 1.513 1.697 1.681 | ||
| 31.12.32 2,10 % 2017-32 336 333 374 370 | ||
| 30.06.24 2,30 % 2017-24 200 200 600 600 | ||
| 30.12.26 1,68 % 2019-36 5.529 5.496 6.457 6.421 | ||
| 30.09.29 1,13 % 2019-37 395 395 424 424 | ||
| k.A. EURIBOR 3M +1,50 % 2023-29 9.750 9.719 - - | ||
| k.A. EURIBOR 3M +1,20 % 2023-33 10.000 9.963 - - | ||
| Tannhäuser Solar UG | ||
| 30.12.34 1,90 % 2017-34 411 411 448 448 | ||
| Solar dach Gutenberg GmbH & Co. KG | ||
| 30.03.25 2,04 % 2019-28 627 628 759 761 | ||
| Sabrina Solar BV | ||
| 16.08.29 1,69 % 2017-29 312 312 367 367 | ||
| Solar4Future Diest NV | ||
| 31.12.26 5,70 % 2017-26 1.3614 1.412 1..764 1.852 | ||
| Solarpark Green GmbH | ||
| k.A. 1,75 % 2017-26 - - 1.625 1.621 | ||
| 30.06.25 4,75 % 2017-25 252 252 434 434 | ||
| Solarpark Heretsried GmbH | ||
| 30.12.24 2,00 % 2017-24 578 575 1.156 1.147 | ||
| 30.12.25 2,13 % 2017-25 1.460 1.451 2.190 2.171 | ||
| 30.03.25 3,49 % 2017-25 726 734 1.197 1.218 | ||
| 30.03.25 2,16 % 2017-29 2.225 2.225 2.596 2.596 | ||
| Solarpark Longuich GmbH | ||
| 30.12.25 2,13 % 2017-25 1.520 1.511 2.280 2.260 | ||
| Solarpark Oberhörbach GmbH | ||
| 30.12.25 2,13 % 2017-25 1.030 1.020 1.545 1.526 | ||
| Solarpark CBG GmbH | ||
| k.A. 1,75 % 2017-25 - - 1.398 1.386 | ||
| Solarpark Neudorf GmbH | ||
| k.A. EURIBOR 3M +1,6 % 2017-24 78 78 157 157 | ||
| 31.05.28 1,35 % 2020-27 220 220 268 268 | ||
| 30.06.27 1,95 % 2017-27 695 695 889 889 | ||
| 30.03.25 3,99 % 2019-26 246 253 332 346 | ||
| SonnenSolarPark GmbH | ||
| 31.03.24 2,00 % 2017-25 127 127 381 381 | ||
| Melkor UG | ||
| 30.11.27 2,75 % 2017-27 195 194 245 243 | ||
| 31.01.27 3,07 % 2017-28 148 148 197 198 | ||
| 30.06.26 1,96 % 2017-26 418 418 586 586 | ||
| Solar dach Wandersleben GmbH & Co. KG | ||
| 31.03.26 2,59 % 2017-26 566 570 818 826 | ||
| 30.12.25 2,53 % 2018-25 19 19 28 28 | ||
| Solar dach LLG GmbH | ||
| 31.12.32 1,65 % 2017-32 534 529 593 587 | ||
| 30.12.34 2,10 % 2017-34 723 715 788 781 | ||
| 30.12.31 2,30 % 2018-36 445 445 481 481 | ||
| 30.12.28 1,80 % 2019-37 322 322 345 345 | ||
| Solar dach Stieten GmbH & Co. KG | ||
| 31.12.26 2,26 % 2017-26 621 623 829 832 | ||
| k.A. 3,55 % 2017-26 - - 368 374 | ||
| Solar dach Steinburg GmbH | ||
| 30.03.27 1,45 % 2017-35 493 491 534 532 | ||
| Solar dach Neubukow GmbH & Co. KG | ||
| 31.12.26 2,07 % 2017-26 559 560 746 747 | ||
| ProVireo Solarpark 3 Schönebeck GmbH & Co. KG | ||
| 30.09.30 1,54 % 2017-30 1.640 1.647 1.883 1.892 | ||
| 30.09.30 1,99 % 2017-30 233 237 267 273 | ||
| Lohengrin Solar UG | ||
| 31.12.34 2,10 % 2017-34 525 520 573 567 | ||
| 30.09.28 1,83 % 2019-36 462 458 498 493 | ||
| Solarpark IPP GmbH | ||
| k.A. k.A. 2017-28 - - 14 14 | ||
| Sonnendach K19 GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.26 2,79 % 2017-26 638 638 893 893 | ||
| 30.06.26 1,74 % 2017-26 211 211 295 295 | ||
| Erste Solarpark Xanten GmbH & Co. KG | ||
| 30.09.26 1,00 % 2017-26 343 343 458 458 | ||
| Erste Solarpark Wulfen GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.27 1,48 % 2017-27 247 247 317 317 | ||
| 30.06.27 1,59 % 2017-27 83 83 107 107 | ||
| k.A. EURIBOR 3M + 1,59% 2017-26 81 81 107 107 | ||
| Säugling Solar GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.26 1,99 % 2019-26 2.667 2.653 3.733 3.714 | ||
| Solarpark Taurus GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.29 1,10 % 2017-29 539 530 637 620 | ||
| Solarpark Bitterfeld II GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.35 2,10 % 2018-35 2.033 2.025 2.203 2.194 | ||
| Sonnendach M55 GmbH & Co. KG | ||
| 30.03.25 3,49 % 2017-25 947 986 1.099 1.150 | ||
| 31.12.29 1,95 % 2018-29 987 977 1.151 1.140 | ||
| Solarpark Carport Wolnzach GmbH & Co. KG | ||
| 30.09.29 2,04 % 2017-29 611 618 709 709 | ||
| 31.12.29 2,50 % 2017-29 523 509 603 585 | ||
| Solarpark Gemini GmbH & Co. KG | ||
| k.A. EURIBOR 3M + 1,66% 2017-31 2.681 2.785 3.017 2.963 | ||
| Sphinx Solar GmbH & Co. KG | ||
| 31.07.25 2,40 % 2017-25 76 76 116 116 | ||
| Solarpark Pflugdorf GmbH & Co KG | ||
| 31.03.28 1,00 % 2017-24 196 195 588 578 | ||
| 30.06.27 3,50 % 2017-27 2.532 2.541 3.184 3.202 | ||
| Solarpark Zschornewitz GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.28 1,90 % 2019-37 1.141 1.127 1.229 1.213 | ||
| Solarpark Pflugdorf GmbH & Co KG | ||
| 30.06.30 1,15 % 2020-38 4.289 4.271 4.584 4.565 | ||
| Siebente Solarpark Zerre GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.26 3,40 % 2017-26 515 515 721 721 | ||
| 30.06.25 4,60 % 2017-25 5 5 9 9 | ||
| 30.01.29 2,35 % 2017-29 234 231 280 275 | ||
| k.A. 0,00 % 2017-31 244 200 252 203 | ||
| Solarpark Zerre IV GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.26 1,05 % 2017-26 348 348 487 487 | ||
| 30.01.29 3,60 % 2017-29 168 168 196 196 | ||
| Vardar UG | ||
| 31.08.25 2,37 % 2017-25 220 220 252 252 | ||
| Erste Solarpark Sandersdorf GmbH & Co. KG | ||
| 31.03.30 3,60 % 2017-30 3.011 2.845 3.493 3.273 | ||
| Dritte Solarpark Glauchau GmbH & Co. KG | ||
| 31.12.27 3,10 % 2017-27 297 299 372 374 | ||
| 31.12.27 3,18 % 2017-27 833 838 1.042 1.048 | ||
| Colexon 1. Solarprojectgesellschaft mbH & Co. KG | ||
| 30.06.24 2,30 % 2017-24 115 115 390 390 | ||
| Pinta Solarparks GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.27 1,80 % 2018-27 1.251 1.250 1.355 1.353 | ||
| 30.12.29 1,40 % 2020-37 400 400 429 429 | ||
| Solarpark Meyenkrebs GmbH & Co. KG | ||
| 31.12.28 4,50 % 2018-28 200 213 235 253 | ||
| 31.12.28 2,25 % 2018-28 159 160 191 192 | ||
| Solarpark Tangerhütte GmbH & Co. KG | ||
| 30.03.35 2,65 % 2018-35 2.512 2.608 2.736 2.848 | ||
| 30.03.36 3,15 % 2018-36 417 466 451 485 | ||
| Solarpark Brandholz GmbH & Co. KG | ||
| 31.12.27 1,85 % 2019-34 938 928 1.024 1.013 | ||
| Windpark Medard 2 GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.26 1,90 % 2019-33 3.125 3.144 3.454 3.477 | ||
| Windpark Stetten II GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.31 2,10 % 2019-31 2.555 2.609 2.896 2.965 | ||
| Renewagy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG | ||
| 30.06.26 2,15 % 2017-26 4.159 4.159 5.549 5.549 | ||
| 30.12.25 1,79 % 2017-25 3.453 3.419 5.179 5.129 | ||
| 31.12.31 1,15 % 2022-39 2.046 2.033 2.182 2.160 | ||
| Renewagy 11.Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG | ||
| 31.12.26 2,20 % 2017-26 1.066 1.060 1.423 1.414 | ||
| Renewagy 21.Solarprojektgesellschaft mbH | ||
| k.A. EURIBOR 3M + 1,3 % 2017-23 2.167 2.168 3.250 3.252 | ||
| 31.12.25 2,30 % 2017-25 18 18 27 27 | ||
| Renewagy 22.Solarprojektgesellschaft mbH | ||
| 31.12.25 2,50 % 2017-25 1.127 1.114 1.691 1.669 | ||
| 30.09.26 1,35 % 2017-34 443 443 484 484 | ||
| Tristan Solar GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.29 2,16 % 2018-29 1.934 1.934 2.189 2.189 | ||
| Amatec PV 20 GmbH & Co. KG | ||
