7C Solarparken AG

9 7C Solarparken AG, Bayreuth 10 INHALTSVERZEICHNIS GRUNDLAGEN DES KONZERNS .......................................................................................................................................... 11 GESCHÄFTSMODELL UND KONZERNSTRUKTUR ........................................................................................ 11 ANLAGENBESTAND ......................................................................................................................................... 14 ENTWICKLUNG DES ANLAGENPORTFOLIOS ............................................................................................... 16 VERGÜTUNGSSÄTZE DES DEUTSCHEN ANLAGENPORTFOLIOS.............................................................. 19 ABSCHLUSS EINER STROMPREISSWAP-VEREINBARUNG ........................................................................ 21 VERGÜTUNGSSÄTZE DES BELGISCHEN ANLAGENPORTFOLIOS ............................................................. 21 ZIELE UND STRATEGIEN ................................................................................................................................ 24 INTERNES STEUERUNGSSYSTEM ................................................................................................................ 27 WIRTSCHAFTSBERICHT ....................................................................................................................................................... 29 GESAMTWIRTSCHAFTLICHE UND BRANCHENBEZOGENE RAHMEN-BEDINGUNGEN ............................ 29 WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNG DES KONZERNS (BERICHTERSTATTUNG AUF BASIS DES IFRS KONZERNABSCHLUSSES) ................................................................................................................................. 45 WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNG DER 7C SOLARPARKEN AG ............................................................. 53 PROGNOSEBERICHT ............................................................................................................................................................. 57 MUTTERGESELLSCHAFT ................................................................................................................................ 57 KONZERN ......................................................................................................................................................... 57 RISIKO- UND CHANCENBERICHT ........................................................................................................................................ 59 RISIKEN ............................................................................................................................................................. 59 CHANCEN ......................................................................................................................................................... 67 WESENTLICHE MERKMALE DES INTERNEN KONTROLLSYSTEMS UND DES RISIKOMANAGEMENTSYSTEMS IM HINBLICK AUF DEN RECHNUNGS-LEGUNGSPROZESS ................. 69 GESAMTBEURTEILUNG .................................................................................................................................. 70 WEITERE GESETZLICHE ANGABEN .................................................................................................................................... 71 I. ERKLÄRUNG ZUR UNTERNEHMENSFÜHRUNG GEMÄß §§ 315D, 289F HGB .................................................... 71 II. ZUSAMMENSETZUNG DES AUFSICHTSRATS ................................................................................................. 