Annual Report (ESEF) • Apr 9, 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. Angesichts der langfristigen planbaren Cashflows sind die Solar- und Windparks der Gesellschaft grundsätzlich in einem Verhältnis von 35 % Eigenkapital und 65 % Fremdkapital finanziert. Dadurch, dass rechtlich unabhängige Projektgesellschaften (Special Purpose Vehicles oder kurz: SPVs) die Solar- und Windparks erwerben und betreiben, ergibt sich eine Risikostreuung und damit Risikominimierung für den Konzern.
Der Konzern verfügt auch über ein eigenes Projektentwicklungsgeschäft in den beiden großen Märkten Deutschland und Belgien. Die Aufgaben der Projektentwicklung bestehen im Wesentlichen darin, neue PV-Projektansätze bis zur Baureife zu bringen. Insbesondere die Identifizierung von geeigneten Flächen, die Vereinbarung von Pacht-/ Nutzungs- und Gestattungsverträgen, die Bauplanung und -genehmigung sowie der Netzanschluss sind Inhalte der Projektentwicklung. Darüber hinaus gehört auch die Auswahl des Generalunternehmers für den Bau der Anlage zu den Aufgaben des Projektentwicklungsteams. Bei den Anlagen, deren Einspeisetarif durch das Ausschreibungsverfahren nach der Freiflächenanlagenausschreibungsverordnung (FFAV) vergeben werden, gehört die Angebotsvorbereitung ebenso zu den Aufgaben der Projektentwicklung. In Belgien ist auch das Verhandeln von Strompreisen mit potenziellen Stromkunden, sowohl für die Stromlieferung von Kunden vor Ort als auch über das öffentliche Netz, in Stromabnahme- oder PPA-Verträgen (vom englischen Power Purchase Agreements) Teil des Projektentwicklungsgeschäfts. 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) |
|---|
| Deutschland: 380 |
| Bayern: 153 |
| Sachsen-Anhalt: 60 |
| Mecklenburg-Vorpommern: 37 |
| Belgien: 58 |
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 geringen 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. Dadurch werden pro Jahr rund 56.000 Tonnen CO2 eingespart.
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.# Anhang zum Konzernabschluss
1. Erfüllungsgehilfen
Zur Erfüllung seiner Verpflichtungen bedient sich der Konzern qualifizierter Erfüllungsgehilfen. Soweit die Erfüllungsgehilfen nicht selbst Verbraucher sind, ist deren Auswahl vor dem Hintergrund der Erfüllung der nachfolgenden Punkte im Bereich der Direktvermarktung sowie im Bereich des Redispatch 2.0 von besonderer Bedeutung.
2. Allgemeines zur Direktvermarktung
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.
Strompreisswap-Vereinbarung des deutschen Anlagenportfolios für die Geschäftsjahre 2022-2024
| 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 |
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 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.
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).# ENTWICKLUNG DER DEUTSCHEN STROMNACHFRAGE
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.
| NETTOSTROMPRODUKTION (TWh) | 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. 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.
Ölpreis (Brent Crude) in USD pro Fass 2019-2023 (Terminpreis zum 31.12.2023)
Quelle: trading economics
Steinkohle in USD per metrischer Tonne 2019-2023 (Terminpreis zum 28.02.2024)
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.
Europäischer Gaspreis (TTF) in EUR per MWh 2020-2024 (Terminpreis zum 31.12.2023)
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.
CO2-Preis in EUR per metrischer Tonne 2020-2023 (Terminpreis zum 31.12.2023)
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.
Preisbildung am deutschen Strommarkt
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.
EEX-Strompreis in EUR per MWh 2020-2023
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)
Quelle: 7C Solarparken – eigene Darstellung
Es wird eine Solaranlage dargestellt mit einem anzulegenden Wert i. H. v. 70 EUR/MWh in einem Monat mit einem durchschnittlichen Marktpreis für Solarstrom i. H. v. 249 EUR/MWh wie im Dezember 2022. Es wird vereinfachend davon ausgegangen, dass in Belgien und Deutschland derselbe Marktpreis vorherrscht. Es wird weiterhin vereinfachend davon ausgegangen, dass in jeder Stunde des Beispielmonats der durchschnittliche Marktpreis gilt.
In Belgien wurde dafür gestimmt, eine Abschöpfung der Strompreise für Solaranlagen mit einer Leistung größer als 1 MW vorzunehmen. Die Abschöpfung betrifft lediglich den Teil der Stromerzeugung, welcher ins Netz eingespeist wird. Der Produktionsanteil, welcher mit einem Stromverkaufsvertrag (PPA) on-site, d. h., ohne über das öffentliche Netz transportiert zu werden, dem Kunden geliefert wird, ist von der Abschöpfung nicht betroffen. Die belgische Strompreisabschöpfung lässt ebenfalls Grünstromzertifikate, insofern die jeweilige Solaranlage, solche erfolgswirksam vereinnahmt, außer Betracht. Die Strompreisobergrenze wurde auf 130 EUR/MWh festgelegt. Dabei werden die Umsatzerlöse der Einspeisung, welche oberhalb dieser Grenze verkauft wird, rückwirkend ab dem 1. August 2022 bis zur Strompreisobergrenze abgeschöpft. Die Strompreisabschöpfung sollte in Belgien bis zum 30. Juni 2023 gelten.
In Deutschland hat man auf eine solche rückwirkende Anwendung verzichtet; und so wurde die Strompreisabschöpfung ab dem 1. Dezember 2022 eingeführt, ebenfalls für Solar- und Windkraftanlagen mit einer Leistung größer als 1 MW. Im Gegensatz zu Belgien wird nicht eine allgemeine Strompreisobergrenze eingeführt, sondern ein anlagenspezifischer bzw. technologiespezifischer Maximalpreis, welcher nur sicherstellen soll, dass Zufallsgewinne abgeschöpft werden. Grundsätzlich wird davon ausgegangen, dass Zufallsgewinne vorliegen, wenn die Erlöse am Strommarkt über einem technologiespezifischen Referenzwert liegen, der die typischen variablen und fixen Kosten der Stromerzeugung abbildet. Über auskömmliche Sicherheitszuschläge wird sichergestellt, dass ausschließlich Zufallsgewinne abgeschöpft werden, nicht aber der in normalen Zeiten vielleicht zu erwartende „Standardgewinn“. Von den verbleibenden Zufallsgewinnen werden 90 % abgeschöpft.
Bezogen auf den Konzern bedeutet dies, dass der Maximalpreis wie folgt anlagenspezifisch berechnet wird: Es wird auf den sogenannten anzulegenden Wert aufgesetzt, dies bedeutet die Einspeisevergütung bzw. den Ausschreibungstarif einer Solar- oder Windkraftanlage. Dieser anzulegende Wert wird im Regelfall erhöht mit einer Sicherheitsmarge von 30 EUR/MWh sowie einer Direktvermarktungskostenerstattung i. H. v. gerundet 6 % des jeweiligen durchschnittlichen Marktpreises. Diese Berechnungsmethodik führt dazu, dass es nur zu einer Strompreisabschöpfung kommt, sofern der Marktpreis für Solar- bzw.Windstrom höher liegt als die gesetzliche Förderung zuzüglich der Sicherheitsmarge und der Direktvermarktungskostenerstattung. Die Strompreisabschöpfung sollte in Deutschland bis zum 30. Juni 2023 gelten, wurde jedoch verlängerbar bis 30. April 2024. Im Geschäftsjahr 2023 hat sich herausgestellt, dass in beiden Ländern die Strompreisabschöpfung bis zum 30. Juni 2023 galt. Insgesamt hat sich im Berichtsjahr eine Strompreisabschöpfung i. H. v. EUR 0,1 Mio. (i. VJ.: EUR 0,7 Mio.) mindernd auf die Umsatzerlöse ausgewirkt.
Die Verringerung der Einspeisevergütungen und Ausschreibungstarife (siehe nachfolgende Grafik) korrelierte in der Vergangenheit mit der Entwicklung der Systempreise. Etwa seit Anfang 2021 verteuern sich die Systempreise jedoch (vgl. Abschnitt Entwicklung der Systempreise). Mit Vorlage des Osterpaketes der Bundesregierung und dessen Umsetzung im neuen EEG 2023 stiegen auch die Tarife für die Einspeisung von regenerativ erzeugtem Strom erstmalig wieder an (siehe Abschnitt EEG-Novelle 2023 und Solarpaket 1). Dies ist mit Blick auf den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien als positiv zu bewerten.