| 30.03.28 1,82 % 2019-35 383 380 412 409 | ||
| 31.12.28 1,78 % 2019-36 624 622 672 670 | ||
| 30.03.28 1,82 % 2018-36 415 412 447 444 | ||
| 31.12.28 1,78% 2019-36 312 311 336 335 | ||
| 30.06.28 1,82 % 2018-36 383 379 412 408 | ||
| 31.12.28 1,78 % 2019-36 312 311 336 335 | ||
| 30.06.28 2,45 % 2018-37 476 476 511 511 | ||
| Solarpark Bernsdorf GmbH & Co. KG | ||
| 31.07.28 1,95 % 2018-36 519 519 554 554 | ||
| Solardach Derching GmbH & Co. KG | ||
| 23.02.28 2,13 % 2018-29 1.108 1.112 1.309 1.316 | ||
| Amatec PV 37 GmbH & Co. KG | ||
| k.A. EURIBOR 3M +1,87 % 2019-24 123 124 246 254 | ||
| Amatec PV Chemnitz GmbH & Co. KG | ||
| 28.02.25 2,15 % 2018-33 1.510 1.524 1.648 1.664 | ||
| Solarpark Rötz GmbH & Co. KG | ||
| 30.10.27 1,25 % 2020-27 285 286 331 333 | ||
| 30.12.27 1,40 % 2020-27 287 292 333 339 | ||
| 30.12.27 1,03 % 2020-27 345 343 389 387 | ||
| Trüstedt I Solar GmbH & Co. KG | ||
| 28.02.25 2,80 % 2018-31 653 673 744 770 | ||
| 30.06.26 1,40 % 2018-34 107 104 117 113 | ||
| 28.02.25 2,80 % 2018-31 316 326 361 373 | ||
| 28.02.25 2,80 % 2018-31 606 624 691 714 | ||
| 30.06.26 1,40 % 2018-34 107 104 117 113 | ||
| 28.02.25 2,80% 2018-31 613 631 698 722 | ||
| 30.06.26 1,40 % 2018-34 107 104 117 113 | ||
| k.A. k.A. 2018-27 - - 117 119 | ||
| 30.09.26 2,00 % 2018-31 131 131 148 148 | ||
| k.A. k.A. 2018-27 - - 348 380 | ||
| k.A. k.A. 2018-27 - - 326 333 | ||
| 30.03.24 2,75 % 2018-30 303 311 351 362 | ||
| 30.09.26 2,00 % 2018-31 26 26 30 30 | ||
| k.A. k.A. 2018-27 - - 391 400 | ||
| 28.02.25 2,80 % 2018-31 320 329 364 376 | ||
| 30.03.25 2,80 % 2018-31 576 594 656 678 | ||
| 30.03.25 2,80 % 2018-31 567 584 645 667 | ||
| 31.12.27 3,70 % 2017-27 875 875 1.093 1.093 | ||
| Erste Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.30 1,15 % 2020-37 386 386 414 414 | ||
| Solarpark Draisdorf-Eggenbach GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.31 1,01 % 2022-41 8.640 8.619 9.000 8.978 | ||
| 30.12.31 0,86 % 2022-31 1.146 1.146 1.250 1.250 | ||
| PV Görike GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.28 2,25 % 2019-37 2.306 2.412 2.477 2.598 | ||
| Solarpark Gorgast GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.29 1,40 % 2020-38 209 207 221 219 | ||
| 30.12.29 1,40 % 2020-38 204 202 218 216 | ||
| PV Gumtow GmbH & Co. KG | ||
| 30.09.29 1,03 % 2020-39 2.222 2.222 2.363 2.363 | ||
| 30.09.29 1,03 % 2020-39 431 431 458 458 | ||
| Photovoltaik-Park Dessau-Süd GmbH & Co. KG | ||
| 30.03.30 3,25 % 2021-33 920 1.015 1019 1.135 | ||
| Solarpark Schwerin GmbH & Co. KG | ||
| 31.12.33 2,23 % 2015-33 4.000 3.844 - - | ||
| 7C Groeni BV | ||
| 31.07.29 2,86 % 2021-29 184 194 220 233 | ||
| 31.01.30 2,91 % 2021-30 113 119 133 141 | ||
| 31.12.29 2,81 % 2021-29 343 362 405 430 | ||
| 31.12.27 2,23 % 2021-27 192 198 260 268 | ||
| Solar Park Blankenberg GmbH & Co. KG | ||
| 05.01.26 4,60 % 2019-28 149 158 184 198 | ||
| 31.03.28 3,25 % 2019-28 485 479 599 590 | ||
| Solarpark Glasewitz GmbH & Co. KG | ||
| 30.07.25 3,25 % 2019-28 827 873 1.001 1.068 | ||
| BBS Solarpark Alpha GmbH & Co. KG | ||
| k.A. EURIBOR 3M + 1,15% k.A. 587 591 - - | ||
| Solarpark WO GmbH & Co. KG | ||
| 30.06.29 1,40 % 2020-37 408 405 437 434 | ||
| PWA Solarparks GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.26 1,18 % 2021-37 1.034 1.030 1.110 1.105 | ||
| REG PVA zwei GmbH & Co. KG | ||
| 01.07.31 2,10 % 2020-35 1.351 1.399 1.464 1.519 | ||
| 01.09.34 2,10 % 2020-37 163 170 175 183 | ||
| 01.04.33 1,99 % 2020-35 531 546 575 592 | ||
| 01.09.34 2,10 % 2020-37 288 299 309 322 | ||
| 01.09.34 2,10 % 2020-37 408 424 438 456 | ||
| MES Solar XX GmbH & Co. KG | ||
| 31.03.31 0,99 % 2022-32 3.843 3.831 3.414 3.413 | ||
| Renewagy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG | ||
| 30.08.31 1,03 % 2021-38 5.745 5.733 5.686 5.676 | ||
| Renewagy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG | ||
| 30.03.31 1,14 % 2021-39 2.551 2.540 2.717 2.704 | ||
| Solarpark Floating GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.39 1,50 % 2020-39 262 261 262 261 | ||
| 30.06.30 1,10 % 2020-30 173 170 200 196 | ||
| Solar dach Walternierburg GmbH & Co. KG | ||
| k.A. EURIBOR 3M + 1,15% 2013-29 379 372 - - | ||
| Energiepark SP Theilenhofen GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.38 1,20 % 2021-44 666 678 666 678 | ||
| k.A. EURIBOR 3M +1,34 % 2021-41 4.824 4.990 5.099 5.287 | ||
| Solarpark am Schaugraben GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.38 1,21 % 2021-29 1.520 1.527 1.621 1.630 | ||
| Solarpark Zerre IV GmbH & Co. KG | ||
| 30.09.38 1,33 % 2021-39 3.278 3.332 3.500 3.562 | ||
| Erste Solarpark Sandersdorf GmbH & Co. KG | ||
| 30.09.35 1,42 % 2021-35 1.592 1.622 1.727 1.762 | ||
| 30.09.39 1,16 % 2021-39 577 580 614 617 | ||
| Solarpark Höttingen GmbH & Co. KG | ||
| 30.12.40 1,34 % 2021-40 3.970 4.081 4.203 4.328 | ||
| k.A. 1,20 % bis 30.06.2030 dann EURIBOR 3M + 0,95 % 2021-43 663 693 663 694 | ||
| Photovoltaikkraftwerk Brodswinden GmbH & Co. KG | ||
| 30.09.30 2,15 % 2023-30 1.616 1.693 - - | ||
| HCI Solarpark Igling-Buchloe GmbH & Co. KG | ||
| k.A. k.A. 2020-23 - - 793 792 | ||
| HCI Solarpark Neuhaus-Stetten GmbH & Co. KG | ||
| k.A. k.A. 2020-23 - - 116 116 | ||
| 30.09.25 1,25 % 2020-25 490 491 735 738 | ||
| k.A. k.A. 2020-23 - - 274 274 | ||
| HCI Solarpark Oberostendorf GmbH & Co. | ||
| ```## 23. BANKDARLEHEN UND SONSTIGE FINANZIERUNGSVERBINDLICHKEITEN |
| KG | 30.03.25 | 3,85 % | 2020-27 | 1.445 | 1.524 | 1.830 | 1.956 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| HCI Solarpark Dettenhofen GmbH & Co. KG | 30.03.25 | 3,85 % | 2020-27 | 2.005 | 2.123 | 2.507 | 2.688 |
| Kontokorrent | k.A. | k.A. | 59 | 59 | - | - | |
| Gesamt | 179.984 | 180.888 | 187.842 | 188.964 |
Die Bankdarlehen sind mit den Photovoltaikanlagen, Grundstücken und Gebäuden (siehe Anhangsziffer 17) sowie mit heutigen und zukünftigen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen aus dem Stromverkauf oder Mieteinzahlungen (siehe Anhangsziffer 15) branchenüblich besichert. Zudem wurden Sichteinlagen mit einem Buchwert von TEUR 11.466 (i. VJ.: TEUR 17.979) (siehe Anhangsziffer 16) für bestimmte Bankdarlehen verpfändet. Dies sind die Schuldendienstreservekonten bzw. Bausparkonten, auf die im Zuge von planmäßigen Kapitaldiensten zugegriffen werden kann.
Zum Bilanzstichtag gab es Zinsabgrenzungen auf die oben dargestellten Darlehen i. H. v. TEUR 40 (i. VJ.: TEUR 40), die in den kurzfristigen Teil gesicherter Bankdarlehen und Zinsabgrenzungen dargestellt wurden. Am 31. Dezember 2023 wurden zwei Bankdarlehen im Zusammenhang mit Solarparks über einen Betrag von EUR 0,2 Mio. nicht vollständig ausgezahlt. Es lagen zum Bilanzstichtag keine Verstöße gegen Covenants aus Bankverbindlichkeiten vor.