71 III. ANGABEN GEMÄß § 315A ABS. 1 UND § 289A ABS.1 HGB SOWIE ERLÄUTERNDER BERICHT DES VORSTANDS ........................................................................................................................................................................... 73 11 GRUNDLAGEN DES KONZERNS GESCHÄFTSMODELL UND KONZERNSTRUKTUR 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, die mit dem Solarbetrieb in Verbindung stehen. 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. Derzeit werden 70,3 MWp PV-Bestandsanlagen vom Konzern betreut. Die Konzernstruktur zum 31. Dezember 2022 stellt sich wie folgt dar: 12 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 115 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 i. V. m. Abs. 3 HGB auf. WERTSCHÖPFUNGSMODEL 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 sowie im zweiten Heimmarkt Belgien. Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) garantiert der deutsche Staat feste Einspeisevergütungen für erneuerbare Energien über einen Zeitraum von 20 Jahren. Investments dieser Art erwirtschaften demzufolge vorhersagbare Cashflows. Da mit dem Jahr der Inbetriebnahme der Einspeisesatz 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 betroffen. 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. Das Unternehmen bietet demnach eine Kombination von sicheren Erträgen für Investoren, die Wert auf Rendite legen sowie risikoarme Optimierung und Expansion des Portfolios für Investoren, denen Wachstum wichtig ist. 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. 13 Ein wesentlicher Bestandteil der Wertschöpfung ist die Ertragssteigerung durch technische und kaufmännische Optimierung der Solar- und Windkraftanlagen. Dabei achtet das Management in seinen Entscheidungen auf einen ressourcenschonenden Ansatz, der auf eine nachhaltige Entwicklung und Nutzung der Anlagen und deren Wert abzielt. Ziel ist es, die Anlagen während der Laufzeit der Einspeisevergütung und, soweit möglich, darüber hinaus in ihrer Substanz zu erhalten. Angesichts der langfristigen und nachvollziehbaren Cashflows sind die Solar- und Windparks der Gesellschaft grundsätzlich in einem Verhältnis von 25 % Eigenkapital und 75 % 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 Risikominimierung für den Konzern. Der Konzern verfügt auch über ein eigenes Projektentwicklungsgeschäft in beiden Heimmärkten, 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 (v. a. 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 guten 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 es der Gesellschaft, durch die Einsparung der jährlichen Pachtkosten der PV-Parks eine wiederkehrende Rendite zu erzeugen 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. 14 ANLAGENPORTFOLIO Der strategische Fokus des Geschäftsmodells liegt in der Größenordnung von PV-Anlagen zwischen 1 und 10 MWp. Der strategische Fokus hat sich im Laufe des Jahres 2020 aufgrund der Konvergenz der Einspeisevergütungen von den Projekten bis 750 kWp hin zu Solaranlagen mit einer Leistung bis zu 20 MWp verlagert, da dies die derzeitigen Maximalgröße für Teilnahmen am Ausschreibungsverfahren zum Erhalt einer Einspeisevergütung ist. In Zukunft jedoch erwartet der Konzern zunehmend 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 2022 summierte sich das Solar- und Windkraftanlagenportfolio auf eine Leistung von 404 MWp., davon waren 398 MWp Solaranlagen (98,6 % des Gesamtportfolios) und 6 MW Windkraftanlagen (1,4 % des Gesamtportfolios). Solaranlagen mit einer Leistung i.H.v. 10 MWp befanden sich jedoch noch im Erwerb, daher wird in der unterstehenden Beschreibung vom Anlagenbestand von 388 MWp Solaranlagen ausgegangen. Insgesamt befanden sich noch 36 MWp des Portfolios zum Jahresende 2022 im Bau. Das Gesamtportfolio generiert pro Jahr ungefähr 383 GWh Energie. Dies reicht aus, um mehr als 119.000 