Entwicklung der deutschen Einpeisevergütungen und Ausschreibungstarife 2000-2024
Quelle: Fraunhofer Institut
Oberhalb von 1 MWp haben Betreiber von deutschen Solaranlagen als Alternative einen Einspeisepreis über Stromabnahmeverträge (englisch: Power Purchase Agreements oder PPAs), also mittel- oder langfristige Festpreis-Abnahmeverträge mit einem Netzbetreiber oder Energiehändler, zu sichern. Große Freiflächenanlagen, die ihren Strom in das Netz einspeisen, die die Obergrenze für die Leistung von 20 MWp zur Teilnahme an der Ausschreibung überschreiten, sind für die mittel- bis langfristigen Sicherung eines Strompreises auf den Abschluss eines PPAs angewiesen. Da sich die festgelegten Preise in den PPAs an den Strommarktpreisen orientieren, wurden sie mit sinkenden Strompreisen im Geschäftsjahr 2023 unattraktiver (siehe nachfolgende Grafik). Am Ende vom Berichtszeitraum lag der PPA-Preis für 10-jährige Verträge noch um die EUR 60/MWh, ungefähr die Hälfte vom Preis zum Ende des Vorjahres. Im Erstellungszeitraum ist dieser PPA-Preis noch weiter gefallen, sodass er am Tag der Veröffentlichung ca. EUR 50 / MWh beträgt
Entwicklung der PPA Strompreisverträge mit einer Laufzeit von 10 Jahren [November 2023]
Quelle: Enervis
Langfristige Stromverträge mit dem Kunden vor Ort eröffnen sich auch als neue Möglichkeit für Dachanlagen. Solche Kunden können z. B. Unternehmen sein, die für ihre Produktion direkt grünen Strom vor Ort abnehmen können. Auch die Abschaffung der EEG-Umlage infolge des Inkrafttretens der EEG-Novelle 2023 hilft dabei, ein solches Stromvermarktungsmodell, wie der Konzern es bereits aus dem belgischen Markt kennt, in Deutschland zu etablieren, denn bisher musste auch auf derart gelieferten Strom die EEG-Umlage entrichtet werden.
Mit dem Ziel, den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen und die Abhängigkeit von Drittstaaten bei der Energieversorgung zu reduzieren, hat die Bundesregierung im Frühjahr 2022 das sogenannte Osterpaket vorgelegt und daraus eine Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2023) entwickelt. Die Regelungen des am 8. Juli 2022 vom Bundesrat genehmigten und Ende Juli 2022 im Bundesgesetzblatt veröffentlichten Gesetzes wurden am 21. Dezember 2022 unter Gesichtspunkt der europäischen Beihilfegenehmigung von der Europäischen Kommission genehmigt und traten zum 1. Januar 2023 in Kraft. Das grundlegend und umfassend überarbeitete EEG 2023 richtet die Klima-, Energie- und Wirtschaftspolitik auf den 1,5-Grad-Klimaschutz-Pfad aus und ändert flankierend zahlreiche andere Gesetze. Insbesondere folgende in der Gesetzesnovelle beschlossenen Ziele und Maßnahmen werden aus Sicht des Konzerns wesentliche Auswirkungen auf den Sektor und den Konzern haben:
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 mit Bezug auf Freiflächenanlagen:
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.
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 | ||
|---|---|---|
| 2023 | ||
| 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.
Umsatz 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.# Finanzlage und Kapitalflussrechnung
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. Die einzelnen Zahlungsmittelzu- bzw. abflüsse stellten sich wie folgt dar:
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.).
Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit betrug minus EUR 44,2 Mio. (i. VJ.: minus EUR 31,5 Mio.) und resultierte im Wesentlichen aus der Anlage von Zahlungsmitteln auf Festgeldkonten (EUR 18,3 Mio.), dem Nettozahlungsmittelabfluss für die Investitionen in Sachanlagen (EUR 10,8 Mio.) und für den Erwerb von Tochterunternehmen (EUR 5,5 Mio.). Des Weiteren wurden Anzahlungen auf Solaranlagen im Bau (EUR 10,7 Mio.) sowie Investitionen in Finanzanlagen (EUR 0,7 Mio.) getätigt. Gegenläufig haben sich der Verkauf von Sachanlagen (EUR 1,4 Mio.) sowie die erhaltenen Zinsen (EUR 0,4 Mio.) ausgewirkt.
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) | |
| 1. Umsatzerlöse | 4787 |
| 2. Sonstige betriebliche Erträge | 553 |
| 3. = Gesamtleistung | 5341 |
| 4. Materialaufwand | |
| a) Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe | -143 |
| b) Aufwendungen für bezogene Leistungen | -2149 |
| 5. |
a) Löhne und Gehälter -551
b) Soziale Abgaben -83
-1.838
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 57,0 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. 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 | VERGANGENE / 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.# Risikomanagement
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.
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.
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.
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.
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.
Aufgrund der Fokussierung auf das Wind- und Solarkraftwerksgeschäft entstehen die Forderungen fast hauptsächlich auf Basis der Gesetze in den jeweiligen Ländern aber zunehmend auch aus Verträgen mit Direktvermarktern und Stromkunden. Daraus folgt, dass die Zahlungsrisiken aus Lieferungen und Leistungen von der Bonität der Stromnetzbetreiber sowie der Direktvermarkter und Stromkunden abhängen. Es ist nur selten zu einem Zahlungsausfall gekommen. Es besteht für 7C Solarparken also ein marktübliches Zahlungsrisiko aus Lieferungen und Leistungen oder aus finanziellen Forderungen. Ein verspätetes Begleichen offener Forderungen bzw. deren Ausfall hätte negative Auswirkungen auf den Cashflow der Gesellschaft. Daher werden alle Kunden, die mit 7C Solarparken Geschäfte abschließen möchten, vorab einer detaillierten Bonitätsprüfung unterzogen. Das Zahlungsrisiko verbunden mit Direktvermarktern und Stromkunden wird durch die gezielte vertragliche Vergabe von Bank-, Konzernbürgschaften oder Patronatserklärungen gemanagt. Die Forderungsbestände werden laufend überwacht.
7C Solarparken betreibt Wind- und Solaranlagen meistens über Projektgesellschaften, deren bestehende langfristige Fremdfinanzierungen gemäß Tilgungsplan bedient werden. Die Verfügbarkeit von Projektfinanzierungen ist für den Ankauf von Neuprojekten von wesentlicher Bedeutung. Darüber hinaus sollen die Bedingungen, zu denen neue Projektfinanzierungen festgelegt werden können, ausreichend attraktiv sein, um die Umsetzung von Neuprojekten zu erlauben. Insofern ist das Wachstum von 7C Solarparken und die Erreichung der Zielsetzungen aus dem Geschäftsplan 2021-2024 von dieser Verfügbarkeit sowie attraktiven Konditionen abhängig. Für bestehende Projektfinanzierungen müssen finanzielle Covenants (Auflagen) beachtet werden, um eine vorzeitige Rückzahlung der Darlehen zu vermeiden.
7C Solarparken ist teilweise abhängig von der Stimmung am Kapitalmarkt und der Wahrnehmung der Investoren bezüglich des Eigenkapitals des Konzerns. Hauptsächlich verlangen institutionelle Investoren von Unternehmen eine gewisse Stabilität, ausreichende Marktkapitalisierung und tägliche Verfügbarkeit an der Börse. Sollte das Unternehmen keine neuen Investoren akquirieren können, wird 7C Solarparken nicht in der Lage sein, analog dem Marktstandard zweistellig zu wachsen.
7C Solarparken ist grundsätzlich nur sehr beschränkt Preisrisiken am Strommarkt ausgesetzt. Dies hängt einerseits damit zusammen, dass das deutsche Portfolio (87% des Gesamtportfolios) fast ausschließlich mit festen Einspeisetarifen vergütet wird, während beim belgischen Portfolio (13% des Gesamtportfolios) etwa die Hälfte des erzeugten Stroms zu einem festen Strompreis für den Vorortverbrauch an Gebäudenutzer verkauft wird. Wie bereits im Abschnitt „Vermarktungsmodel des belgischen Anlagenportolios“ erläutert wurde, stellen höhere Strompreise insbesondere hinsichtlich der jüngeren Solaranlagen eine Chance für den Konzern dar, da man den Höchstpreis zwischen dem Strompreis und der Einspeisevergütung erwirtschaften kann.Entsprechend stellt eine (längere) Flaute in den Strompreisen aber auch den Verlust dieser Chance (und somit ein Risiko) dar. Der Konzern schätzt, dass jeder Rückgang des Marktwert Solar um EUR 5/MWh einen negativen Einfluss auf das EBITDA i. H. v. EUR 1,0 Mio. hat. Dabei wird das EBITDA, welches im Falle der Anwendung des jeweiligen Einspeisevergütungssatzes unter Annahme eines Marktwert Solar von EUR 0/MWh erwirtschaftet werden kann auf EUR 55,0 Mio. geschätzt. Der Konzern versucht dieses Risiko zu senken, indem er sich einerseits z. B. durch den opportunistischen Abschluss von Strompreisswap-Vereinbarungen einen Strompreis oberhalb der Einspeisevergütung und andererseits durch den Abschluss von langfristigen Verträgen einen festen Strompreis durch den Verkauf von Strom für den Vorortverbrauch eines Gebäudenutzers sichert.