Die ausstehenden Leasingverbindlichkeiten weisen zum Bilanzstichtag folgende Konditionen aus:
| Leasingverbindlichkeiten in Verbindung mit | 31.12.2023 | 31.12.2022 | in TEUR | Währung | Zins-satz * | Fälligkeits-jahr | Nennbetrag | Buchwert | Nennbetrag | Buchwert |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| einem Grundstück | EUR | 2,0 % | 2032 | 10 | 8 | 10 | 8 | |||
| Solarparks Belgien | EUR | 2029-2031 | 3.933 | 3.910 | 4.522 | 4.536 | ||||
| Gestattungsverträgen i. V. m. Solarparks | EUR | 2,1 % | 2020-2052 | 45.235 | 37.005 | 38.411 | 32.970 | |||
| Gestattungsverträgen i. V. m. Windparks | EUR | 1,6 % | 2020-2043 | 1.561 | 1.346 | 1.714 | 1.401 | |||
| Gestattungsverträgen i. V. m. sonstigen Vermögenswerten | EUR | 2,2 % | 2020-2027 | 98 | 94 | 146 | 140 | |||
| Gesamt | 50.837 | 42.364 | 44.803 | 39.057 |
* Es handelt sich um den Grenzfremdkapitalzinssatz
Der Erwerb von Tochterunternehmen hat zu einer Zunahme der Leasingverbindlichkeiten i. H. v. EUR 5,6 Mio. (i. VJ.: EUR 0,7 Mio.) geführt. Darüber hinaus wurden neue Leasingverträge i. V. m Solarparks abgeschlossen, die zu einer Erhöhung der Leasingverbindlichkeiten um EUR 1,7 Mio. (i. VJ.: EUR 13,1 Mio.) geführt haben. Schließlich wurden die Leasingverbindlichkeiten um EUR 0,7 Mio. (i. VJ.: EUR 0,4 Mio.). aufgezinst und um EUR 0,6 Mio. (i. VJ.: EUR 0,2 Mio.) durch Neubewertung der Gestattungsverträge i. V. m. Solarparks (vgl. Anhangsziffer 17.2) erhöht. Gegenläufig haben sich Tilgungen im Berichtszeitraum i. H. v. EUR 3,0 Mio. (i. VJ.: EUR 2,1 Mio.) ausgewirkt. Es lagen zum Bilanzstichtag keine Verstöße gegen Leasingverbindlichkeiten vor. Bedingte Mietzahlungen gab es im Berichtszeitraum wie auch im Vorjahrszeitraum nicht.
Die Entwicklung der Leasingverbindlichkeiten lässt sich folgender Tabelle entnehmen:
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Stand zum Anfang des Berichtszeitraums | 39.057 | 26.348 |
| Konsolidierungskreisänderungen | 5.566 | 706 |
| Neue Leasingverhältnisse | 1.708 | 13.077 |
| Erworbene Leasingverhältnisse | - | 433 |
| Rückzahlung von Leasingverhältnissen | -3.602 | -2.067 |
| Neubewertung der Gestattungsverträge i. V. m. Windparks | - | -258 |
| Neubewertung der Gestattungsverträge i. V. m. Solarparks | -568 | -94 |
| Aufzinsung von Leasingverhältnissen | 699 | 437 |
| Abgänge | -496 | -39 |
| Stand zum Ende des Berichtszeitraums | 42.364 | 39.057 |
Am 30. Mai 2023 hat die 7C Solarparken AG unter Gewährung von Bezugsrechten eine Optionsanleihe bei ihren Aktionären platziert. Die Optionsanleihe hat einen Gesamtnennbetrag von EUR 6.916.800,00, eingeteilt in 69.168 untereinander gleichberechtigte, auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen (ISIN DE000A351NK9) im Nennbetrag von jeweils EUR 100,00 mit jeweils 50 abgetrennten Optionsscheinen (ISIN DE000A351NH5).. Somit wurden insgesamt 3.458.400 Optionsscheine ausgegeben. Jeder Optionsschein berechtigte den Inhaber, nach Maßgabe der dafür geltenden Optionsbedingungen eine Aktie der 7C Solarparken AG (ISIN: DE000A11QW68) mit einem anteiligen Betrag am Grundkapital von EUR 1,00 je Aktie zu einem Ausübungspreis von EUR 3,75 zu beziehen. Die Optionsanleihe wurde zu einem festen Zinssatz von 2,5 % mit einer Endfälligkeit zum 30. Mai 2028 emittiert und hat ein Kreditvolumen i. H. v. EUR 6.916.800.
Bei der Optionsanleihe handelt es sich um ein zusammengesetztes Finanzinstrument, welches aus einer Fremdkapital- und einer Eigenkapitalkomponente besteht. Die Zugangsbewertung der Fremdkapitalkomponente erfolgt zum beizulegenden Zeitwert. Die Zugangsbewertung der Eigenkapitalkomponente ergibt sich aus der Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert des gesamten Finanzinstruments (Ausgabetrag) und dem beizulegenden Zeitwert des Fremdkapitalkomponente. Der beizulegende Zeitwert der Fremdkapitalkomponente wurde unter zugrunde Legung eines Laufzeit- und Risikoadäquaten Zinssatzes in Höhe von 4,55% ermittelt. Die Transaktionskosten wurden in Relation zwischen Eigen- und Fremdkapitalkomponente zugeordnet. Für die Fremdkapitalkomponente ergab sich dementsprechend ein beizulegender Zeitwert von TEUR 6.295 und für die Eigenkapitalkomponente ein Wert von TEUR 662. Der interne Zinssatz für die Fremdkapitalkomponente beträgt 4,79%.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Optionanleihe 2023 | ||
| Nominalzinssatz | 2,50 % | |
| Fälligkeitsjahr | 2023-28 | |
| Nennbetrag | 6.917 | |
| Buchwert | 6.295 | |
| Gesamt | 6.917 | - |
Im Februar 2018 hat die 7C Solarparken AG erstmalig ein Schuldscheindarlehen mit einem Nennbetrag i. H. v. EUR 25 Mio. zu einem überwiegend fixierten durchschnittlichen Zins von ca. 2,78 % am Kapitalmarkt begeben. Das Schuldscheindarlehen ist in drei Tranchen mit 5 bzw. 7 Jahren Laufzeit unterteilt.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Schuldschein 2018 | ||
| Nominalzinssatz | EURIBOR 3M + 2,00 % | 2,48 % |
| Fälligkeitsjahr | 2023 | 2023 |
| Nennbetrag | - | - |
| Buchwert | - | - |
| Tranche A | ||
| Tranche B | ||
| Tranche C | ||
| Gesamt | 10.000 | 9.939 |
Im März 2020 hat die 7C Solarparken AG ein weiteres Schuldscheindarlehen mit einem Nennbetrag i. H. v. EUR 11,5 Mio. zu einem festen Zinssatz von ca. 1,80 % am Kapitalmarkt begeben. Das Schuldscheindarlehen hat eine Laufzeit vom 5 Jahren.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Schuldschein 2020 | ||
| Nominalzinssatz | 1,80 % | |
| Fälligkeitsjahr | 2025 | |
| Nennbetrag | 11.500 | 11.500 |
| Buchwert | 11.471 | 11.483 |
| Gesamt | 11.500 | 11.471 |
Die Zinsen für Schuldschein 2018, Tranche B und C und für Schuldschein 2020 sind einmal jährlich im Februar (Schuldschein 2018) und März (Schuldschein 2020) fällig. Die Zinsen für Tranche A (Schuldschein 2018) werden halbjährlich den Schuldscheininvestoren entrichtet (im Februar und August). Somit wurden zum Bilanzstichtag TEUR 257 Zinsaufwendungen bzgl. des Schuldscheindarlehens abgegrenzt, die im kurzfristigen Teil gesicherter Bankdarlehen und Zinsabgrenzungen dargestellt wurden. Für Schuldschein 2020 wurden TEUR 172 abgegrenzt.
Mit dem Erwerb des Tochterunternehmens 7C Groeni BV im Januar 2021 wurden projektbezogene Anleihen mit einem Buchwert vom EUR 1,3 Mio., die von individuellen Investoren gezeichnet wurden, übernommen. Die Projektanleihen dienen zur Finanzierung der Eigenmittel der Projekte der 7C Groeni BV. Am Bilanzstichtag stellen sich diese Anleihen wie folgt zusammen:
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Projektanleihen | ||
| Fälligkeit | Annuität | Annuität |
| Nominalzinssatz | 4,50 %-5,00 % | 2,00 % |
| Fälligkeitsjahr | 31.12.2028 | 30.11.2025 |
| Nennbetrag | 526 | 30 |
| Buchwert | 585 | 34 |
| Tranche A | ||
| Tranche B | ||
| Tranche C | ||
| Tranche D | ||
| Tranche E | ||
| Gesamt | 671 | 734 |
Der kurzfristige Teil dieser Anleihen betrug am 31.Dezember 2023 TEUR 119 (i. VJ.: TEUR 112).
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffern 6.1, 6.6, 6.12 A.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 4.459 | 5.419 |
| Sonstige langfristige Verbindlichkeiten | 45 | 23 |
| Lang- und Kurzfristige Zuwendungen der öffentlichen Hand | 753 | 965 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 2.146 | 3.184 |
| Gesamt | 7.405 | 9.591 |
Zu den Währungs- und Liquiditätsrisiken des Konzerns hinsichtlich der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und den sonstigen Verbindlichkeiten siehe Anhangsziffer 26. Die übrigen kurzfristigen sonstigen Verbindlichkeiten bestehen im Wesentlichen aus Personalverbindlichkeiten (TEUR 253) sowie Verbindlichkeiten aus der Umsatzsteuer (TEUR 153) und bedingten Gegenleistungen aus bedingten Kaufpreisen aus Konsolidierungskreisänderungen aus dem Vorjahr (TEUR 461) sowie aufgelaufenen Abgrenzungsposten (TEUR 523) und erhaltenen Kautionen (TEUR 263). Die sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten sind im Vergleich mit dem Vorjahr um EUR 1,0 Mio. gesunken. Dies hängt hauptsächlich damit zusammen, dass sie im Vorjahr noch eine derivative Verbindlichkeit i. H. v. TEUR 1.199 auf den beigelegten negativen Zeitwert einer Strompreisswap-Vereinbarung enthielten. Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sind von EUR 1,0 Mio. zum Vorjahresende auf EUR 4,4 Mio. gesunken. Diese Verbindlichkeiten bestehen im Wesentlichen aus unbezahlten Rechnungen an Generalunternehmer für Solaranlagen in Deutschland und Belgien, die sich noch im Bau befinden (EUR 0,8 Mio.), sowie ausstehende Betriebs- und Wartungsrechnungen EUR 0,5 Mio. Der Konzern hat in den belgischen Investitionszuschussausschreibungsverfahren mehreren Zuschlägen erhalten, deren Auszahlung zum Bilanzstichtag noch nicht erfolgte, jedoch durch den Konzern als so gut wie sicher einschätzt wurde. Die Zuwendungen der öffentlichen Hand werden entsprechend den Rechnungslegungsmethoden 6.7 bilanziert. Zum Jahresende wies der Konzern solche Investitionszuschüsse i. H. v. TEUR 753 (i. VJ.: TEUR 965) bilanziell aus.