Drei-Personen-Haushalte zu versorgen. Dadurch werden pro Jahr rund 418.000 Tonnen CO 2 eingespart. ANLAGENBESTAND A. Solaranlagen Zum Bilanzstichtag betrieb 7C Solarparken 235 Solarparks mit einer Gesamtkapazität von insgesamt 388 MWp. Der Großteil des Portfolios an PV-Anlagen befindet sich in Deutschland (346 MWp). Dabei ist der Konzern v. a. in sonnenreichen Teilen der Bundesrepublik, nämlich in Bayern (144 MWp), Sachsen-Anhalt (51 MWp) und Sachsen (34 MWp) präsent. Darüber hinaus besteht das Anlagenportfolio auch aus Dachanlagen in Belgien (42 MWp). Das Portfolio verteilt sich auf folgende Standorte: Solaranlagen nach Region (Angaben in MWp) Quelle: Eigene Darstellung 15 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 Freiflächenanlagen mit 68 %. Im Vergleich zu anderen größeren Solaranlagenbetreibern auf dem deutschen Markt hat der Konzern mit ca. 22 % des Gesamtportfolios einen relativ hohen Anteil an Dachanlagen in Deutschland im Bestand. Die Dachanlagen in Belgien machen 11 % 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. B. Windkraftanlagen Das Windenergieportfolio des Konzerns besteht aus zwei in 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) in 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. 16 ENTWICKLUNG DES ANLAGENPORTFOLIOS INVESTITIONEN Das IPP-Portfolio der 7C Solarparken stieg von 339 MWp zum Jahresende 2021 auf 394 MWp zum Jahresende 2022 an. Wie die folgende Grafik zeigt, ist das IPP-Portfolio insgesamt mit einer geringen Dynamik als in 2021 gewachsen. Portfoliowachstum (MWp) nach Quartal 2022 zu 2021 Quelle: Eigene Darstellung Insgesamt wurden im Geschäftsjahr 2022 neue Anlagen mit einer Leistung von 55,2 MWp (i. VJ: 82,8 MWp) gekauft bzw. errichtet. Davon waren 41,9 MWp (i. VJ: 59,0 MWp) Freiflächenanlagen in Deutschland und 13,3 MWp Dachanlagen in Belgien (i. VJ. 23,9 MWp), davon waren zum Jahresende 2022 36,5 MWp noch nicht ans Stromnetz angeschlossen (i. VJ. 4,0 MWp). Zusätzlich befand sich eine Deutsche Freiflächenanlage von 10,0 MWp noch im Erwerb (Kaufverträge unterschrieben, aber die waren am Bilanzstichtag nicht vollzogen worden). Portfoliowachstum (MWp) nach Anlagentyp Geografie Quelle: Eigene Darstellung 17 Aus der obenstehenden Grafik wird ersichtlich, dass die Akquisitionsvolumina von deutschen Freiflächenanlagen im Berichtszeitraum mit rd. 52 MWp (unter Berücksichtigung der Anlage von 10 MWp, die sich am Bilanzstichtag im Erwerb befand) leicht zurückgegangen sind. Die Abnahme der Wachstumsgeschwindigkeit wurde jedoch v. a. dadurch verursacht, dass im Vorjahr 23,9 MWp Dachanlagen zum Solarportfolio hinzugefügt wurden, im Geschäftsjahr konnten lediglich 13,3 MWp. Dachanlagen gebaut oder erworben werden. Dies hängt damit zusammen, dass im Vorjahr das Portfoliowachstum wesentlich vom Erwerb des Portfolios der 7C Groeni BV (10,9 MWp) getrieben wurde. DESINVESTITIONEN Im Berichtszeitraum wurden keine Solaranlagen desinvestiert. VERWALTETES ANLAGENPORTFOLIO Der Konzern verwaltet insgesamt 70,3 MWp, davon führt er die kaufmännische Verwaltung für insgesamt 62,8 MWp Solaranlagen in Deutschland und 7,5 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 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. Darüber hinaus führt der Konzern auch die kaufmännische Verwaltung von 8 MWp an belgischen Projekten aus. Die verwalteten Anlagen sind als marktübliche belgische Solarprojekte einzustufen: es handelt sich um 23 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 kurz- bis mittelfristig ausgerichtet. Das verwaltete Anlagenportfolio produziert pro Jahr ungefähr 73 GWh Energie. Dies reicht aus, um mehr als 22.000 Drei-Personen-Haushalte zu versorgen. Dadurch werden pro Jahr rund 79.000 Tonnen CO 2 eingespart. 