Erweiterung des Anteils an erneuerbaren Energien auf dem Strommarkt: der Anteil der erneuerbaren Energien in der Nettostromproduktion in Deutschland lag im Geschäftsjahr 2023 bei 59 %, was eine Steigerung von 9,5 Prozentpunkte bedeutet im Vergleich zum Vorjahr. Grundsätzlich kann der Anstieg des Anteils an erneuerbaren Energien im Strommix sowohl durch den (künftigen) Ausbau von erneuerbaren Energien als auch durch die Abnahme der Gesamtstromnachfrage ausgelöst werden. Da es sich bei erneuerbaren Energien um sogenannte inframarginale Technologien handelt (vgl. Abschnitt „Preisbildung – wie kommt der Strompreis zustande?), führt der Anstieg des Anteils an erneuerbaren Energien über das System des Merit Orders generell zu geringeren Beräumungspreisen auf dem Strommarkt, also auch zu einem Absenken des Markwerts Solar. Der Marktwert Solar ist der mit dem Volumenanteil des Solarstroms an der Gesamtstromerzeugung gewichtete Strompreis. Es ist dieser Preis, welcher die Grundlage für die Abrechnung des direktvermarkteten Stroms von Solaranlagen (vgl. Vermarktungsmodel des deutschen Anlagenportfolios) bildet. Die Bedeutung dieses Marktwert Solars wurde bereits im vorigen Punkt bezüglich der Preisrisiken am Strommarkt näher erläutert. Der Konzern versucht dieses Risiko zu mindern, indem er sich beim Ausbau des Portfolios auf den Erhalt von Zuschlägen in der Ausschreibung fokussiert, sodass eine langfristige Einspeisevergütung für eine Anlage, angenommen das keine Negativpreise vorherrschen, gesichert werden kann.
Negativpreise: für einen Teil seines Portfolios besteht für den Konzern das Risiko negativer Strompreise auf dem deutschen Markt. Im Allgemeinen treten negative Strompreise auf, wenn ein geringerer Strombedarf mit hoher Produktion aus Solar- und Windparks zusammentreffen. In der Vergangenheit trat ein solches Szenario normalerweise am Wochenende auf und summierte sich auf nicht mehr als 1-2 % der Gesamtstunden pro Jahr. Mittelfristig dürften negative Preise aufgrund der zunehmenden Stromnachfrage durch die Elektrifizierung des Verkehrs und des Heizungssektors seltener werden. Allerdings treten negative Strompreise aufgrund des aktuell gesunkenen Strombedarfs in Deutschland wieder häufiger auf. Deutsche solare Anlagen, die ab 2016 in Betrieb genommen wurden, werden durch einen Mechanismus vergütet, der die Einspeisevergütungen nach 6 aufeinanderfolgenden Stunden negativer Preise auf null senkt (für Anlagen ab Inbetriebnahmedatum 1. Januar 2021 nach 4 Stunden, für Anlagen ab Inbetriebnahmedatum 2027 sogar nach 1 Stunde). Vor 2016 in Betrieb genommene Anlagen bleiben von negativen Preisen unberührt. 2023 hat der Konzern etwa EUR 0,1 Mio. Ertragseinbußen durch die Negativpreisregel erlitten. Der Vorstand geht davon aus, dass sich das Risiko auch 2024 maximal in dieser Größenordnung bewegt. Der Konzern ist aufgrund seiner ungeordneten Bedeutung im gesamten Strommarkt nicht in der Lage das Risiko auf Negativpreise zu verringern. Der Konzern geht somit dieses Risiko ein. Dabei soll bemerkt werden, dass das Vorkommen von Negativpreisen über längeren Zeiträumen die Investitionen in neuen (erneuerbaren) Erzeugungskapazität ausbremsen wird.
Witterungsverhältnisse: Die Witterungsverhältnisse haben einen unmittelbaren Einfluss auf die PV/Wind-Stromproduktion der eigenen Anlagen. Darüber hinaus können starker Schneefall oder Sturm zu Schäden an den Solaranlagen führen. Dies kann Einfluss auf die Liquiditätslage des Unternehmens haben. Obwohl die jährliche Schwankung bei der Sonneneinstrahlung für Solaranlagen bis zu 10 % betragen kann, reduziert sich die Unsicherheit so auf weniger als 2 % über einen Zeitraum von 20 Jahren.
Eventualverbindlichkeiten: Neben den Garantiefällen gibt es auch einige Eventualverbindlichkeiten aus einzelnen umgesetzten Projekten, die in der Vergangenheit von der Konzernmutter, der 7C Solarparken AG (damals: Colexon Energy AG) gebaut und im Rahmen des Risikomanagementprozesses untersucht und bewertet wurden. Im Konzernabschluss wurden diese Eventualverbindlichkeiten i. H. v. EUR 0,2 Mio. in den Rückstellungen weitergeführt.
Vereinzelt übernimmt der Konzern auch weitergehende Aufgaben bei konzerninternen Neubauprojekten, wie z. B. das Design, die Bauüberwachung oder die Auswahl bzw. den Erwerb von Hauptkomponenten (Module; Wechselrichter), um von der Wertschöpfungskette zu profitieren. Daraus können sich neue Risiken ergeben wie z. B. Designfehler, Inkompatibilität und Unzuverlässigkeit von ausgewählten Komponenten sowie Risiken, die in Verbindung mit der Bestellung von Komponenten stehen und die z. B. zu niedrigen Erträgen der gebauten Solaranlagen oder zu höheren Entstehungskosten führen können. Insgesamt schätzt der Vorstand die sich ergebenden Risiken aus diesem Bereich als geringfügig ein.
Mit der Entscheidung für Belgien als zweiten Kernmarkt steigen zukünftig die Aktivitäten und die mit diesem Markt verbundenen Risiken. Insbesondere sind Risiken verbunden mit den Kunden im Hinblick auf Vorortverbrauch und Kreditrisiko hervorzuheben. Während im deutschen Solarmarkt der Strom tendenziell ins Netz eingespeist wird, wird in Belgien ein wesentlicher Anteil des Stroms an den Gebäudebetreiber verkauft, um bessere Bedingungen als am Strommarkt erzielen zu können. 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.# Steuerliche Außenprüfungen:
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. Der Umgang mit diesen Risiken wurde bereits im Risikobericht in den entsprechenden Abschnitten ausführlich behandelt. Die 7C Solarparken verwendet im Bedarfsfall derivative Finanzinstrumente, deren Zweck in der Absicherung gegen Zins- und Marktrisiken besteht. Außerdem wird im Rahmen der Thesaurierungsaktivitäten im beschränkten Umfang Handel mit Wertpapieren und Derivaten betrieben. Eine ausführliche Beschreibung dazu ist im Anhang zum Konzernabschluss zu finden.
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:
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.
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 solche Vereinbarungen bekannt.
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.
BEDINGTES KAPITAL 2022
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 Vorstandes 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 Börsenhandelstagen 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.
Genehmigtes Kapital 2022
Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 12. Juni 2023 hat das genehmigte Kapital 2022 aufgehoben.
Genehmigtes Kapital 2023
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 Koen Boriau
Vorstandsvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO)
| AKTIVA | 31.12.2023 EUR | 31.12.2022 EUR |
|---|---|---|
| A. Anlagevermögen | 74.945.733 | 73.075.275 |
| I. Immaterielle Vermögensgegenstände | 501 | 501 |
| 1. Entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten | 501 | 501 |
| 2. Geleistete Anzahlungen | 0 | 0 |
| II. Sachanlagen | 9.408.538 | 10.215.963 |
| 1. Grundstücke und Gebäude | 1.536.429 | 1.583.747 |
| 2. Solaranlagen | 7.715.175 | 8.471.518 |
| 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 156.934 | 160.698 |
| III. Finanzanlagen | 65.536.694 | 62.858.810 |
| 1. Anteile an verbundenen Unternehmen | 58.754.241 | 58.754.241 |
| 2. Beteiligungen | 6.782.453 | 4.104.570 |
| B. Umlaufvermögen | 176.389.861 | 167.189.923 |
| I. Vorräte | 2.844.382 | 737.897 |
| 1. Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe | 67.420 | 33.149 |
| 2. Fertige Erzeugnisse und Waren | 2.776.961 | 704.748 |
| II. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände | 170.083.345 | 162.313.653 |
| 1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 286.843 | 255.099 |
| 2. Forderungen gegen verbundene Unternehmen | 168.847.504 | 160.590.284 |
| 3. Sonstige Vermögensgegenstände | 948.998 | 1.468.270 |
| III. Wertpapiere | 192.384 | 0 |
| 1. Sonstige Wertpapiere | 192.384 | 0 |
| IV. Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten | 3.269.751 | 4.138.373 |
| C. Rechnungsabgrenzungsposten | 721.139 | 151.981 |
| SUMME AKTIVA | 252.056.733 | 240.417.179 |
| PASSIVA | 31.12.2023 EUR | 31.12.2022 EUR |
|---|---|---|
| A. Eigenkapital | 189.796.300 | 185.760.496 |
| I. Gezeichnetes Kapital | 82.853.383 | 79.847.983 |
| 1. Eigene Anteile | -449.139 | 0 |
| II. Kapitalrücklage | 100.527.752 | 92.765.464 |
| III. Bilanzgewinn | 6.864.304 | 13.147.050 |
| B. Rückstellungen | 2.027.596 | 2.540.178 |
| 1. Steuerrückstellungen | 162.980 | 357.539 |
| 2. Sonstige Rückstellungen | 1.864.616 | 2.182.638 |
| C. Verbindlichkeiten | 60.209.656 | 52.066.077 |
| 1. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten | 50.748.778 | 50.088.140 |