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.15.# 26. FINANZINSTRUMENTE – BEIZULEGENDE ZEITWERTE UND RISIKOMANAGEMENT
Die nachfolgende Tabelle zeigt die Buchwerte und beizulegenden Zeitwerte von finanziellen Vermögenswerten und Finanzverbindlichkeiten, einschließlich ihrer Stufen in der Fair Value-Hierarchie. Sie enthält keine Informationen zum beizulegenden Zeitwert für finanzielle Vermögenswerte, die nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertet wurden, wenn der Buchwert einen angemessenen Näherungswert für den beizulegenden Zeitwert darstellt.
| Buchwert in TEUR | Anhang-angabe | Beizulegender Zeitwert | Sicherungs-instrumente | Zwingend zu FVTPL | - sonstige Finanzielle Vermögenswerte zu fortgeführten Anschaffungskosten (AC) | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | ||||||
| Eigenkapitalinvestments | 20 | 1.516 | 1.516 | |||
| Strompreisswap-Vereinbarung | 4.398 | |||||
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | 20 | 161 | 161 | |||
| Gesamt | 5.914 | |||||
| Nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | ||||||
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen | 15 | 4.955 | 4.955 | |||
| Kurzfristige Finanzanlagen | 16 | 18.273 | 18.273 | |||
| Sofort abrufbare Sichteinlagen | 16 | 50.179 | 50.179 | |||
| Bankkonten mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung | 16 | 12.103 | 12.103 | |||
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 15 | 9.886 | 9.886 | |||
| Gesamt | 95.396 |
| Beizulegender Zeitwert in TEUR | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Gesamt | |
|---|---|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | |||||
| Eigenkapitalinvestments | 1.516 | 1.516 | 1.516 | ||
| Strompreisswap-Vereinbarung werden | 4.398 | 4.398 | 4.398 | ||
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | 161 | 161 | 161 | ||
| Gesamt | 5.914 | 1.516 | 4.559 | 0 | 5.914 |
| Nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | |||||
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen | 4.955 | 4.955 | |||
| Kurzfristige Finanzanlagen | 18.273 | 18.273 | |||
| Sofort abrufbare Sichteinlagen | 50.179 | 50.179 | |||
| Bankkonten mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung | 12.103 | 12.103 | |||
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 0 | ||||
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 9.886 | 9.886 | |||
| Gesamt | 95.396 | 95.396 |
| Buchwert in TEUR | Anhang-angabe | Beizulegender Zeitwert | Sicherungs-instrumente | Zwingend zu FVTPL | - sonstige | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | ||||||
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | 23, 26.3 | -5 | -5 | |||
| Strompreisswap-Vereinbarung | 26.E.3 | 0 | ||||
| Gesamt | -5 | |||||
| Nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | ||||||
| Bankdarlehen | 23 | -181.090 | -181.090 | |||
| Ungesicherte Anleihen | 23 | -22.680 | -22.680 | |||
| Optionanleihe | 23.4 | -6.311 | -6.311 | |||
| Leasingverbindlichkeiten | 23 | -42.364 | -42.364 | |||
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 24 | -4.459 | -4.459 | |||
| Sonstige Verbindlichkeiten | 24 | -2.146 | -2.146 | |||
| Gesamt | -259.049 |
| Beizulegender Zeitwert in TEUR | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Gesamt | |
|---|---|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | |||||
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | -5 | -5 | -5 | ||
| Strompreisswap-Vereinbarung | 0 | 0 | |||
| Gesamt | -5 | 0 | -5 | 0 | -5 |
| Nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | |||||
| Bankdarlehen | -156.441 | -156.441 | |||
| Ungesicherte Anleihen | -21.461 | -21.461 | |||
| Optionanleihe | -6.311 | -6.311 | |||
| Leasingverbindlichkeiten | -39.221 | -39.221 | |||
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 0 | 0 | |||
| Sonstige Verbindlichkeiten | 0 | 0 | |||
| Gesamt | -223.434 | -223.434 |
| Buchwert in TEUR | Anhang-angabe | Beizulegender Zeitwert | Sicherungs-instrumente | Zwingend zu FVTPL | - sonstige Finanzielle Vermögenswerte zu fortgeführten Anschaffungskosten (AC) | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | ||||||
| Eigenkapitalinvestments | 20 | 1.113 | 1.113 | |||
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | 20 | 189 | 189 | |||
| Gesamt | 1.302 | |||||
| Nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | ||||||
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen | 15 | 3.785 | 3.785 | |||
| Sofort abrufbare Sichteinlagen | 16 | 71.720 | 71.720 | |||
| Bankkonten mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung | 16 | 18.766 | 18.766 | |||
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 15 | 6.173 | 6.173 | |||
| Gesamt | 100.444 | |||||
| # Dezember 2022 |
| Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Gesamt |
|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | |||
| Eigenkapitalinvestments | 1.113 | 1.113 | |
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | 189 | 189 | |
| Gesamt | 1.113 | 189 | 1.302 |
| Buchwert in TEUR | Anhang-angabe | Beizulegender Zeitwert | Sicherungs-instrumente | Zwingend zu FVTPL - sonstige | Sonstige | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | ||||||
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | 23, 26.3 | -3 | -3 | |||
| Strompreisswap-Vereinbarung | 26.E.3 | -1.199 | -1.199 | |||
| Gesamt | -1.202 | -1.202 | ||||
| Nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | ||||||
| Bankdarlehen | -189.007 | 23 | -189.007 | |||
| Ungesicherte Anleihen | -38.030 | -38.030 | ||||
| Leasingverbindlichkeiten | -39.057 | 23 | -39.057 | |||
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | -5.419 | 24 | -5.419 | |||
| Sonstige Verbindlichkeiten | -3.184 | 24 | -3.184 | |||
| Gesamt | -274.697 | -274.697 |
| Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Gesamt |
|---|---|---|---|
| Zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | |||
| Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden | -3 | -3 | |
| Strompreisswap-Vereinbarung | -1.199 | -1.199 | |
| Gesamt | -1.202 | -1.202 | |
| Nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Schulden | |||
| Bankdarlehen | -165.608 | -165.608 | |
| Ungesicherte Anleihen | -34.487 | -34.487 | |
| Leasingverbindlichkeiten | -34.906 | -34.906 | |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | |||
| Sonstige Verbindlichkeiten | |||
| Gesamt | -235.001 | -235.001 |
Die nachfolgenden Tabellen zeigen die Bewertungstechniken, die bei der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte der Stufe 2 und Stufe 3 verwendet wurden, sowie die verwendeten wesentlichen, nicht beobachtbaren Inputfaktoren:
| Art | Bewertungstechnik | Wesentliche, nicht beobachtbare Inputfaktoren | Zusammenhang zwischen wesentlichen, nicht beobachtbaren Inputfaktoren und der Bewertung zum beizulegen den Zeitwert |
|---|---|---|---|
| Strompreisswap-Vereinbarung** | DCF-Verfahren: die Differenz zwischen den Terminstrompreisen und dem Festpreis der Swap-Vereinbarung werden unter Ansatz der erwarteten Produktionsmengen für die von der Swap-Vereinbarung betroffen Solaranlagen zum Zeitwert abgezinst. | Nicht anwendbar | Nicht anwendbar |
| Zinsswaps | Marktvergleichsverfahren: Die beizulegenden Zeitwerte basieren auf standardisierten Berechnungen unter Anwendung der Dollar-Offset Methode, eines angesehenen deutschen Kreditinstituts, wobei nur auf den Markt beobachtbare Inputfaktoren angesetzt werden. | Nicht anwendbar | Nicht anwendbar |
| Art | Bewertungstechnik | Wesentliche, nicht beobachtbare Inputfaktoren |
|---|---|---|
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten * | Abgezinste Cashflows in einem DCF-Verfahren unter Ansatz der Marktzinsen und der Laufzeit des Darlehens | Nicht anwendbar |
| Optionanleihe | Abgezinste Cashflows in einem DCF-Verfahren unter Ansatz der Marktzinsen und der Laufzeit des Darlehens | Nicht anwendbar |
| Leasingverbindlichkeiten | Abgezinste Cashflows aus Leasingverhältnissen in einem DCF Verfahren unter Ansatz von marktgerechten Grenzfremdkapitalzinssätzen | Nicht anwendbar |
* Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten enthalten gesicherte und ungesicherte Bankdarlehen sowie ungesicherte Anleihen.
** Eigenkapitalkomponente und Derivat stimmen zum Bilanzstichtag überein, da die zugrundeliegenden Verträgen erst ab dem 1. Januar 2024 cashflowwirksam werden.
Der Konzern ist den folgenden Risiken aus dem Einsatz von Finanzinstrumenten ausgesetzt:
Der Vorstand trägt die Verantwortung für den Aufbau und die Kontrolle des Konzernrisikomanagements. Der Vorstand hat dazu einen Risikomanagementausschuss eingesetzt, der für die Überwachung und Weiterentwicklung der Risikomanagementrichtlinien des Konzerns zuständig ist. Der Ausschuss berichtet dem Vorstand regelmäßig über seine Tätigkeit. Die Grundsätze des Risikomanagementsystems lassen sich auf die finanziellen Risiken übertragen, diesbezüglich wird auf den Risikobericht im zusammengefassten Lagebericht Seite 48 verwiesen. Die Risikomanagementrichtlinien des Konzerns wurden zur Identifizierung und Analyse der Risiken des Konzerns entwickelt, um geeignete Risikolimits und Kontrollen einzuführen und die Entwicklung der Risiken und die Einhaltung der Limits zu überwachen. Die Risikomanagementrichtlinien und das Risikomanagementsystem werden regelmäßig überprüft, um Veränderungen der Marktbedingungen und der Aktivitäten des Konzerns aufgreifen zu können. Durch die bestehenden Ausbildungs- und Managementstandards sowie die zugehörigen Prozesse soll ein zielführendes Kontrollumfeld sichergestellt werden, in dem alle Mitarbeiter ihre jeweiligen Aufgaben und Verantwortlichkeiten verstehen. Der Aufsichtsrat überwacht die Einhaltung der Richtlinien und Prozesse des Konzernrisikomanagements durch den Vorstand und die Wirksamkeit des Risikomanagementsystems im Hinblick auf die Risiken, denen der Konzern ausgesetzt ist.