18 PV ESTATE PORTFOLIO Neben dem Erwerb von Solar- und Windkraftanlagen tätigt der Konzern Investitionen in Immobilien, die mehrheitlich für die Erzeugung von Solarstrom genutzt werden, das sogenannte PV Estate. Insgesamt hatte der Konzern am Ende des Geschäftsjahres 2022 184 ha Grundfläche im Eigentum, auf der Solaranlagen mit einer Leistung von 77 MWp installiert waren oder sich im Bau befanden. Dies entspricht etwa einem Viertel im Verhältnis zum Anlagenportfolio von 394 MWp per 31.12.2022. Das PV Estate befindet sich in verschiedenen Bundesländern Deutschlands, aber 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 2022 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 2022 Quelle: eigene Darstellung 19 Bei den PV Estate Grundstücken handelt es sich v. a. um Konversionsflächen (57 %) und in einzelnen Fällen auch um Gewerbe- bzw. Agrarflächen. Das Bürogebäude (0,1 %) betrifft den Hauptsitz des Konzerns in Bayreuth. Das PV Estate Portfolio nahm im Geschäftsjahr durch den Verkauf einer Logistikhalle in Halle um insgesamt 0,9 ha ab. Es wurde dem PV Estate Portfolio gleichwohl ein Bürogebäude nebst Logistikhalle in Sint-Niklaas (Belgien) hinzugefügt. Es wird durch das belgische Projektentwicklungsteam des Konzerns genutzt werden. Am Bilanzstichtag befand sich darüber hinaus noch eine Agrarfläche von 2,2 ha. in Hessen im Erwerb. Auf dieser Fläche befindet sich bereits eine Solaranlage des Konzerns. VERGÜTUNGSSÄTZE DES DEUTSCHEN ANLAGENPORTFOLIOS 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. Nach einigen Pilotausschreibungen gilt seit 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. Seit 2012 bemüht sich die deutsche Regierung, die Solaranlagen mittels der Direktvermarktung in den Markt zu integrieren. Dabei haben Anlagenbetreiber für Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis 2016 die Wahl, ihren Strom auch an der EEX-Strompreisbörse anzubieten, wohingegen für Anlagen mit einer Inbetriebnahme ab 2016 das Angebot an der EEX-Strompreisbörse verpflichtend ist. Die Betreiber erhalten in der Direktvermarktung zusätzlich zum aktuellen Preis an der EEX-Strombörse eine Marktprämie in Höhe der Differenz zwischen der gesetzlich bzw. vertraglich zugesicherten Einspeisevergütung und dem aktuellen Preis an der EEX-Strompreisbörse zuzüglich 4 EUR /MWh für diejenigen, die freiwillig teilnehmen. Nach dem derzeit geltenden Recht kann die Marktprämie nicht negativ werden, das bedeutet, dass bei höheren Strompreisen, v. a. bei Anlagen, die einen geringen Einspeisevergütungssatz haben, ein Potenzial besteht, Mehrerlöse zu erzielen. Die Mehrzahl der Anlagen des Konzerns sind entweder freiwillig oder verpflichtend in der Direktvermarktung. Die nachfolgende Grafik zeigt pro Jahr der Inbetriebnahme die konzernzugehörige Leistung in MWh bezogen auf das deutsche Anlagenportfolio. Die graue Linie gibt die jeweils zugesicherte Einspeisevergütung an. 20 Deutsches Anlagenportfolio (Solar- und Windkraftanlagen) zum 31. Dezember 2022 Quelle: eigene Darstellung die Jahrangabe betrifft das Inbetriebnahmejahr der jeweiligen Solaranlage(n) 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 graue 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 von neuen Solaranlagen von Jahr zu Jahr (gemeinsam mit den Entstehungskosten) gesunken. Die älteren Anlagen erweisen sich für den Konzern mit ihren höheren Einspeisevergütungssätzen wie 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 stellen hingegen eine Chance für den Konzern dar, sofern der Marktpreis deutlich über die immer weiter sinkende feste Einspeisevergütung steigt, wie es seit etwa Mitte 2021 der Fall ist (siehe Abschnitt EEX-Strombörsenpreis für solar erzeugten Strom zur Jahresmitte 2022 in einem Monat z.B. bei rund 200 EUR/MWh (und darüber), steigen, vorbehaltlich anderer vertraglicher