| 2. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 143.381 | 475.724 |
| 3. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen | 1.830.546 | 656.012 |
| 4. Sonstige Verbindlichkeiten | 7.486.950 | 846.200 |
| davon aus Steuern EUR 7.251 (i.VJ. EUR 16.519) | ||
| davon im Rahmen der sozialen Sicherheit EUR 1.879 (i.VJ. EUR 2.586) | ||
| D. Rechnungsabgrenzungsposten | 23.181 | 50.428 |
| SUMME PASSIVA | 252.056.733 | 240.417.179 |
| 2023 EUR | 2022 EUR | |
|---|---|---|
| 1. Umsatzerlöse | 4.787.372 | 10.205.205 |
| 2. Sonstige betriebliche Erträge | 553.496 | 760.585 |
| = Umsatz | 5.663.698 | 10.965.791 |
| 3. Materialaufwand | ||
| a) Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren | 142.951 | 4.137.359 |
| b) Aufwendungen für bezogene Leistungen | 2.149.348 | 1.185.152 |
| 2.292.299 | 5.322.511 | |
| 4. Personalaufwand | ||
| a) Löhne und Gehälter | 550.614 | 786.073 |
| b) Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung | 82.556 | 104.357 |
| davon für Altersversorgung TEUR 6 (i.VJ. TEUR 8) | ||
| 5. Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen | 859.949 | 926.299 |
| 6. Sonstige betriebliche Aufwendungen | 1.837.842 | 1.569.124 |
| 7. Erträge aus Beteiligungen | 740.733 | 725.890 |
| davon aus verbundenen Unternehmen TEUR 303 (i.VJ. TEUR 450) | ||
| 8. Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge | 5.337.304 | 4.821.032 |
| davon aus verbundenen Unternehmen TEUR 5.335 (i.VJ. TEUR 4.821) | ||
| 9. Zinsen und ähnliche Aufwendungen | 1.696.566 | 1.214.140 |
| davon aus verbundenen Unternehmen TEUR 66 (i.VJ. TEUR 0) | ||
| 10. Steuern vom Einkommen und vom Ertrag | 432.261 | 621.666 |
| 11. Ergebnis nach Steuern | 3.666.818 | 5.968.543 |
| 12. Sonstige Steuern | 7.805 | 8.397 |
| 13. Jahresüberschuss | 3.659.013 | 5.960.145 |
| 14. Gewinnvortrag | 3.205.292 | 4.791.465 |
| 15. Entnahme aus der Kapitalrücklage gem. §272 Abs. 2 Nr. 4 HGB | - | -2.395.439 |
| 16. Bilanzgewinn | 6.864.304 | 13.147.050 |
Die 7C Solarparken AG ist eine große Kapitalgesellschaft im Sinne des § 267 Abs. 3 S.2 HGB i. V. m. § 264d HGB. Der Jahresabschluss für das Geschäftsjahr 2023 wurde nach den gesetzlichen Vorschriften des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB) sowie den Vorschriften des deutschen Aktiengesetzes (AktG) aufgestellt. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt worden. Das Geschäftsjahr ist das Kalenderjahr. Der Jahresabschluss wurde unter der Annahme der Unternehmensfortführung aufgestellt. Die Gesellschaft hat Ihren Sitz in Bayreuth und ist im Handelsregister des Amtsgerichts Bayreuth in der Abteilung B mit der Handelsregisternummer 6106 eingetragen. Für die Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung wird das gesetzliche Gliederungsschema angewendet. Zur besseren Verständlichkeit und Klarheit des Jahresabschlusses wurde innerhalb des Anlagevermögens das Gliederungsschema des § 266 Abs. 2.A II bzw. Abs. 3.B Nr. 3 HGB erweitert um die Posten Solaranlagen
Die bestehenden Ansatz- und Bewertungsvorschriften wurden stetig ausgeübt. Das Prinzip der Darstellungsstetigkeit wurde beachtet. Für die Aufstellung des Jahresabschlusses waren die Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, gegenüber dem Vorjahr unverändert.
Die immateriellen Vermögensgegenstände werden zu Anschaffungskosten, vermindert um planmäßige, nutzungsbedingte und ggf. außerplanmäßige Abschreibungen angesetzt. Die planmäßigen Abschreibungen erfolgen nach der linearen Methode über eine Nutzungsdauer von in der Regel 3 bis 5 Jahren.
Die bilanzierten Vermögensgegenstände des Sachanlagevermögens werden mit den Anschaffungskosten, vermindert um planmäßige, lineare Abschreibungen entsprechend der voraussichtlichen wirtschaftlichen Nutzungsdauer, aktiviert. Soweit erforderlich, werden auch außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen. Den planmäßigen Abschreibungen des Sachanlagevermögens liegen im Wesentlichen Nutzungsdauern zwischen 3 bis 33 Jahren zu Grunde.
Die Finanzanlagen werden zu Anschaffungskosten bzw. zu dem am Bilanzstichtag niedrigeren beizulegenden Wert angesetzt. Bei Wegfall der Gründe für die Abschreibungen werden entsprechende Zuschreibungen vorgenommen.
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie fertige Erzeugnisse und Waren werden mit ihren Anschaffungskosten oder mit dem niedrigeren beizulegenden Wert am Bilanzstichtag bewertet. Alle erkennbaren Risiken im Vorratsvermögen, die sich aus überdurchschnittlicher Lagerdauer, geminderter Verwertbarkeit und niedrigeren Wiederbeschaffungskosten ergeben, sind durch angemessene Wertberichtigungen berücksichtigt. Geleistete Anzahlungen auf Vorräte wurden zum Nominalbetrag angesetzt.
Sämtliche Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert angesetzt. Allen risikobehafteten Posten ist durch die Bildung angemessener Einzelwertberichtigungen Rechnung getragen; das allgemeine Kreditrisiko ist durch pauschale Abschläge berücksichtigt. Die Pauschalwertberichtigung auf nicht einzelwertberichtigte Nettoforderungen wird in Höhe von einem Prozent vorgenommen.
Die Wertpapiere des Umlaufvermögens sind mit den Anschaffungskosten oder den niedrigeren beizulegenden Zeitwerten angesetzt.
Die Bilanzierung der laufenden Bankguthaben und der Kassenbestände (Zahlungsmittel bzw. liquide Mittel) erfolgt mit dem jeweiligen Nennbetrag.
Als Rechnungsabgrenzungsposten werden auf der Aktivseite der Bilanz Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, sofern sie Aufwand für eine bestimmte Zeit nach diesem Tag darstellen.
Das Eigenkapital wird zum Nennbetrag bilanziert. Es besteht aus dem gezeichneten Kapital, der Kapitalrücklage, aufgeteilt in die Kapitalrücklage gem. § 272 Abs 2 Nr. 1, § 272 Abs. 2 Nr. 2 und Nr. 4 HGB, sowie dem Bilanzgewinn.
Die Rückstellungen berücksichtigen alle erkennbaren Risiken und sonstigen Verpflichtungen und werden mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden ihrer Restlaufzeit entsprechend mit dem durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre abgezinst. Es wurden Rückstellungen für Gewährleistungen gebildet, die ehemaligen Kunden eingeräumt wurden. Die tatsächliche Inanspruchnahme war zum Zeitpunkt der Umsatzrealisierung und der Erstellung des Abschlusses nicht präzise zu prognostizieren und basiert demnach auf einer Schätzung. Für diese Schätzung wurden Annahmen getroffen, die die Höhe dieser Rückstellungen beeinflussen. Prozessrisiken, bekannte und vermutete Mängel sowie sich künftig verändernde Produktivität, Materialien und Personalkosten sowie Qualitätsverbesserungsprogramme haben Einfluss auf diese Schätzung. Die Schätzungen werden einzelfallbezogen vorgenommen. Es wurden voraussichtliche Preissteigerungen von zwei Prozent zugrunde gelegt. Die Gewährleistungsrückstellungen werden in voller Höhe als kurzfristig angesehen, da mit einer Inanspruchnahme aus Gewährleistungen bzw. der Beseitigung der Gewährleistungen in überwiegender Zahl im Laufe des nächsten Geschäftsjahres zu rechnen ist und dies auch aufgrund der hohen Unsicherheit über das zeitliche Profil der Inanspruchnahmen als sachgerecht angesehen wird. Ebenso wurden Rückstellungen für Rückbauverpflichtungen der Photovoltaikanlagen gebildet, für die eine vertragliche Rückbauverpflichtung besteht.
Die Verbindlichkeiten (Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen und sonstige Verbindlichkeiten) sind mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Die ausgegebene Optionsanleihe wurde mit einem unter dem Marktzins liegenden Nominalzins ausgegeben, sodass der Erfüllungsbetrag der Verbindlichkeit höher als der Ausgabebetrag ist. Der im Jahresabschluss angesetzte Erfüllungsbetrag wurde dabei unter zugrunde Legung einer marktüblichen Verzinsung ermittelt. Die Gesellschaft hat Schuldscheindarlehen aufgenommen, welche unter den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten ausgewiesen werden. Der Ausweis der Schuldscheindarlehen erfolgt nach der Nettomethode, demnach wird unter den Verbindlichkeiten der Ausgabebetrag bilanziert.
Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden grundsätzlich mit dem historischen Kurs zum Zeitpunkt der Erstverbuchung erfasst. Langfristige Fremdwährungsforderungen werden zum Devisenbriefkurs bei Entstehung der Forderung oder zum niedrigeren beizulegenden Wert, unter Zugrundelegung des Devisenkassamittelkurses am Abschlussstichtag, angesetzt (Imparitätsprinzip). Kurzfristige Fremdwährungsforderungen (Restlaufzeit von einem Jahr oder weniger) sowie liquide Mittel oder andere kurzfristige Vermögensgegenstände in Fremdwährungen werden gemäß 256a HGB zum Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag umgerechnet.