Das Ausfallrisiko ist das Risiko von finanziellen Verlusten, falls ein Kunde oder die Vertragspartei eines Finanzinstruments seinen vertraglichen Verpflichtungen nicht nachkommt. Das Ausfallrisiko entsteht grundsätzlich aus den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie den Schuldinstrumenten in Form von Darlehen, die der Konzern Dritten gewährt hat. Bei den Forderungen der Solarparks handelt es sich im Wesentlichen um Forderungen aus Lieferungen und Leistungen aus dem Verkauf der generierten Kilowattstunden. Die Abnahme des produzierten Stroms, die auf vertraglich Vergütungssätzen basiert, ist in allen Märkten, auf denen der Konzern aktiv ist, gesetzlich geregelt und sichergestellt. Es handelt sich dabei ausschließlich um kurzfristige Forderungen, die in der Regel innerhalb von zwei Monaten ausgeglichen werden. Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte entsprechen dem maximalen Ausfallrisiko. Das Ausfallrisiko des Konzerns wird hauptsächlich durch die individuellen Merkmale der Kunden beeinflusst. Allerdings berücksichtigt der Vorstand auch die Merkmale der gesamten Kundenbasis, einschließlich des Ausfallrisikos der Branche und der Länder, in denen die Kunden tätig sind, da diese Faktoren das Ausfallrisiko ebenfalls beeinflussen können. Gleichwohl kann der Vorstand nur beschränkt Einfluss nehmen auf die Kundenbasis, da diese oftmals gesetzlich verpflichtet ist, Strommengen abzunehmen bzw. der Konzern verpflichtet ist, den erzeugten Strom zu liefern. Ein überwiegender Teil der Kunden des Konzerns sind semi-öffentliche Netzunternehmen. Bisher sind alle Forderungen gegen diese Kunden im vollen Umfang eingegangen, sodass auch künftig kein Forderungsausfall erwartet wird. Daneben wird im Rahmen der Direktvermarktung auch im wesentlichen Umfang Strom an Energiehandelsunternehmen verkauft. Diese Unternehmen weisen üblicherweise ein höheres Ausfallrisiko als semi-öffentliche Netzunternehmen auf. Im Geschäftsjahr hat ein solcher Kunden Insolvenz angemeldet. Zur Überwachung des Ausfallrisikos werden v. a. auf die zeitliche Abrechnung, die üblicherweise von Seiten des Kunden erfolgt, und die zeitliche Zahlung der Abrechnung geachtet.
Der Konzern wendet für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen im Einklang mit dem Standard IFRS 9 den vereinfachten Ansatz des Wertminderungsmodels an. Dieses basiert auf den erwarteten zukünftigen noch nicht eingetretenen Kreditausfällen (Expected Credit Losses oder ECL). Der Konzern kategorisiert dazu die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen aus dem Verkauf von Strom in weitestgehend homogene Gruppen, die ähnliche Charakteristika aufweisen hinsichtlich ihrer geschätzten Ausfallrisiken. Dabei ist von besonderer Bedeutung, ob die Rechte des Konzerns sich unmittelbar aus dem Gesetz ergeben, ob der Kunde die dem Konzern zu zahlende Forderung an eigene Stromkunden weiterberechnen kann (EEG-Umlage) oder ob der Kunde ein staatliches oder semi-öffentliches Unternehmen ist. Darüber hinaus wird differenziert, ob eine Sicherheit für die Forderungen gestellt wurde und ob diese Sicherheit aus einer Bankbürgschaft oder aus einer Patronatserklärung besteht. Das Risiko auf Kreditausfall für sonstige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die also nicht aus dem Verkauf von Strom stammen, wird auf Einzelbasis der Charakteristika der betreffenden Kunden sowie etwaigen gestellten Sicherheiten vom Konzern eingeschätzt. Der Konzern führt ein Wertminderungskonto. Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen waren zum 31. Dezember 2023 im Nennwert von TEUR 1.778 (2022: TEUR 1.588) wertgemindert. In der laufenden Periode ergab sich somit eine Zunahme von TEUR 190 (i. VJ.: TEUR 543), die erfolgswirksam im sonstigen Betriebsaufwand erfasst wird.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Wertminderungskonto zum 1.1. | 1.588 | 1.045 |
| Zunahme | 413 | 543 |
| Zurücknahme | -223 | - |
| Wertminderungskonto zum 31.12. | 1.778 | 1.588 |
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind nicht verzinslich und weisen aufgrund des branchenüblichen Gutschriftverfahrens eine Fälligkeit von 15-30 Tagen aus. Zum 31.
```# C. LIQUIDITÄTSRISIKO
Das Liquiditätsrisiko beschreibt das Risiko, dass der Konzern nicht in der Lage ist, seine Verpflichtungen pünktlich bei Fälligkeit zu erfüllen. Liquiditätsrisiken aus den finanziellen Verbindlichkeiten ergeben sich nicht, da der Konzern zum Bilanzstichtag über Zahlungsmittel bzw. Zahlungsmitteläquivalente i. H. v. TEUR 62.282 (i. VJ.: TEUR 90.486) sowie über Kurzfristige Finanzanlagen (in Form von Festgeldkonten i. H. v. TEUR 18.273 (i. V. J.: TEUR 0) verfügt. Darüber hinaus werden mit hoher Sicherheit aus den laufenden Solarparks Zahlungsströme erwartet, die die Zins- und Tilgungszahlungen und die finanziellen Verbindlichkeiten hieraus laufzeitäquivalent bedienen können.
In letzter Instanz liegt die Verantwortung für das Liquiditätsrisikomanagement beim Vorstand, der ein angemessenes Konzept zur Steuerung der kurz-, mittel- und langfristigen Finanzierungs- und Liquiditätsanforderungen aufgebaut hat. Der Konzern steuert Liquiditätsrisiken durch das Halten von angemessenen Rücklagen und durch ständiges Überwachen der prognostizierten und tatsächlichen Zahlungsströme und der Abstimmung der Fälligkeitsprofile von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten. IFRS 7 fordert weiterhin eine Fälligkeitsanalyse sowohl für derivative als auch originäre finanzielle Verbindlichkeiten. Die nachfolgende Fälligkeitsanalyse zeigt, inwieweit die undiskontierten Cashflows im Zusammenhang mit den Verbindlichkeiten per 31. Dezember 2023 (31. Dezember 2022) die zukünftige Liquiditätssituation des Konzerns beeinflussen.
Im Folgenden werden die vertraglichen Restlaufzeiten der finanziellen Verbindlichkeiten am Abschlussstichtag einschließlich geschätzter Zinszahlungen dargestellt. Es handelt sich um undiskontierte Bruttobeträge inklusive geschätzter Zinszahlungen, jedoch ohne Darstellung der Auswirkung von Verrechnungen.
| Buchwert | Nominalbetrag | Vertragliche Zahlungsströme in TEUR | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Gesamt | < 1 Jahr | < 5 Jahre | > 5 Jahre | |||
| 31. Dezember 2023 | ||||||
| Gesicherte Bankdarlehen inkl. Zinsswaps | 180.888 | 179.984 | 198.757 | 33.078 | 84.564 | 81.115 |
| Ungesicherte Anleihen | 29.095 | 29.087 | 31.018 | 854 | 22.950 | 7.214 |
| Leasingverbindlichkeiten i. V. m. Gestattungsverträgen | 42.296 | 51.387 | 62.270 | 3.810 | 17.255 | 41.605 |
| Sonstige Leasingverbindlichkeiten | 8 | 10 | 11 | 1 | - | 10 |
| Gesamt | 252.287 | 260.468 | 292.056 | 37.743 | 124.769 | 129.944 |
| Buchwert | Nominalbetrag | Vertragliche Zahlungsströme in TEUR | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Gesamt | < 1 Jahr | < 5 Jahre | > 5 Jahre | |||
| 31. Dezember 2022 | ||||||
| Gesicherte Bankdarlehen inkl. Zinsswaps | 188.721 | 187.842 | 245.694 | 29.539 | 140.893 | 75.262 |
| Ungesicherte Anleihen | 37.343 | 37.282 | 39.364 | 16.030 | 23.143 | 191 |
| Leasingverbindlichkeiten i. V. m. Gestattungsverträgen | 39.049 | 39.782 | 50.181 | 4.564 | 12.597 | 33.020 |
| Sonstige Leasingverbindlichkeiten | 8 | 10 | 11 | 1 | - | 10 |
| Gesamt | 265.121 | 264.916 | 335.250 | 50.134 | 176.633 | 108.483 |
Die Bruttozuflüsse/-abflüsse, die in der vorhergehenden Tabelle angegeben werden, stellen die undiskontierten Zahlungsströme von Finanzverbindlichkeiten und Leasingverbindlichkeiten im Zusammenhang mit Zinsswaps, die zu Risikomanagementzwecken gehalten und normalerweise nicht vor ihrer vertraglichen Fälligkeit ausgeglichen werden, dar. Wie in der Anhangsziffer 23 angegeben, verfügt der Konzern hauptsächlich über Bankdarlehen, die Auflagen enthalten. Ein künftiger Verstoß gegen die Auflagen kann dazu führen, dass das Darlehen früher als in der obigen Tabelle angegeben, zurückzuzahlen ist. Es handelt sich dabei ausschließlich um Projektfinanzierungen und es gibt prinzipiell keinen Rückgriff (non-recourse) auf andere Konzerngesellschaften. Die Zinszahlungen für variabel verzinsliche Darlehen und Anleihen in der obigen Tabelle wurden, sofern sie durch Swaps eingedeckt sind, mit einem festen Zinssatz angesetzt. Sie spiegeln die Marktverhältnisse für Terminzinssätze am Ende des Geschäftsjahres wider. Diese können sich mit der Veränderung der Marktzinssätze wandeln.
Das Marktrisiko ist das Risiko, dass sich die Marktpreise, beispielsweise Wechselkurse, Zinssätze oder Aktienkurse ändern und dadurch die Erträge des Konzerns oder der Wert der gehaltenen Finanzinstrumente beeinflusst werden. Ziel des Marktrisikomanagements ist es, das Marktrisiko innerhalb akzeptabler Bandbreiten zu steuern und zu kontrollieren und gleichzeitig die Rendite zu optimieren. Zur Steuerung der Marktrisiken erwirbt und veräußert der Konzern Derivate bzw. geht finanzielle Verbindlichkeiten ein. Sämtliche Transaktionen erfolgen innerhalb der Richtlinien des Risikomanagementausschusses. Zur Steuerung von Ergebnisvolatilitäten soll, soweit möglich, das Hedge-Accounting eingesetzt werden. Für den Konzern werden zum Ende des Berichtszeitraums keine Risikokonzentrationen für dessen Gesellschaften gesehen.