Reglungen -Vereinbarung) oder Abschöpfung des Strompreises (siehe Abschnitt Regulatorische Eingriffe in den Strompreis), die Umsatzerlöse der Anlagen, die momentan erstmalig in Betrieb gehen (und eine reguläre Vergütung von durchschnittlich 50 EUR/MWh erhalten) auf das Vierfache. Die jüngeren Erneuerbare-Energieanlagen sind jedoch auch größeren Preisrisiken ausgesetzt, denn sofern sie seit 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. Dadurch sinkt die Marktprämie auf null, sobald der Strompreis während mindestens sechs bzw. vier aufeinanderfolgenden Stunden 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 Knappheit im Strommarkt vorherrscht, kommen Negativpreise nicht vor, sodass dieses Risiko im Berichtszeitraum nicht 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. 21 ABSCHLUSS EINER STROMPREISSWAP-VEREINBARUNG Der Konzern hat im April 2022 erstmalig eine Swap-Vereinbarung zur Absicherung von Strompreisrisiken mit einem großen europäischen Stromversorger abgeschlossen. Die Swap-Vereinbarung hat eine Laufzeit vom 1. Juni 2022 bis 31. Dezember 2023 und deckt rund ein Viertel des IPP-Portfolios des Konzerns (93 MWp) ab. Die Solaranlagen unter dem Vertrag erhalten eine gewichtete durchschnittliche gesetzliche Einspeisevergütung von 58 EUR/MWh. Im Rahmen der Swap-Vereinbarung erhält der Konzern vom Vertragspartner für den Zeitraum anstelle des Strompreises an der EEX-Strombörse im Ergebnis einen Festpreis von 149,5 EUR/MWh. Dabei wird vom Vertragspartner die Differenz zwischen der tatsächlich erhaltenen Einspeisevergütung und dem vereinbarten Festpreis ausgeglichen. Sollte, wie das im Geschäftsjahr der Fall war, die erhaltene Einspeisevergütung über dem Festpreis liegen, so führt der Konzern die Differenz an den Vertragspartner ab. Die Swap-Vereinbarung 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 einen Festpreis von 149,5 EUR/MWh erwirtschaftet, unabhängig von den vorherrschenden PV-Strompreisen an der EEX-Strombörse. Die Strompreisswap-Vereinbarung hat außerdem den Vorteil, dass die in diesem Vertrag involvierten 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. VERGÜTUNGSSÄTZE DES BELGISCHEN ANLAGENPORTFOLIOS Der Konzern hat Belgien als seinen zweiten Heimmarkt. Im Gegensatz zum deutschen Markt besteht die Vergütung für belgische Solaranlagen in den meisten Fällen aus einer Förderung einerseits (in Form von Grünstromzertifikaten oder direkten Investitionszuschüssen) und aus Erlösen aus dem Stromverkauf an Kunden (Eigenverbrauch) sowie Energiehändler andererseits. In einzelnen Fällen gibt es keine Förderungen und besteht der Erlös ausschließlich aus Stromverkauf. Für ältere Anlagen ist der Anteil der Förderung in den Gesamteinnahmen üblicherweise höher als für neuere Anlagen, für die Einnahmen aus dem Stromverkauf eine größere Bedeutung haben. 22 Belgisches Solaranlagenportfolio Zusammensetzung der Umsatzerlöse nach Inbetriebnahmejahr der Solaranlagen Quelle: eigene Darstellung die Jahresangabe betrifft das Inbetriebnahmejahr der jeweiligen Solaranlage In der obenstehenden Grafik werden die anteiligen Umsatzerlöse für die belgischen Solaranlagen, die in einem auf der X-Achse dargestellten Jahr in Betrieb genommen worden sind, dargestellt. Die Angaben wurden gemacht anhand der tatsächlichen Preise für das Jahr 2022, hochgerechnet auf ein gesamtes Jahr für Anlagen, die unterjährig in Betrieb gingen. Festzustellen ist, dass, genau wie in Deutschland, bei neueren Anlagen die Strompreise (in diesem Fall, wie sie in PPA-Verträgen verhandelt werden) gegenüber der fixen, gesetzlich geregelten Förderung für den Konzern deutlich relevanter werden. Die Grünstromzertifikate werden für einen bestimmten Zeitraum (zwischen 10-20 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 gewährt. Für neuere Solaranlagen (ab dem Jahr 2013) wird die Zuteilung von Grünstromzertifikaten jedes Jahr erneut festgelegt und ist u. a. von der Rentabilität der Solaranlage (z.B. verbunden mit Strompreisen) abhängig. Der Gesetzgeber ist dabei bestrebt, bestimmte Renditekorridore einzuhalten und Übersubventionierung zu vermeiden. Grundsätzlich wurde die Förderung in Form von Grünstromzertifikate für Solaranlagen mit einer Inbetriebnahme ab 2013 wegen dem hohen Strompreis ab August 2013 auf null gesetzt. Dies wurde in der obenstehenden Grafik berücksichtigt. 