Im Rahmen der Aufstellung des Jahresabschlusses wurden Annahmen getroffen und Schätzungen zu Grunde gelegt, die sich auf den Ansatz, den Ausweis und die Bewertung der bilanzierten Vermögensgegenstände, Schulden und Aufwendungen ausgewirkt haben. Die zu Grunde gelegten Annahmen und Schätzungen beziehen sich dabei im Wesentlichen auf die Festlegung der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer langfristiger Vermögensgegenstände und auf die Bewertung von Rückstellungen.
Der Steuersatz für die Berechnung der aktiven latenten Steuern beträgt 28,78 Prozent. Von dem Aktivierungswahlrecht für den Aktivüberhang der aktiven latenten Steuern gemäß § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB wurde kein Gebrauch gemacht. Sachverhalte, die den Ansatz passiver latenter Steuern erfordern, lagen nicht vor.
Derivate Finanzinstrumente werden ausschließlich zu Sicherungszwecken eingesetzt. Bei Vorliegen der Vorrausetzungen werden die Derivaten Finanzinstrumente mit den abgesicherten Grundgeschäften zu Bewertungseinheiten gemäß §254 HGB zusammengefasst. Für die Bilanzierung der Bewertungseinheiten wendet die Gesellschaft die Einfrierungsmethode an, sodass sich ausgleichende positive und negative Wertänderungen nicht erfasst werden.
Die Entwicklung der Gegenstände des Anlagevermögens sind dem beigefügten Anlagenspiegel zu entnehmen.
Anschaffungs- und Herstellungskosten zum 31. Dezember 2023
| Stand Beginn Gj. TEUR | Zugänge TEUR | Abgänge TEUR | Stand 31.12.2023 TEUR | |
|---|---|---|---|---|
| Entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten; | 44 | - | - | 44 |
| Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögengegenstände | - | - | - | 0 |
| Grundstücke und Gebäude | 1.919 | - | - | 1.919 |
| Solaranlagen | 13.399 | - | - | 13.399 |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 636 | 89 | 229 | 496 |
| Solaranlagen im Bau | - | - | - | - |
| Anteile an verbundenen Unternehmen | 58.753 | - | - | 58.754 |
| Beteiligungen | 4.105 | 2.678 | - | 6.782 |
| Gesamt | 78.858 | 2.767 | 229 | 81.394 |
Abschreibungen zum 31. Dezember 2023
| Stand Beginn Gj. TEUR | Zugänge TEUR | Abgänge TEUR | Stand 31.12.2023 TEUR | Buchwert 31.12.2023 TEUR | Buchwert 31.12.2022 TEUR | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten; | 43 | - | - | 44 | 1 | 1 |
| Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögengegenstände | - | - | - | - | - | - |
| Grundstücke und Gebäude | 334 | 47 | - | 382 | 1.535 | 1.584 |
| Solaranlagen | 4.927 | 756 | - | 5.684 | 7.715 | 8.472 |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 476 | 57 | 193 | 339 | 157 | 160 |
| Solaranlagen im Bau | - | - | - | - | - | - |
| Anteile an verbundenen Unternehmen | - | - | - | - | 58.754 | 58.754 |
| Beteiligungen | - | - | - | - | 6.782 | 4.107 |
| Gesamt | 5.780 | 860 | 193 | 6.449 | 74.945 | 73.076 |
Die Finanzanlagen betreffen die in der folgenden Übersicht aufgeführten unmittelbaren und mittelbaren Beteiligungen gemäß § 285 Nr. 11 HGB i.V.m. § 16 Abs. 4 AktG.
Die Vorräte der Gesellschaft betreffen Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe, Handelswaren sowie im Vorjahr geleistete Anzahlungen auf Vorräte. Unter den Handelswaren werden erworbene PV-Module ausgewiesen.
Sämtliche Forderungen aus Lieferungen und Leistungen haben eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr.
Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen sind von EUR 160,6 Mio. im Vorjahr auf EUR 168,8 Mio. gestiegen. Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen betreffen Darlehensforderungen zur Finanzdisposition mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr i.H.v. 147,2 Mio. (VJ: EUR 139,6 Mio.). Darüber hinaus gab es Darlehensforderungen i.H.v. EUR 16,2 Mio. (VJ: EUR 15,8 Mio.) zur Finanzdisposition mit einer Laufzeit bis zu einem Jahr. Ebenso enthalten sind Forderungen aus Beteiligungserträgen i.H.v. EUR 1,3 Mio. (VJ: EUR 1,0 Mio.). Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten zudem EUR 4,2 Mio. (VJ: EUR 4,3 Mio.) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen mit einer Laufzeit bis zu einem Jahr.
Die sonstigen Vermögensgegenstände i.H.v. TEUR 949 haben eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr. Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen, Umsatzsteuererstattungsansprüche i.H.v. TEUR 803.
Die Gesellschaft hat im Berichterstattungszeitraum Wertpapiere i.H.v. TEUR 192 erworben.
Dieser Posten beinhaltet Guthaben bei Kreditinstituten i.H.v. TEUR 3.270 (VJ: TEUR 4.138). Guthaben bei Kreditinstituten i.H.v. TEUR 938 (VJ: TEUR 938) unterliegen Verfügungsbeschränkungen im Zusammenhang mit Vertragserfüllungsbürgschaften oder stellen Projektreservekonten für eigene Solaranlagen dar.
Der aktive Rechnungsabgrenzungsposten enthält ein Disagio in Höhe von TEUR 622, welches mit der Optionsanleihe in Verbindung steht. Dabei handelt es sich um den Unterschiedsbetrag zwischen Erfüllungsbetrag und rechnerischen Ausgabebetrag, welcher als Disagio behandelt wird und über die Laufzeit der Optionsanleihe aufgelöst wird. Es wurden Bearbeitungsentgelte für langfristige Bankfinanzierungen i.H.v. TEUR 50 in den aktiven Rechnungsabgrenzungsposten aktiviert. Dieses Agio wird über die Laufzeit der jeweiligen Bankfinanzierung aufgelöst.
Das gezeichnete Kapital bestand zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2023 aus insgesamt 82.853.383 Aktien mit einem Nennwert von EUR 1,00 je Stückaktie, sodass das Grundkapital der Gesellschaft EUR 82.853.383 betrug. Es gibt eine einheitliche Aktiengattung. Die Entwicklung des gezeichneten Kapitals wird in der folgenden Tabelle dargestellt:
| in TEUR | |
|---|---|
| Gezeichnetes Kapital zum 01.01.2023 | 79.848 |
| Kapitalerhöhung durch Privatplatzierung | 3.000 |
| Kapitalerhöhung durch Optionsausübung | 5 |
| Gezeichnetes Kapital zum 31.12.2023 | 82.853 |
| Nennbetrag der eigenen Anteile | -449 |
Im Berichtsjahr wurde insgesamt eine Kapitalerhöhung durch Privatplatzierung vorgenommen.
* Mit Beschluss des Vorstands am 14.04.2023 und des Aufsichtsrats vom 14.04.2023 wurde eine Barkapitalerhöhung unter Berücksichtigung des gesetzlichen Bezugsrechtes der Aktionäre im Rahmen des genehmigten Kapitals 2022 i.H.v. EUR 3.000.000,00 zu einem Ausgabebetrag von EUR 3,75 je Aktie platziert. Die Barkapitalerhöhung wurde am 14.04.2023 in das Handelsregister eingetragen. Der Betrag von EUR 3.000.000 floss in das gezeichnete Kapital ein, der Differenzbetrag i.H.v. EUR 8.250.000 wurde in die Kapitalrücklage (Siehe 1.2.I Kapitalrücklage) überführt;
Darüber hinaus erhöhte sich das gezeichnete Kapital durch die Ausübung von Optionen aus der Optionsanleihe (vgl 1.1 P) während der zwei Optionsausübungszeiträume im Geschäftsjahr wie folgt:
* Aufgrund der Ausübung von ausgegeben Optionsscheinen erhöhte sich das gezeichnete Kapital insgesamt um EUR 5.400,00. Das Agio i.H.v. EUR 14.202,00 wurde in die Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB (Siehe 1.2.I Kapitalrücklage) überführt;
Der Vorstand hat verschiedene strategische Szenarien für die Gesellschaft erarbeitet und kam zum Ergebnis, dass der Gesellschaft durch den Rückkauf eigener Anteile ein höherer Wert zugeführt werden wird, als durch die Ausgabe neuer Aktien ein beschleunigtes Wachstum zu erzielen. Aus diesen Gründen hat der Vorstand am 27. November 2023 beschlossen, eigene Anteile bis zu einem Betrag von EUR 6,0 Mio. vor dem 28. Februar 2024 zurückzukaufen. Der Höchstpreis für das Aktienrückkaufprogramm wurde auf EUR 3,60 je Aktie festgelegt. Die zurückerworbenen Aktien können zu allen im Ermächtigungsbeschluss der Hauptversammlung vom 17. Juli 2020 vorgesehenen Zwecken verwendet werden. Im Geschäftsjahr 2023 wurden im Zeitraum vom 28. November 2023 bis einschließlich den 29. Dezember 2023 449.139 eigene Anteile erworben, dies entspricht 0,54 % des gezeichneten Kapitals. Im gezeichneten Kapital wurde den Nennbetrag der eigenen Anteile i.H.v. TEUR 449 abgebildet.