Die Gesellschaft war Währungsrisiken nur im unwesentlichen Umfang ausgesetzt, da der Konzern lediglich über eine dänische Tochtergesellschaft verfügt, die keine eigenständige operative Tätigkeit ausübt, sondern vielmehr als Holdinggesellschaft einzuordnen ist. Die dänische Konzerntochter hat keine finanziellen Verbindlichkeiten und das Liquiditätsrisiko ist auf kurzfristige Vermögenswerte begrenzt, mit Ausnahme der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, da diese in Euro lauten. Es gab darüber hinaus in der dänischen Tochtergesellschaft keine wesentlichen Forderungen an Dritte, für die der Konzern das Währungsrisiko von dänischen Kronen zu Euro tragen müsste.
Der Konzern ist im Wesentlichen einem Zinsänderungsrisiko im Rahmen der Finanzierung von Solaranlagen ausgesetzt. Aus Bankdarlehen mit variabler Verzinsung, die in der Anhangsziffer 20 und 23.2 aufgeführt sind, resultiert ein zinsbedingtes Cashflow-Risiko. Diese Verbindlichkeiten werden grundsätzlich mit Zinsswaps abgesichert. Diese Zinsswaps stellen sich wie folgt zusammen:
| in TEUR | |
|---|---|
| Zeitwert 31.12.2023 | |
| PWA Solarparks GmbH & Co. KG | |
| Währung: EUR, Zinssatz: 2,00 % gg. EURIBOR (3M), Fälligkeitsjahr: 2016-34 | - |
| 7C Solarparken NV | |
| Währung: EUR, Zinssatz: 3,35 % gg. EURIBOR (3M), Fälligkeitsjahr: 2017-27 | 5 |
| Solarpark Höttingen GmbH & Co. KG | |
| Währung: EUR, Zinssatz: 1,30 % gg. EURIBOR (3M), Fälligkeitsjahr: 2021-43 | -77 |
| Energiepark SP Theilenhofen GmbH & Co. KG | |
| Währung: EUR, Zinssatz: 1,50 % gg. EURIBOR (3M), Fälligkeitsjahr: 2021-44 | -66 |
| Amatec PV 37 GmbH & Co. KG | |
| Währung: EUR, Zinssatz: 1,87 % gg. EURIBOR (3M), Fälligkeitsjahr: 2009-24 | 1 |
| BBS Solarpark Alpha GmbH & Co. KG | |
| Währung: EUR, Zinssatz: 2,74% gg. EURIBOR (3M), Fälligkeitsjahr: 2021-27 | - |
| Solarpark Walternienburg GmbH & Co. KG | |
| Währung: EUR, Zinssatz: 1,95% gg. EURIBOR (3M), Fälligkeitsjahr: 2021-29 | -7 |
| Gesamt | -144 |
Bzgl. des Nominalvolumens der Bankdarlehen, worauf sich die Zinsswaps beziehen, wird auf Anhangsziffer 20 und 23.2 verwiesen.
Die Überleitung der Zinsswaps während des Geschäftsjahres 2023 lässt sich wie folgt herleiten:
| in TEUR | |
|---|---|
| Perioden-ergebnis | |
| PWA Solarparks GmbH & Co. KG | - |
| 7C Solarparken NV | -3 |
| Solarpark Höttingen GmbH & Co. KG | - |
| Energiepark SP Theilenhofen GmbH & Co. KG | - |
| Amatec PV 37 GmbH & Co. KG | - |
| BBS Solarpark Alpha GmbH & Co. KG | - |
| Solarpark Walternienburg GmbH & Co. | - |
Die Finanzrisiken, denen der Konzern ausgesetzt ist, lassen sich in folgende Kategorien einteilen:
Diese Risiken werden kontinuierlich überwacht, gesteuert und, wo erforderlich, abgesichert.
Die Zinsrisiken umfassen primär die Zinszahlungen und die Zinserträge aus Bankdarlehen, Hypotheken und Anleihen sowie die Zinserträge aus unverzinslichen Forderungen und verzinslichen Bankguthaben. Die nachstehende Tabelle zeigt die Auswirkungen einer angenommenen Zinssatzänderung um +/- 100 Basispunkte auf die ausgewiesenen Erträge und Aufwendungen, sowie auf das Eigenkapital bei einer Laufzeit von einem Jahr mit variabler Verzinsung.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Zinsniveau | +100 Basispunkte | -100 Basispunkte |
| Var. verzinsliche Bankfinanzierungen | 220 | -220 |
| Var. verzinsliche ungesicherte Anleihen | - | - |
| Ergebniseffekte nicht-effektive derivative Finanzinstrumente | 8 | -8 |
| Gesamt | 228 | -228 |
Es gab am Bilanzstichtag keine Bankdarlehen mit variablem Zinssatz, für die keine Zinsswaps abgeschlossen wurden. Die 7C Solarparken NV (als Rechtsnachfolgerin der Swan Energy NV) verfügt über ein Darlehen i. H. v. TEUR 636 (i. VJ.: TEUR 826) mit einem variablen Zinssatz, für den ein anteiliger Zinsswap von 75 % des Kreditvolums abgeschlossen wurde. Demzufolge besteht ein Zinsänderungsrisiko auf dem verbleibenden Darlehensbetrag von TEUR 159 (i. VJ.: TEUR 207).
Die folgende Tabelle zeigt die Auswirkung einer angenommenen Zinssatzänderung um +/-100 Basispunkte mit der Laufzeit von einem Jahr mit einer variablen verzinslichen Bankenfinanzierung, die nicht mit Zinsswaps abgesichert ist.
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Zinsniveau | +100 Basispunkte | -100 Basispunkte |
| Var. verzinsliche Bankfinanzierungen | 220 | -220 |
| Var. verzinsliche ungesicherte Anleihen | - | - |
| Ergebniseffekte nicht-effektive derivative Finanzinstrumente | 8 | -8 |
| Gesamt | 228 | -228 |
Zur Absicherung des Zinsrisikos ist die 7C Solarparken Zinssicherungsgeschäfte („Swaps“) eingegangen. Zinsänderungsrisiken werden gemäß IFRS 7 mittels Sensitivitätsanalysen dargestellt. Diese stellen die Effekte von Änderungen der Marktzinssätze auf Zinszahlungen, Zinserträge und -aufwendungen, andere Ergebnisteile sowie ggf. auf das Eigenkapital dar. Den Zinssensitivitätsanalysen liegen die folgenden Annahmen zugrunde. Marktzinssatzänderungen von originären Finanzinstrumenten mit fester Verzinsung wirken sich nur dann auf das Ergebnis aus, wenn diese zum beizulegenden Zeitwert bewertet wurden. Demnach unterliegen alle zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Finanzinstrumente mit fester Verzinsung keinen Zinsänderungsrisiken im Sinne des IFRS 7. Marktzinsänderungen von Finanzinstrumenten, die als Sicherungsinstrumente im Rahmen („Swaps“) eines Cashflow Hedges zur Absicherung zinsbedingter Zahlungsschwankungen designiert wurden, haben Auswirkungen auf die Sicherungsrücklage im Eigenkapital und werden daher bei den eigenkapitalbezogenen Sensitivitätsrechnungen berücksichtigt.
Die folgende Tabelle zeigt die Auswirkung einer angenommenen Zinssatzänderung um +/-100 Basispunkte bei Konstanz aller übrigen Variablen für den effektiven Teil derivativer Finanzinstrumente auf das Eigenkapital:
| in TEUR | 31.12.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Zinsniveau | +100 Basispunkte | -100 Basispunkte |
| Eigenkapitaländerungen effektive derivative Finanzinstrumente | 297 | -39 |
Die durchgeführten Effektivitätstests per 31. Dezember 2023 lieferten für sämtliche Sicherungsbeziehungen eine Effektivität in einer Bandbreite von 98 % bis 100 % und liegen damit innerhalb einer Bandbreite von 80 % bis 120 %.
Der Konzern vereinnahmt in Deutschland im Regelfall Erträge aus Stromverkauf gem. den Einspeisevergütungssätzen für Strom aus erneuerbaren Energien nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Seit 2012 bemüht sich die deutsche Regierung, die Solaranlagen mittels der Direktvermarktung in den Markt zu integrieren. Dabei haben Anlagenbetreiber für Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis 2016 die Wahl, ihren Strom auch an der EEX-Strompreisbörse anzubieten, wohingegen für Anlagen mit einer Inbetriebnahme ab 2016 das Angebot an der EEX-Strompreisbörse verpflichtend ist. Die Betreiber erhalten in der Direktvermarktung zusätzlich zum aktuellen Preis an der EEX-Strombörse eine Marktprämie in Höhe der Differenz zwischen der gesetzlich bzw. vertraglich zugesicherten Einspeisevergütung und dem aktuellen Preis an der EEX-Strompreisbörse zuzüglich 4 EUR/MWh für diejenigen, die freiwillig teilnehmen. Nach dem derzeit geltenden Recht kann die Marktprämie nicht negativ werden, das bedeutet, dass bei höheren Strompreisen, v. a. bei Anlagen, die einen geringen Einspeisevergütungssatz als der Strompreis haben, ein Potenzial besteht, Mehrerlöse zu erzielen, wohin gegen der Einspeisevergütungssatz das Minimum beträgt. Dabei ergibt sich insbesondere für Anlagen mit einem geringen Einspeisevergütungssatz eine hohe Volatilität. Gleichwohl sind die Erneuerbare-Energieanlagen, die seit dem 1. Januar 2016 in Betrieb gegangen sind jedoch auch ein größeres Preisrisiko nach unten ausgesetzt, denn für diese Anlagen wird die sogenannte Sechs-Stunden-Regel (§ 24 EEG 2014), Vier-Stunden-Regel (§ 51 Absatz 1 EEG 2021) angewendet. Prospektiv wird die minimale Negativstundenzahl für die Anwendung dieser Regel bis auf eine Stunde ab dem Inbetriebnahmejahr 2027 verringern. Dadurch sinkt die Marktprämie (bzw. die Entschädigungszahlung gem. Redispatch 2.0) auf null, sobald der Strompreis während mindestens sechs bzw. vier aufeinanderfolgenden Stunden (prospektiv: mindestens eine Stunde) negativ ist. Dies bedeutet, dass an Tagen, an denen der Strompreis für längere Zeit negativ ist, die Förderung der Anlagen gekürzt wird und der Konzern somit an Umsatzerlösen einbüßt. Gelegentlich schließt der Konzern jedoch zur Absicherung des Strompreisrisikos Strompreisswap-Vereinbarungen, diese haben zum Zweck einen Strompreis oberhalb dem Einspeisevergütungssatz festzulegen. Die Bedingungen der bisherigen abgeschlossen Strompreisswap-Vereinbarungen wurden in die unterstehende Tabelle dargestellt.