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 18 Zuschläge für insgesamt 8,6 MWp bekommen, die insgesamt einen Investitionszuschuss von EUR 0,9 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 6 Projekte mit einer Leistung von insgesamt 4,4 MWp, die einen Investitionszuschuss von EUR 0,6 Mio. auf sich versammeln, ans Netz gegangen. 23 Die Strompreise sind teilweise langfristig (bis zu 20 Jahre), häufig unter Berücksichtigung von Inflationsanpassung festgelegte Preise für den Eigenverbrauch von Stromkunden, die sich in unmittelbarer Nähe der Solaranlage befinden in den meisten Fällen der Gebäudenutzer. Der restliche 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, der auch mittelfristig (in der Regel bis zu drei Jahren) fest vereinbart werden kann. 24 ZIELE UND STRATEGIEN GESCHÄFTSPLANUNGSPROZESS In Abstimmung mit dem Aufsichtsrat stellt der Vorstand jährlich einen Geschäftsplan für einen 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 Ausschöpfung des vollen Potentials bis 2016 2014-2016 Plan wurde beendet aufgrund erfolgreicher Erfüllung Kapitalzuwachs durch Konsolidierung 2015-2017 Plan wurde beendet aufgrund erfolgreicher Erfüllung Bausteine einer strategischen Transaktion bis 2018 2016-2018 Plan wurde teilweise erfolgreich umgesetzt. Plan wird nicht weiterverfolgt und durch den Plan 2018 - 2020 ersetzt . Entwicklung zu einem 200 MWp Spieler 2017-2019 Plan wurde teilweise erfolgreich umgesetzt. Plan wird nicht weiterverfolgt und durch den Plan 2018 - 2020 weiter konkretisiert. Erhöhung des IPP-Portfolios auf 220 MWp 2018-2020 Plan wurde beendet aufgrund erfolgreicher Erfüllung . Integration des Wachstums, dann Skalierung auf 500 MWp 2020-2022 Die Umsetzung des Plans ist im Gange Geschäftsplan 2021-24 2021-2024 Die Umsetzung des Plans ist im Gange GESCHÄFTSPLAN 2020-2022 INTEGRATION DES WACHSTUMS, DANN SKALIERUNG AUF 500 MWP Der Geschäftsplan 2020-2022 wurde der Öffentlichkeit im Dezember 2019 vorgestellt. Im Jahr 2020 wurde die Planerfüllung auf das Jahr 2023 erweitert mit ehrgeizigeren Zielen für das IPP-Portfolio. Im Jahr 2021 hat der Vorstand bestätigt, dass die neuesten Zielsetzungen des Plans bis 2022 erfüllt werden sollen. Kernpunkte des erweiterten Geschäftsplans sind wie folgt: 25 Portfolioerweiterungen auf 220 MWp Die Erweiterung des IPP-Portfolios auf mehr als 220 MWp bis Ende 2020. Integration des jungen Neuer Fokus des neuen Geschäftsplans 2020-2022 ist es, die in den vorigen Jahren zugekauften bzw. erbauten Anlagen ins Anlagenportfolio zu integrieren. Hierzu zählen die PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 6 MWp, für die zwar im Jahr 2019 die Einspeisevergütung gesichert werden konnte, die aber aufgrund langer Lieferzeiten für Transformatoren oder Wartezeiten bei den Netzbetreibern noch nicht ans Stromnetz angeschlossen werden konnten. Das Ziel ist es, diese Anlagen bis Februar 2020 an das Stromnetz anzuschließen. Hierfür sind EUR 0,5 Mio. Zusatzinvestitionen eingeplant. Eine weitere Integrationsmaßnahme besteht in der Verschlankung der Konzernstruktur; inzwischen zählt der Konzern über hundert Gesellschaften und durch den Erwerb neuer Wind- und Solaranlagen, die in der Regel in Projektgesellschaften