Die Kapitalrücklage betrug zum 31. Dezember 2023 EUR 100.528 (VJ: EUR 92.765). Sie ist aufgeteilt gem. § 272 Abs. 2 Nr. 1 und Nr. 4 HGB und entwickelte sich im Berichtsjahr wie folgt:
| in TEUR | |
|---|---|
| Kapitalrücklage zum 01.01.2023 | 92.765 |
| Kapitalerhöhung durch Privatplatzierung | 8.250 |
| Kapitalerhöhung durch Optionsausübung | 14 |
| Kapitalrücklage durch Optionsrecht | 622 |
| Reserve für den Erwerb eigener Anteile | -1.124 |
| Kapitalrücklage zum 31.12.2023 | 100.528 |
Die Zunahme bestand aus dem Emissionsagio der Privatplatzierung i.H.v. EUR 8.250.000,00 sowie aus den Ausübungen der Optionen i.H.v. EUR 14.2020,00 Schließlich hat die Gesellschaft im Geschäftsjahr 2023 449.139 Stück eigene Anteile erworben, dafür hat die Gesellschaft EUR 1.572.660,69 aufgewendet, davon wurden TEUR 449 bereits im gezeichneten Kapital als Reserve für eigene Anteile ausgewiesen, der Restbetrag i.H.v. TEUR 1.124 wurde in der Kapitalrücklage als Reserve für eigene Anteile bilanziert. Durch die Ausgaben der Optionsanleihe mit einem unter dem Marktzins liegenden Nominalzinssatz entstand ein Unterschiedsbetrag, welcher mit EUR 621.607,77 als Entgelt für das Optionsrecht in der Kapitalrücklage.gem. § 272 Abs. Nr. 2 HGB erfasst wurde. Entsprechend den oben beschriebenen Eigenkapitaltransaktionen im Berichtsjahr, gliedert sich die Kapitalrücklage zum Bilanzstichtag wie folgt:
* Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB: EUR 69,59 Mio. (VJ: EUR 61,32 Mio.)
* Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB: EUR 31,44 Mio. (VJ: EUR 31,44 Mio.)
* Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 2 HGB: EUR 0,62 Mio. (VJ: EUR 0.)
Der Bilanzgewinn hat sich während des Berichtszeitraums aufgrund folgender Sachverhalte verändert: Am 12. Juni 2023 hat die Hauptversammlung der Gesellschaft die Ausschüttung einer Dividende für das Geschäftsjähr 2022 i.H.v. EUR 9.941.757,96 (VJ: EUR 8.399.872,03), bzw. EUR 0,12 (VJ: EUR 0,11) je dividendenberechtigter Stückaktie beschlossen. Der verbleibende Bilanzgewinn nach der Ausschüttung i.H.v. EUR 3.205.292 wird auf neue Rechnung vorgetragen und erhöht sich um den erwirtschafteten Jahresüberschuss 2023 i.H.v. EUR 3.659.012 und datiert zum 31. Dezember 2023 auf EUR 6.864.304.
Die Steuerrückstellungen betreffen erwartete Steueraufwendungen des laufenden Jahres für die Gewerbesteuer, Körperschaftssteuer sowie den Solidaritätszuschlag.
Die Gesellschaft verfügte am Ende des Berichtzeitraums über gewerbesteuerliche Verlustvorträge i.H.v. etwa EUR 8,5 Mio. und körperschaftsteuerliche Verlustvorträge i.H.v. EUR 9,7 Mio. Die aktiven latenten Steuern werden nicht aktiviert, da die Gesellschaft ihr Wahlrecht gem. § 274 Abs. 1 HGB nicht ausübt. Der anzusetzende Steuersatz, dem eine Berechnung der latenten Steuern zugrunde liegen würde, beträgt 29,48%.
Die sonstigen Rückstellungen setzen sich im Wesentlichen wie folgt zusammen:
| in TEUR | 31.12.2023 |
|---|---|
| Gewährleistung | 978 |
| Drohverluste | 151 |
| Rechts- und Beratungskosten, Jahresabschluss- und Prüfungskosten | 281 |
| Aufsichtsratsvergütungen | 105 |
| Personal | 47 |
| Rückbaurückstellung Solaranlagen | 131 |
| Aufwand EEG § 52 | 25 |
| Aufbewahrungskosten | 26 |
| Ausstehende Rechnungen | 121 |
| Gesamt | 1.865 |
Die 7C Solarparken AG räumte ihren Kunden unterschiedliche Gewährleistungsansprüche ein. Die tatsächliche Inanspruchnahme ist zum Zeitpunkt der Umsatzrealisierung nicht präzise zu prognostizieren und basiert demnach auf einer Schätzung. Für diese Schätzung sind Annahmen zu treffen, die die Höhe dieser Rückstellungen beeinflussen. Sich zukünftig verändernde Produktivität, Materialien und Personalkosten sowie Qualitätsverbesserungen haben Einfluss auf diese Schätzung. Die Rückstellungen für Rechts- und Prozesskosten betreffen Vertragsstreitigkeiten. Die Rückstellung für Personalaufwendungen enthält den Aufwand für noch nicht genommenen Urlaub. Die Rückstellungen für Drohverluste betreffen verlusttragende Verträge, die in den kommenden Jahren für konzerninterne Kunden ausgeführt werden sollen.
Der Verbindlichkeitsspiegel wird in untenstehender Tabelle dargestellt:
| Restlaufzeit | Gesamtbetrag | bis zu einem Jahr | 1 bis 5 Jahre | über 5 Jahre | |
|---|---|---|---|---|---|
| TEUR | TEUR | TEUR | TEUR | ||
| Verbindlichkeiten | |||||
| Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten | 50.749 | 2.538 | 36.239 | 11.971 | |
| im Vorjahr | 50.088 | 17.130 | 29.100 | 3.858 | |
| davon gesichert TEUR | 9.499 (i.VJ. TEUR 13.588) | ||||
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 143 | 143 | - | - | |
| im Vorjahr | 361 | 361 | - | - | |
| davon gesichert TEUR | 0 (i.VJ TEUR 0) | ||||
| Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen | 1.831 | 1.831 | - | - | |
| im Vorjahr | 656 | 656 | - | - | |
| davon gesichert TEUR | 0 (i.VJ. TEUR 0) | ||||
| Sonstige Verbindlichkeiten | 7.487 | 570 | 6.917 | - | |
| im Vorjahr | 961 | 961 | - | - | |
| davon gesichert TEUR | 0 (i.VJ. TEUR 0) | ||||
| Gesamt | 60.210 | 5.082 | 40.157 | 11.971 | |
| Gesamt (Vorjahr) | 52.066 | 19.108 | 29.100 | 3.858 |
Im Berichtszeitraum hat die 7C Solarparken AG zwei weitere Bankfinanzierungen für die Finanzierung Ihrer Investitionen aufgenommen, sodass die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten unter Berücksichtigung der regelmäßigen Tilgungen zum Bilanzstichtag EUR 50,7 Mio. (VJ: EUR 50,1 Mio.) betrugen. Die Bankverbindlichkeiten i.H.v. EUR 9,5 Mio. (VJ: EUR 13,6 Mio.) gegenüber Kreditinstituten werden mit den Photovoltaikanlagen, Grundstücken und Gebäuden sowie mit heutigen und zukünftigen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen aus dem Stromverkauf oder Mietzahlungen besichert. Zudem werden künftig abrufbare Sichteinlagen für bestimmte Bankdarlehen verpfändet. Die Schuldscheindarlehen sind nicht besichert.
Die sonstigen Verbindlichkeiten haben eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr.
| 31.12.2023 | 31.12.2022 | |
|---|---|---|
| TEUR | TEUR | |
| Optionsanleihe 2023 | 6.917 | - |
| Verbindlichkeiten Umsatzsteuer | - | 1 |
| Verbindlichkeiten Lohnsteuer | 7 | 15 |
| Verbindlichkeiten Soziale Sicherheiten | 2 | 3 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 438 | 807 |
| Zinsverbindlichkeiten | 103 | - |
| Erhaltene Kautionen | 20 | 20 |
| Gesamt | 7.487 | 846 |
Der Vorstand hat am 13.## 1.2 Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung
Folgende Umsatzerlöse wurden im Berichtsjahr im Vergleich zum Vorjahr realisiert:
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 4.787 | 10.205 |
Die Umsätze verteilen sich regional wie folgt:
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Deutschland | 4.721 | 9.295 |
| Übriges Europa | 66 | 910 |
| Gesamt | 4.787 | 10.205 |
Die Umsatzerlöse resultieren hauptsächlich aus erbrachten Dienstleistungen, wie Wartung und Reparatur für die Photovoltaikanlagen der Kunden (TEUR 3.558). Gleichwohl investiert die Gesellschaft auch in eigene Solaranlagen und Immobilien, dadurch konnten externe Umsatzerlöse durch Stromverkauf (TEUR 1.229) bzw. Vermietung (TEUR 29) erwirtschaftet werden. Die Umsatzerlöse wurden zu 69,4 % (VJ: 73,7 %) gegenüber verbundenen Unternehmen realisiert. In den ausgewiesenen Umsatzerlösen sind periodenfremde Umsatzerlöse in einem unwesentlichen Umfang von TEUR 152 (VJ: TEUR 13) enthalten.
Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt zusammen:
| 31.12.2023 TEUR | 31.12.2022 TEUR |
|---|---|
| Schadenersatz | 20 |
| Erträge aus der Auflösung von sonstigen Rückstellungen | 362 |
| Erträge aus der Auflösung von Gewährleistungsrückstellungen | 119 |
| Erlöse aus Sachanlagenverkäufen | 11 |
| Erträge aus Abgang von Finanzanlagen | - |
| Periodenfremde Erträge | 36 |
| Sonstige | 6 |
| Gesamt | 553 |
Die sonstigen betrieblichen Erträge sind im Vergleich zu 2022 mit TEUR 208 gesunken (i. VJ. TEUR 761). Sonstige betriebliche Erträge aus Währungsumrechnung sind im Berichtszeitraum nicht angefallen.
Der Materialaufwand resultiert im Wesentlichen aus dem Bezug von Fremdleistungen und dem Verbrauch von Modulen und sonstigen Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffen im Rahmen des technischen Betriebes.
| in TEUR | 2023 | 2022 |
|---|---|---|
| Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe | 143 | 4.137 |
| Aufwendungen für bezogene Leistungen | 2.149 | 1.185 |
| Materialaufwand (gesamt) | 2.292 | 5.322 |
Die Kosten für die Altersversorgung betrugen im Berichtszeitraum TEUR 6 (VJ: TEUR 8).
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind im Geschäftsjahr um TEUR 269 auf TEUR 1.838 angestiegen. Darüber hinaus sind im Geschäftsjahr Rechts-, Beratungs- und Prüfungskosten i.H.v. TEUR 447, Bank- und Kapitalmarktkosten i.H.v. TEUR 368, Aufwendungen für Gewährleistungen i.H.v. TEUR 247 angefallen. Periodenfremde Aufwendungen fielen im Berichtsjahr i.H.v. TEUR 83 an.
Die Erträge aus Beteiligungen beinhalten die Ausschüttungen der ProVireo Solarpark 3. Schönebeck GmbH & Co. KG, Bayreuth (TEUR 150), der Solarpark Glasewitz GmbH & Co. KG, Bayreuth (TEUR 59) sowie der Solarpark Blankenberg GmbH & Co. KG. Bayreuth (TEUR 94) Die drei Gesellschaften stehen im 100 %igen Eigentum der Gesellschaft.
Die Zinsen und ähnlichen Erträge resultieren aus Zinsen für Bankguthaben und verzinsten Forderungen, aus Zinsen für Darlehen an Tochterunternehmen und aus Zinserträgen gemäß § 233a AO. In Summe betrugen die Zinsen TEUR 5.337 (VJ: TEUR 4.821).
Die sonstigen Zinsen und ähnlichen Aufwendungen i.H.v. TEUR 1.697 (VJ: TEUR 1.214) spiegeln im Wesentlichen den Zinsaufwand für die im Berichtszeitraum bestehenden Schuldscheindarlehen i.H.v. TEUR 602 (VJ: TEUR 902), den Zinsaufwand aus Darlehen von Kreditinstituten i.H.v. TEUR 981 (VJ: TEUR 299) und den Zinsaufwand aus der Optionsanleihe i.H.v. TEUR 101 (VJ: TEUR 0) wieder. Darüber hinaus sind Zinsaufwendungen aus der Abzinsung von Rückstellungen i.H.v. TEUR 13 (VJ: TEUR 14).
Die Steuern vom Einkommen und Ertrag teilen sich wie folgt auf:
| 31.12.2023 TEUR | 31.12.2022 TEUR |
|---|---|
| Gewerbesteuer | 218 |
| Körperschaftsteuer | 239 |
| Solidaritätszuschlag | 13 |
| Erträge Auflösung Steuerrückstellung | -38 |
| Gesamt | 432 |
Die Gesellschaft verfügt zum Bilanzstichtag über einen ausschüttungsfähigen Gewinn von EUR 6.864.304,37. Der Vorstand schlägt vor, den Bilanzgewinn i.H.v. EUR 6.864.304,37 aus dem Geschäftsjahr 2023 wie folgt zu verwenden:
- Ausschüttung einer Dividende von EUR 0,06 je im Zeitpunkt der ordentlichen Hauptversammlung über das Geschäftsjahr 2023 stimmberechtigte und dividendenberechtigte Stückaktie
- der Restbetrag ist auf neue Rechnung vorzutragen.
Die Gesellschaft ist im Rahmen der Veräußerung von fünf Solarprojekten Rückkaufverpflichtungen eingegangen. Die Rückkaufpreise belaufen sich in der Summe auf TEUR 1.291. Die Andienungsrechte der Käufer der Solarprojekte können nach einer Laufzeit der Anlagen von 20 Jahren am 31. Dezember 2029 ausgeübt werden. Die Restlaufzeit beläuft sich damit auf fünf Jahre. Neben den dargelegten sonstigen finanziellen Verpflichtungen existieren keine außerbilanziellen Geschäfte, die für die Finanzlage der Gesellschaft von Bedeutung wären. Die Gesellschaft schätzt die Wahrscheinlichkeit, dass diese Andienungsrechte ausgeübt werden, als gering ein. Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen in Form von Dienstleistungsverträgen mit einer Restlaufzeit von bis zu einem Jahr i.H.v. TEUR 0 (VJ: TEUR 10) und mit einer Restlaufzeit von mehr als einem und bis zu fünf Jahren i.H.v. TEUR 0 (VJ: TEUR 10). Außerdem ergeben sich aus Miet- und Leasingverträgen mit einer Restlaufzeit bis zu einem Jahr Verpflichtungen i.H.v. TEUR 29 (VJ: TEUR 22), davon TEUR 20 gegenüber verbundenen Unternehmen und mit einer Restlaufzeit von größer als eins bis zu fünf Jahren i.H.v. 17 TEUR (VJ: TEUR 0).
Die im Geschäftsjahr geschlossenen derivativen Finanzinstrumente sichern die Risiken aus zwei, von der 7C Solarparken AG abgeschlossenen, Swap-Vereinbarungen zur Absicherung von Strompreisrisiken mit zwei großen europäischen Stromversorgern ab. Die abgeschlossenen Swap-Vereinbarungen zur Absicherung von Strompreisrisiken ist jeweils ein Derivat, welches dazu dient, die volatilen Zahlungsströme aus Strompreisschwankungen abzusichern. Bei jener Vereinbarung handelt es sich um das Grundgeschäft der Bewertungseinheit. Die sich ausgleichenden positiven und negativen Wertänderungen aus dem Finanzinstrument wurden ohne Berührung der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Auf diese Weise werden die sich kompensierenden Wertentwicklungen ebenso dargestellt wie bei der Einfrierungsmethode. Bei dem Sicherungsgeschäft handelt es sich um zum Grundgeschäft gegenläufige Swap-Vereinbarungen mit Konzerngesellschaften auf deren Basis die Effekte aus dem Grundgeschäft deckungsgleich an die Konzerngesellschaften weitergereicht werden, welche die betroffenen Solarparks betreiben. Zur Messung der Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung kommt die Critical Term Methode zum Einsatz. Im Rahmen der Sicherungsbeziehung kommt es zu keinen Unwirksamkeiten. Für die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts der beiden Swap-Vereinbarungen wurden zum Bilanzstichtag folgende Annahmen getroffen bzw. erfolgten folgende Schätzungen:
* Terminstrompreise im Zeitraum vom 1. Januar 2024 bis zum 31. Dezember 2024 in Höhe von durchschnittlich 87 EUR/MWh sowie vom 1. Januar 2025 bis 31. Dezember 2025 in Höhe von durchschnittlich 92 EUR/MWh
* eine geschätzte spezifische Produktion von 995 kWh/kWp für ein einzelnes Geschäftsjahr, welches auf Grundlage von Erfahrungswerten über die abgesicherten Monate verteilt wird.
Der beizulegende Zeitwert der Swap-Vereinbarungen mit den Konzerngesellschaften beträgt 4.398 TEUR. Gegenläufig beträgt der beizulegende Zeitwert des Grundgeschäfts – 4.398 TEUR.
| 2023 TEUR | |
|---|---|
| Beizulegender Zeitwert Strompreis Swap-Vereinbarung (Sicherungsgeschäft) | 4.398 |
| Beizulegender Zeitwert Strompreis Swap-Vereinbarung (Grundgeschäft) | - 4.398 |
| Gesamt | 0 |
Im Geschäftsjahr 2023 waren in der Gesellschaft durchschnittlich 10 Mitarbeiter beschäftigt. Der technischen Abteilung waren durchschnittlich 2 Mitarbeiter zuzurechnen und 8 Mitarbeiter dem kaufmännischen Bereich.
| 2023 TEUR | 2022 TEUR |
|---|---|
| Abschlussprüfungsleistungen | 206 |
| Andere Bestätigungsleistungen | 4 |
| Sonstige Leistungen | 0 |
| Gesamt | 210 |
Im Geschäftsjahr 2023 haben folgende Vorstände von der Gesellschaft Leistungen erhalten:
Die Bezüge für die Geschäftsführung, die wirtschaftlich der 7C Solarparken AG zugerechnet wurden, beliefen sich auf in TEUR:
| Steven De Proost | Koen Boriau* | Gesamt | |
|---|---|---|---|
| Fixum | 132 | 126 | 258 |
| Tantieme | - | - | - |
| Gesamt | 132 | 126 | 258 |
*Die Vorstandsvergütung von Herrn Boriau wird mittelbar über seine Gesellschaft, der Wattmann GmbH, Bayreuth, Deutschland, mit der die 7C Solarparken AG einen Dienstleistungsvertrag geschlossen hat, entrichtet.