| Swap-Vereinbarung vom April 2022 | Swap-Vereinbarung vom Oktober 2023 | Swap-Vereinbarung vom November 2023 |
|---|---|---|
| Europäisches Nutzunternehmen* | Europäisches Nutzunternehmen* | Europäisches Nutzunternehmen* |
| 93 MWp | 110 MWp | 22 MWp |
| EUR 57,9 / MWh | EUR 57,3 / MWh | EUR 58,7 / MWh |
| Tatsächliche Produktion des betroffenen Anlagenportfolios im Zeitraum der Swapvereinbarung | Tatsächliche Produktion des betroffenen Anlagenportfolios im Zeitraum der Swapvereinbarung | Tatsächliche Produktion des betroffenen Anlagenportfolios im Zeitraum der Swapvereinbarung |
| Juni 2022 bis Dezember 2023 | Januar 2024 bis Dezember 2024 | Januar 2023 bis Dezember 2025 |
| 149,5 EUR / MWh | 106 EUR / MWh | 89 EUR / MWh |
| Höchstpreis zwischen dem EEX Marktwert Solar und dem anzulegenden Wert (Einspeisevergütungssatz) | Höchstpreis zwischen dem EEX Marktwert Solar und dem anzulegenden Wert (Einspeisevergütungssatz) | EPEX Spot Solar |
* nicht unbedingt derselbe Vertragspartner
** gewichtet nach Leistung
Im Rahmen einer Swap-Vereinbarung erhält der Konzern vom Vertragspartner für den Zeitraum entweder anstelle des Strompreises an der EEX-Strombörse einen Festpreis abzüglich der etwaigen positiven Differenz zwischen dem Einspeisevergütungssatz und dem PV-Strompreis an der EEX-Strombörse oder den Festpreis anstelle des EPEX Spot Preis Solar. Die Swap-Vereinbarung deckt die realen Produktionsvolumina der Solaranlagen ab. In der Summe soll dies dazu führen, dass der Konzern für die reale Produktion der betroffen Solaranlagen während der Laufzeit der Swap-Vereinbarung den Festpreis erwirtschaftet, unabhängig von den vorherrschenden PV-Strompreisen an der EEX-Strombörse.
Grundsätzlich werden Derivate beim erstmaligen Ansatz sowie im Rahmen der Folgebewertung zum beizulegenden Zeitwert (Fair Value) bewertet (siehe Anhangsziffer 6.12 E). Sich daraus ergebende Änderungen werden grundsätzlich im Gewinn oder Verlust erfasst. Der Konzern ordnet jedoch die Swap-Vereinbarungen zur Absicherung von Strompreisrisiken als ein Derivat ein, welches dazu dient, die Schwankungen in Zahlungsströmen, die mit höchstwahrscheinlich erwarteten Transaktionen als Resultat veränderter Strompreise verbunden sind, abzusichern. Zum jeweiligen Anfang der Swap-Vereinbarung hat der Konzern die Risikomanagementziele und -strategien, die er im Hinblick auf die Absicherung verfolgt, dokumentiert. Der Konzern hat außerdem die wirtschaftliche Beziehung zwischen dem gesicherten Grundgeschäft und dem Sicherungsinstrument festgelegt. Demzufolge erwartet der Konzern, dass sich Veränderungen der Zahlungsströme des gesicherten Grundgeschäfts und des Sicherungsinstruments kompensieren. Daher wurde die Swap-Vereinbarungen als Derivate, welche ein Instrument zur Absicherung von Zahlungsströmen (Cashflow Hedge) sind, eingestuft. Daraus folgt, dass der wirksame Teil der Änderungen des beizulegenden Zeitwertes im sonstigen Ergebnis erfasst und kumuliert in die Rücklage für Sicherungsbeziehungen eingestellt wird. Dieser Teil ist begrenzt auf die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwertes des gesicherten Grundgeschäfts (berechnet auf Basis des Barwertes) seit Absicherungsbeginn. Ein unwirksamer Teil der Veränderungen des beizulegenden Zeitwertes des Derivats wird unmittelbar im Gewinn oder Verlust erfasst. Im Falle von Transaktionen wird der kumulierte Betrag, der in die Rücklage für Sicherungsbeziehungen und die Rücklage für die Kosten der Absicherung eingestellt worden ist, in dem Zeitraum oder den Zeiträumen, in denen die abgesicherten erwarteten zukünftigen Zahlungsströme den Gewinn oder Verlust beeinflussen, in den Gewinn oder Verlust umgegliedert. Die Rücklage für Sicherungsbeziehungen und die Rücklage für die Kosten der Absicherung werden einheitlich im sonstigen Ergebnis aus Hedging im Eigenkapital zusammengefasst und dargestellt. Wenn die Absicherung durch eine Swap-Vereinbarung nicht mehr die Kriterien für die Bilanzierung von Sicherungsgeschäften erfüllt oder das Sicherungsinstrument ausläuft, verkauft, beendet oder ausgeübt wird, wird die Bilanzierung dieser Sicherungsbeziehung prospektiv beendet. Wenn die Bilanzierung einer Swap-Vereinbarung beendet wird, verbleibt der Betrag, oder in die Rücklage für Sicherungsbeziehungen eingestellt worden ist, im Eigenkapital, bis dieser Betrag in dem Zeitraum oder den Zeiträumen, in denen die abgesicherten erwarteten zukünftigen Zahlungsströme den Gewinn der Verlust beeinflussen, in den Gewinn oder Verlust umgegliedert wird. Falls nicht mehr erwartet wird, dass die abgesicherten zukünftigen Zahlungsströme eintreten, werden die Beträge, in das sonstige Ergebnis aus Hedging eingestellt bzw. eingestellte Kosten der Absicherung unmittelbar in den Gewinn oder Verlust umgegliedert.# Zum Bilanzstichtag wurde folgende derivative Forderungen (+)/Verbindlichkeiten (-) aus der Swap-Vereinbarungen bilanziell erfasst:
| Währung | Tauschgeschäft | Fälligkeitsjahr | Buchwert (31.12.2023) | Buchwert (31.12.2022) |
|---|---|---|---|---|
| EUR | Festpreis gg. PV-Strommarktpreis an der EEX-Strombörse | 2022-2023 | -1.199 | |
| EUR | Festpreis gg. PV-Strommarktpreis an der EEX-Strombörse | 2023-2024 | 3.752 | |
| EUR | Festpreis gg. EPEX Spot PV an der EEX-Strombörse | 2023-2025 | 646 | |
| Gesamt | 4.398 | -1.199 |
*ggf. abzüglich der etwaigen positiven Differenz zwischen dem Einspeisevergütungssatz und dem PV-Strommarktpreis an der EEX-Strombörse
Für die Bilanzierung des beizulegenden Zeitwertes der Swap-Vereinbarung wurden zum Bilanzstichtag folgende Annahmen getroffen bzw. erfolgten folgende Schätzungen:
Die folgende Tabelle zeigt die Auswirkung einer Änderung der Terminstrompreise um +/-10 EUR/MWh bezüglich der Restlaufzeit jeder einzelner Swap-Vereinbarung zum Bilanzstichtag auf das sonstige Ergebnis:
Für die Strompreisswap-Vereinbarung vom Oktober 2023:
| in TEUR | 31.12.2023 | Änderung des sonstigen Ergebnisses bei einer Änderung der Terminstrompreise um: |
|---|---|---|
| +10 EUR/MWh | ||
| Sonstiges Ergebnis aus der als Hedge-Accounting designierten Swap-Vereinbarung vor Steuern | -970 | |
| Latente Steuern auf das sonstige Ergebnis aus der als Hedge-Accounting designierten Swap-Vereinbarung | 279 | |
| Sonstiges Ergebnis aus der als Hedge-Accounting designierten Swap-Vereinbarung nach Steuern | -691 |
Für die Strompreisswap-Vereinbarung vom November 2023:
| in TEUR | 31.12.2023 | Änderung des sonstigen Ergebnisses bei einer Änderung der Terminstrompreise um: |
|---|---|---|
| +10 EUR/MWh | ||
| Sonstiges Ergebnis aus der als Hedge-Accounting designierten Swap-Vereinbarung vor Steuern | -369 | |
| Latente Steuern auf das sonstige Ergebnis aus der als Hedge-Accounting designierten Swap-Vereinbarung | 106 | |
| Sonstiges Ergebnis aus der als Hedge-Accounting designierten Swap-Vereinbarung nach Steuern | -263 |
Zu den Rechnungslegungsmethoden siehe Anhangsziffer 6.16.
Der Konzern hat kurzfristige Leasingverträge und solche die ausschließlich variable Zahlungen beinhalten, welche nicht aktiviert werden. Dies betrifft einen angemieteten Büroraum mit einer Laufzeit von weniger als drei Monaten sowie verschiedene Gestattungsverträge, von welchen die Leasingzahlungen von den erwirtschafteten Umsätzen bzw. der Produktion der auf den Flächen betriebenen Anlagen abhängen. Eine Mindestleasingzahlung gibt es bei diesen Gestattungsverträgen nicht. Die variablen Leasingzahlungen aus diesen Gestattungsverträgen werden erfolgswirksam im sonstigen Betriebsaufwand erfasst. Die Variabilität resultiert daraus, da bei diesen Verträgen eine Komponente inkludiert ist, wonach ein Teil der Leasingzahlungen von den Umsatzerlösen der auf dem Grundstück befindlichen Solaranlage abhängt.
Die gesamten Zahlungsmittelabflüsse aus bilanzierten Leasingverhältnissen betrugen TEUR 3.602 im Geschäftsjahr (i. VJ.: TEUR 2.067). Zahlungsmittelabflüsse aus nicht-bilanzierten Leasingverhältnissen betrugen TEUR 179 im Geschäftsjahr (i.VJ. TEUR 740).