liegen, kommen stetig weitere hinzu. Um die administrativen Abläufe zu optimieren, plant der Vorstand daher, die Zahl der Projektgesellschaften zu reduzieren und Projektgesellschaften miteinander zu verschmelzen. Dieser Prozess soll bis Ende 2020 abgeschlossen sein. lierung auf 500 MWp Der neue Geschäftsplan 2020-2022 sieht vor, ein Anlagenvolumen von 500 MWp inklusive Betriebsführungsgeschäft bis Ende 2022 zu erreichen. Das angestrebte Anlagenportfolio von 500 MWp soll sich wie folgt auf das eigene Anlagenportfolio und das verwaltete Anlagenportfolio aufteilen: Angaben in MWp Eigenes Anlagenportfolio Verwaltetes Anlagenportfolio Gesamtes Anlagenportfolio Originäre Zielsetzung des Plans 2020-2022 350 150 500 Neue Zielsetzung des Plans 2020-2022 400 100 500 Für das Betriebsführungsgeschäft strebt das Unternehmen an, die erworbene Plattform zu nutzen und die verwaltete Leistung zu expandieren. In diesem Zusammenhang wird erwogen, eine eigene Fondmanagementerlaubnis zu beantragen, um (Co.-)Investmentchancen mit institutionellen Großinvestoren nutzen zu können. In Summe soll das Betriebsführungsgeschäft in den Jahren 2021-22 von derzeit 77 MWp auf 100 MWp steigen. In den Jahren 2021-22 soll das eigene Anlagenportfolio durch Nutzung von M&A-Transaktionen und Konsolidierungstrends von 220 MWp (vgl. Integration des Wachstums) um 180 MWp auf 400 MWp erweitert werden. Das eigene IPP-Portfolio soll zu mindestens 90 % aus Solaranlagen und bis zu maximal 10 % aus Windkraftanlagen bestehen. Das Wachstum soll im Allgemeinen über den Erwerb von Projektgesellschaften, Neubauten und bestehenden Anlagen kommen. Durch das kapitalintensive Wachstum in einen Tier-1 Player wird der Kapitalmarkt noch mehr Notiz von 7C Solarparken nehmen. 26 Das Wachstum des eigenen Portfolios sollte erstens erreicht werden durch Chancennutzung in dem sich beschleunigenden PV-Neubaumarkt in Deutschland. Die zweite Konkretisierung der Erweiterung des Geschäftsplans ist die Entscheidung, den belgischen PV-Markt neben Deutschland als zweiten Kernmarkt zu definieren. Ein bedeutender Teil des künftigen Wachstums soll im belgischen PV-Markt generiert werden. Das belgische IPP-Portfolio soll von den ursprünglich 4 MWp Ende 2020 auf mehr als 50 MWp Ende 2022 steigen. Im Einzelnen sieht der Plan eine Kapazitätserweiterung des eigenen IPP-Portfolios wie folgt vor: Angaben in MWp Deutschland Belgien Gesamtes eigenes Anlagenportfolio Zielsetzung bis Ende 2021 275 20 295 Zielsetzung bis Ende 2022 350 50 400 Es ist folglich davon auszugehen, dass sich das Bestandsportfolio bezogen auf die regionale Verteilung in den kommenden Jahren verändern wird und der prozentuale Anteil des Portfolios in Belgien steigen wird. Gleichwohl wurden die Zielsetzungen für das Geschäftsjahr 2022 durch den Geschäftsplan 2021-2024 geographisch leicht angepasst. GESCHÄFTSPLAN 2021-2024 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. Durch das Wachstum des IPP-Portfolios sollten die Umsatzerlöse, die fast ausschließlich aus Stromverkauf bestehen, auf EUR 61,8-68,0 Mio. für das Jahr 2022 zunehmen (siehe Prognosebericht). 27 INTERNES STEUERUNGSSYSTEM 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 durch laufende Kontrolle und Verfolgung der Liquiditätsplanung. 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. STEUERUNGSGRÖSSEN / KONTROLLSYSTEM 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. STEUERUNGSKENNZAHLEN DER ERTRAGS-, FINANZ- UND VERMÖGENSLAGE 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). 