Folgende Leistungszusagen bestehen bei vorzeitiger Beendigung der Vorstandsbestellung:
Der Aufsichtsrat der Gesellschaft setzte sich in 2023 wie folgt zusammen:
| PERSON | STELLUNG | BERUFSTÄTIGKEIT |
|---|---|---|
| Joris De Meester | Vorsitzender Aufsichtsrat seit 15. Juli 2016 | Geschäftsführer, OakInvest BV |
| Stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats bis 15.Juli 2016 | ||
| Mitglied des Aufsichtsrats seit 15. Februar 2013 | ||
| Bridget Woods | Stellvertretende Vorsitzende des Aufsichtsrats seit 15.Juli 2016 | Unternehmensberaterin |
| Mitglied des Aufsichtsrats seit 17. Dezember 2015 | ||
| Paul Decraemer | Mitglied des Aufsichtsrats seit 14. Juli 2017 | Geschäftsführer, Paul Decraemer BV |
| CFO Inbiose NV | ||
| Paul De fauw | Mitglied des Aufsichtsrats seit 17. Juli 2020 | Geschäftsführer der DEFADA BV |
Der Aufsichtsrat hat im Jahr 2023 einen Prüfungsausschuss gebildet, welcher sich wie folgt zusammensetzt:
Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr. 10 HGB der Aufsichtsratsmitglieder:
| PERSON | MANDAT |
|---|---|
| Joris De Meester | Verwalter HeatConvert U.A., Goor, Niederlande |
| Verwalter PE Event Logistics Invest NV, Leuven, Belgien | |
| Verwalter Family Backed Real Estate NV, Antwerpen, Belgien | |
| Verwalter Seblog-Invest BV, Brecht, Antwerpen, Belgien | |
| Verwalter JPJ Invest NV, Sint-Martens-Latem, Belgien | |
| Verwalter NPG Bocholt NV, Bocholt, Belgien | |
| Verwalter Biopower Tongeren NV, Tongeren, Belgien | |
| Verwalter Sebiog Group NV, Bocholt, Belgien | |
| Verwalter Agrogas BV; Geel, Belgien | |
| Bridget Woods | Verwalterin Quintel Intelligence Ltd., London, Großbritannien |
| Verwalterin Quintel Advisory Services Ltd., London, Großbritannien | |
| Paul Decraemer | Verwalter, Seelution, Göteborg, Schweden |
| Verwalter, ABO-Group Enviroment NV, Gent, Belgien | |
| Paul De fauw | Vorsitzender des Verwaltungsrats, Luminus NV, Brüssel, Belgien |
| Verwalter, Northwind NV, Brüssel, Belgien | |
| Verwalter, Publipart NV, Brüssel, Belgien | |
| Verwalter, V.L.E.E.M.O. NV, Antwerpen, Belgien | |
| Verwalter, V.L.E.E.M.O. II NV, Antwerpen, Belgien | |
| Verwalter, V.L.E.E.M.O. III NV, Antwerpen, Belgien | |
| Verwalter, Publi-T NV, Brüssel, Belgien |
Die Satzung der Gesellschaft gewährt den Mitgliedern des Aufsichtsrats eine Vergütung von insgesamt TEUR 72 (VJ: TEUR 76)
Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten für jedes Geschäftsjahr eine Vergütung, die sich aus einem festen und einem variablen Teil zusammensetzt. Der feste Anteil der jährlichen Vergütung beträgt für den stellvertretenden Vorsitzenden sowie Mitglieder TEUR 13,5, für den Vorsitzenden jedoch TEUR 20,2 und ist nach Ablauf des Geschäftsjahres zahlbar. Darüber hinaus wurden Sitzungsgelder von TEUR 0,4 pro Sitzung gezahlt. Infolge der Corona-Pandemie wurden die meisten Sitzungen im virtuellen Verfahren abgehalten, sodass keine wesentlichen Reisekosten entstanden sind.
| Name | Vorsitzender | Stellv. Vorsitz bzw. Mitglied | Sitzungsgelder | Reisekosten | Gesamt in TEUR |
|---|---|---|---|---|---|
| Joris De Meester | 20 | - | 3 | - | 23 |
| im Vorjahr | 20 | - | 4 | - | |
| Bridget Woods | - | 14 | 3 | - | 16 |
| im Vorjahr | - | 14 | 4 | - | |
| Paul Decraemer | - | 14 | 3 | 1 | 17 |
| im Vorjahr | - | 14 | 4 | - | |
| Paul De fauw | - | 14 | 3 | - | 16 |
| im Vorjahr | - | 14 | 4 | - | |
| Gesamt | 20 | 41 | 11 | 1 | 72 |
| Gesamt im Vorjahr | 20 | 41 | 15 | - | 76 |
Die Stimmrechte teilen sich zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2023 im Wesentlichen wie folgt auf:
| Aktionär | Anteil |
|---|---|
| Rodolphe de Spoelberch | 7,3% |
| Vlaamse Energieholding NV | 5,8% |
| Distri Beheer 21 Comm VA | 4,9% |
| Gesamt | 18,0% |
Gemäß § 160 Abs. 1 Nr. 8 Aktiengesetz (AktG) sind Angaben über das Bestehen von Beteiligungen zu machen, die gemäß § 21 Abs. 1 oder Abs. 1a des Wertpapierhandelsgesetzes (WpHG) dem Unternehmen mitgeteilt worden sind. Im Geschäftsjahr 2023 gingen der 7C Solarparken AG folgende Mitteilungen zu:
Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 21. Juli 2022 hat den Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft in der Zeit bis zum 20.07.2027 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 38.181.236,00 durch Ausgabe von bis zu 38.181.236 neuen auf den Inhaber lautende Stückaktien einmal oder mehrmals gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2022). Des Weiteren wird der Vorstand hierbei ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht der Aktionäre ganz oder teilweise auszuschließen. Ein solcher Ausschluss ist an bestimmte Voraussetzungen gebunden.
Im Vorjahr hatte der Vorstand bereits mit Zustimmung des Aufsichtsrats das genehmigte Kapital ausgeübt, um das Grundkapital mit EUR 3.485.510,00 durch Ausgabe von 3.485.510 auf den Inhaber lautende Stückaktien zu erhöhen. Im April 2023 hat der Vorstand diese Ermächtigung mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeübt, um das Grundkapital mit EUR 3.000.000,00 durch Ausgabe von 3.000.000 neuen auf den Inhaber lautende Stückaktien zu erhöhen. Demzufolge betrug das genehmigte Kapital 2022 nach teilweiser Ausschöpfung zum Ende des Geschäftsjahres noch EUR 31.695.726,00.
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 11.06.2028 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 41.423.991,00 durch Ausgabe von bis zu 41.423.991 neuen auf den Inhaber lautende Stückaktien einmal oder mehrmals gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2023). Des Weiteren wird der Vorstand hierbei ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht der Aktionäre ganz oder teilweise auszuschließen. Ein solcher Ausschluss ist an bestimmte Voraussetzungen gebunden. Während des Berichtszeitraums 2023 erfolgte keine Ausschöpfung und beträgt zum Ende des Geschäftsjahres noch EUR 41.423.991,00.
Die Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 hat die Schaffung eines neuen bedingten Kapitals (Bedingtes Kapital 2022) unter entsprechender Neufassung des § 4 Abs. 7 der Satzung beschlossen. Das Grundkapital ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 um bis zu 38.181.236,00 EUR durch Ausgabe von bis zu 38.181.236 neuen auf den Inhaber lautende Stückaktien mit Gewinnberechtigung ab Beginn des letzten Geschäftsjahres, für das noch kein Gewinnverwendungsbeschluss gefasst wurde, bedingt erhöht (Bedingtes Kapital 2022). Das bedingte Kapital 2022 beträgt nach teilweiser Ausnutzung noch EUR 37.944.786 zum Veröffentlichungszeitpunkt.
Im Januar 2024 wurden 181.050 Optionsscheine aus der Optionsanleihe (vgl. 1.1 P) ausgeübt. Bei einem Ausübungspreis von EUR 3,63 ergibt sich dadurch ein Emissionserlös von EUR 657.211,50, der im Jahr 2024 i.H.v EUR 181.050,00 ins gezeichnete Kapital und der Restbetrag in die Kapitalrücklage verbucht wird. Die ausgeübten Optionen wurden aus dem bedingten Kapital 2022 bedient.
Der Vorstand und der Aufsichtsrat der 7C Solarparken AG haben eine Erklärung gemäß §161 AktG abgegeben und den Aktionären auf der Internetseite unter „Corporate Governance“ im Bereich „Investor Relations“ https://solarparken.com/Corporate%20Governance/202402%20Entsprechenserklaerung%202024_DE.pdf dauerhaft zugänglich gemacht.
Die 7C Solarparken AG ist das Mutterunternehmen des 7C Solarparken Konzerns und stellt einen Konzernabschluss nach IFRS auf, der im Unternehmensregister offengelegt wird bzw. ist.
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, und die Lage der Gesellschaft bzw.des Konzerns, so dargestellt wird, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie 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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