Der Konzern hat ebenfalls einige Grundstücke und Gebäude im Eigentum, die neben der Eigennutzung auch teilweise langfristig vermietet werden. Dies betrifft meistens Operating-Leasingverhältnisse mit einer Laufzeit von über 20 Jahren für die Vermietung von Freiflächen für den Betrieb von Photovoltaikanlagen sowie kurz- bis mittelfristig vermietete Büroräume (bis zu fünf Jahre).
Zum 31. Dezember 2023 stehen die folgenden künftigen Mindestleasingzahlungen im Rahmen von unkündbaren Leasingverhältnissen aus:
| in TEUR | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Länger als fünf Jahre | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 98 | 96 | 96 | 96 | 96 | 332 | 814 |
Zum 31. Dezember 2022 stehen die folgenden künftigen Mindestleasingzahlungen im Rahmen von unkündbaren Leasingverhältnissen aus:
| in TEUR | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Länger als fünf Jahre | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 140 | 131 | 98 | 96 | 96 | 428 | 989 |
Im Jahr 2023 wurden Mieteinnahmen aus Immobilien von TEUR 201 (i. VJ.: TEUR 162) in den Umsatzerlösen erfasst:
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Immobilien, mit denen Mieteinnahmen erzielt werden | 201 | 162 |
| Gesamt | 201 | 162 |
Es existieren Bauverpflichtungen aus Investitionszuschussverfahren. Hierfür ist für einen Betrag i. H. v. TEUR 39 (i. VJ.: TEUR 39) als Bankbürgschaft hinterlegt worden, für den die Wahrscheinlichkeit der Inanspruchnahme kleiner 50 %, jedoch nicht unwahrscheinlich ist.
Die Vergütung der Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen umfasst:
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Kurzfristig fällige Leistungen | 625 | 527 |
| Gesamt | 625 | 527 |
Die Vergütung für die bestehenden Mitglieder des Managements betrug für das Jahr 2023 TEUR 625 (i. VJ.: TEUR 527) für seine Funktionen im Konzern (mittelbar und unmittelbar).
Die Vorstandsmitglieder verfügen über 2,2 % der Stimmrechtsanteile des Unternehmens am Tag der Veröffentlichung. Der zusammengefasste Wert der Geschäftsvorfälle und der ausstehenden Salden in Zusammenhang mit Mitgliedern des Managements in Schlüsselpositionen und Unternehmen, über die sie die Beherrschung oder maßgeblichen Einflüsse haben, waren wie folgt:
| Geschäftsvorfall | Werte der Geschäftsvorfälle | Salden ausstehend zum 31. Dezember | |
|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | ||
| Dienstleistung (*) | 1 | 69 | |
| Fremdleistung (**) | - | - |
() der Konzern erbringt Buchführungsdienstleistungen für eine Gesellschaft eines Vorstands des Konzerns.
(*) Ein Vorstand stellte dem Konzern mittelbar über eine Gesellschaft im Geschäftsjahr eine Mitarbeiterin zur Verfügung. Diese Transaktion wurde als Fremdleistung in den betrieblichen Aufwendungen erfasst und hier separat dargestellt. Die Überlassung von Mitarbeitern wird zu Marktwerten abgegolten.
Es gab weder im Berichtszeitraum noch im Vorjahreszeitraum Geschäftsvorfälle oder ausstehende Salden aus solchen Geschäftsvorfällen im Zusammenhang mit Mitgliedern des Aufsichtsrats oder Unternehmen, über die sie die Beherrschung oder maßgeblichen Einflüsse haben.
| in TEUR | Viriflux BV | Zweite Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG |
|---|---|---|
| Verkauf von Dienstleistungen | 1 | 3 |
| Sonstiger betrieblicher Ertrag | - | - |
Im Berichtszeitraum gab es keine Geschäftsvorfälle mit sonstigen nahestehenden Personen.
Am 27. November hat der Vorstand der 7C Solarparken mit Zustimmung des Aufsichtsrats der Gesellschaft beschlossen, einen Rückkauf von bis zu 1.666.666 Aktien der Gesellschaft zu einem Gesamtkaufpreis (ohne Erwerbsnebenkosten) von bis zu EUR 6,0 Mio. über die Börse durchzuführen. Der Aktienrückkauf erfolgt auf der Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung der Gesellschaft vom 17. Juli 2020. Die Aktienrückkäufe sollten zu einem Kursniveau von maximal EUR 3,60 je Aktie durchgeführt werden. Das Rückkaufprogramm wurde am 28. November 2023 begonnen und sollte am 28. Februar 2024 enden. An diesem Tag hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrats jedoch das Aktienrückkaufprogramm bis zum Ablauf des 29. März 2024 verlängert. Im Zuge dessen wurde das maximale Kursniveau ab dem 28 Februar auf EUR 3,30 je Aktie gesenkt. Am 19. März 2024 konnte der Konzern die erfolgreiche und vorzeitige Beendigung des Aktienrückkaufprogramms 2023 vermelden. Im Gesamtzeitraum des Aktienrückkaufs vom 28. November 2023 bis einschließlich 19. März 2024 wurden insgesamt Stück 1.666.666 Aktien erworben. Dies entspricht 2,0 % des Grundkapitals. Der gerundete, an der Börse gezahlte Kaufpreis betrug durchschnittlich EUR 3,39 je Aktie. Insgesamt wurden Aktien zu einem Gesamtkaufpreis von EUR 5.648.826,07 zurückgekauft (ohne Erwerbsnebenkosten).
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Abschlussprüfungsleistungen | 206 | 199 |
| Andere Bestätigungsleistungen | 4 | 9 |
| Sonstige Leistungen | 0 | 9 |
| Gesamt | 210 | 217 |
Das vom Abschlussprüfer für das Geschäftsjahr berechnete Honorar für Abschlussprüfungsleistungen zum 31. Dezember 2023 betragen insgesamt TEUR 206 (i. VJ.: TEUR 199). Neben den vorgenannten Abschlussprüfungsleistungen sind weitere Aufwendungen i. H. v. TEUR 4 (i. VJ.: TEUR 9) für andere Bestätigungsleistungen des Abschlussprüfers berücksichtigt.
Die Entsprechungserklärung zum Corporate Governance Kodex gemäß § 161 AktG wurde abgegeben und den Aktionären auf der Website der Gesellschaft (https://www.solarparken.com/entsprechenserklaerung.php) dauerhaft öffentlich zugänglich gemacht. Für genauere Angaben wird auf den Corporate Governance Bericht des Geschäftsberichtes verwiesen.
Im Jahr 2023 beschäftigte der Konzern durchschnittlich 23 Mitarbeiter (i. VJ.: 24), zum 31. Dezember 2023 waren 19 Mitarbeiter (i. VJ.: 23) im Konzern tätig.
7C Solarparken wendet die Grundsätze des Framework sowie alle zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2023 durch die EU im Rahmen des Endorsement übernommenen und verpflichtend anzuwendenden IFRS des International Accounting Standards Board (IASB) sowie die verpflichtend anzuwendenden Auslegungsregeln des International Financial Reporting Interpretations Committee des IASB (IFRIC) an.
Die folgenden neuen Standards und Interpretationen bzw. Änderungen von bestehenden Standards und Interpretationen waren für das Geschäftsjahr 2023 erstmalig anzuwenden:
| Standard (veröffentlicht am) | Anzuwenden für Geschäftsjahre, die am oder nach beginnen | Inhalt und Bedeutung | Auswirkung |
|---|---|---|---|
| IAS 1 (1. Januar 2023) | 1. Januar 2023 | Einstufung von Verbindlichkeiten als kurz bzw. langfristig | unwesentlich |
| IFRS 17 (1. Januar 2023) | 1. Januar 2023 | IFRS 17 Versicherungsverträge | unwesentlich |
| IAS 8 (1. Januar 2023) | 1. Januar 2023 | Definition von Schätzungen | unwesentlich |
| IAS 12 (1. Januar 2023) | 1. Januar 2023 | Latente Steuern in Zusammenhang mit Vermögenswerten und Schulden aus einer einzigen Transaktion | unwesentlich |
Die Änderungen hatten keinen wesentlichen Einfluss auf die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des vorliegenden Konzernabschlusses.
Das IASB hat folgende, aus heutiger Sicht grundsätzlich relevante, neue beziehungsweise geänderte Standards verabschiedet. Da diese Standards jedoch noch nicht verpflichtend anzuwenden sind beziehungsweise eine Übernahme durch die EU zum Teil noch aussteht, hat 7C Solarparken diese Standards im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2023 nicht angewendet. Die neuen Standards beziehungsweise Änderungen von bestehenden Standards sind für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem jeweiligen Zeitpunkt des Inkrafttretens beginnen. Eine vorzeitige Anwendung erfolgt für gewöhnlich nicht, auch wenn einzelne Standards dies zulassen.
| Standard (veröffentlicht am) | Anzuwenden für Geschäftsjahre, die am oder nach beginnen | Inhalt und Bedeutung |
|---|---|---|
| IAS 1 (1. Januar 2024) | 1. Januar 2024 | Langfristige Schulden mit Nebenbedingungen - Klassifizierung von Schulden als kurz- bzw langfristig |
| IFRS 16 (1. Januar 2024) | 1. Januar 2024 | Leasingverbindlichkeiten aus einer Sale-and-lease-back-Transaktion |
| IAS 7 & IFRS 17 (1. Januar 2024) | 1. Januar 2024 | Lieferantenfinanzierungsvereinbarungen |
| IAS 21 (1. Januar 2025) | 1. Januar 2025 | Fehlende Umtauschbarkeit |
Der Konzern erwartet keine wesentlichen Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns.
Bayreuth, 27. März 2024
Steven De Proost
Vorstandsvorsitzender (CEO)
Koen Boriau
Finanzvorstand (CFO)
„Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahresabschluss bzw. der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft bzw. des Konzerns vermittelt und dass im zusammengefassten Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses sowie die Lage der Gesellschaft bzw. des Konzerns so dargestellt werden, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird und die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der Gesellschaft bzw. des Konzerns beschrieben sind.“
Bayreuth, 27. März 2024
Steven De Proost
Vorstandsvorsitzender (CEO)
Koen Boriau
Finanzvorstand (CFO)
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