28 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 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 TECHNISCHE STEUERUNGSKENNZAHLEN 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), Ertrag pro installierter Anlagenleistung (kWh/kWp) und Performance Ratio. Diese werden in monatlichen Budgets erneuert und in einem Management Reporting dargestellt. Bedeutsame nicht finanzielle Leistungsindikatoren wurden nicht festgelegt. Steuerungskennzahl zu verwenden. Dies hängt damit zusammen, dass es immer weniger zum Vergleich von einzelnen Solaranlagen sowie für Rückschlüsse auf die technische Qualität des Portfolios geeignet ist. Die Performance Ratio bringt prinzipiell zum Ausdruck welcher Anteil der Einstrahlung (in kWh/m²) in Strom umgesetzt wird. Insofern ergibt sich aus dieser Kennzahl Information über die Systemverluste (z.B. wegen Wärme) sowie über die Verfügbarkeit der Solaranlage. Die deutschen Solaranlagen des Konzerns sind jedoch zunehmend von Unterregelungen der Solaranlagen im Rahmen von Redispatch 2.0 (vgl. Abschnitt im Wirtschaftsbericht Redispatch 2.0) betroffen. Dies hat zur Folge, dass gerade in Zeiten, in denen die Einstrahlung hoch ist, eine Solaranlage ganz oder teilweise vom Netz abgeschaltet wird. Da es eine sehr hohe Korrelation gibt bezüglich Einstrahlung zwischen den einzelnen deutschen Standorten des Konzerns, finden solche Unterreglungen aufgrund von Netzengpässen auch häufig zeitgleich statt. Unterreglungen von Solaranlagen führen in der Regel zu Produktionseinbüßen und wirken sich daher negativ auf die Performance Ratio aus, sodass sich die Aussagekraft dieser Kennzahl für die Steuerung des Konzerns erheblich verringert hat. Dahingegen beabsichtigt der Vorstand ab dem Geschäftsjahr 2024 die durch das Geschäft des Konzerns eingesparte CO 2 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 2023). 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. 29 WIRTSCHAFTSBERICHT GESAMTWIRTSCHAFTLICHE UND BRANCHENBEZOGENE RAHMEN- BEDINGUNGEN GLOBALER PHOTOVOLTAIKMARKT Der globale Photovoltaik-Leistungsausbau erreichte im Jahr 2022 mit voraussichtlich rund 171 GW einen neuen Rekordwert. Der deutsche Markt hat im Jahr 2022 erneut einen gesteigerten Zubau von knapp 7 GW (i. VJ. 5,3 GW) verzeichnen können. Auch im restlichen Europa hat sich der Zubau weiter kontinuierlich von 22,5 GW auf über 31 GW im Jahr 2022 erhöht. Der Hauptteil des Leistungsausbaus entfällt jedoch weiterhin auf Regionen außerhalb Europas. China hat sich mit einem Sprung von +91,4 GW (+55 GW i. VJ) weltweit uneinholbar an die Spitze katapultiert, während der Zuwachs in den USA mit voraussichtlich +19 GW (+24 GW i. VJ) sogar rückläufig ist. Indien bleibt mit +16 GW weltweit der drittgrößte Wachstumsmarkt. Wie im Vorjahr liegen etwa 18 % aller neuen Solaranlagen auf dem europäischen Kontinent. Die Gesamtleistung aller Solaranlagen stieg auf 1.100 GW, davon 233 GW in Europa (21 %) und 66 GW in Deutschland (6 %). Globaler Leistungsausbau an Solaranlagen REGION (in GW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 (e) Deutschland 1,5 1,6 2,9 3,8 4,8 5,3 6,9 Europa ohne Deutschland 5,6 7,1 8,0 17,7 16,3 22,5 31,3 Rest der Welt 68,5 88,0 86,4 87,7 113,7 123,3 171,4 Summe des Ausbaus 49,4 75,8 96,7 109,2 134,8 151,1 209,6 Kumulativer Leistungsausbau 302,3 399,0 496,3 605,5 740,3 891,3 1.100,9 Quelle: IEA; eigene Darstellung 30 ENTWICKLUNG DER STROMERZEUGUNG IN DEUTSCHLAND IN 2022 Im Berichtszeitraum hat der Ukrainekrieg hohe Wellen auf den Energiemärkten geschlagen, dies hat sich auch in der Nettostromproduktion in Deutschland bemerkbar gemacht. Zum einen kam es zu einem Rückgang der Nettostromerzeugung um 0,4%. Zweitens kam es in der Zusammensetzung der klassischen Energieträger im Geschäftsjahr zu großen Schwankungen: NETTOSTROMPRODUKTION (TWh) 2022 2021 VERÄNDERUNG GESAMTANTEIL IN % Markt 488,7 490,8 -0,4 % 100,0 % Kernenergie 32,8 65,4 -49,9 % 6,7 % Braunkohle 106,3 99,1 7,3 % 21,7 % Steinkohle 55,3 46,6 18,6 % 11,3 % Erdgas 45,7 51,2 -10,8 % 9,3 % Andere 5,9 3,3 77,1 % 1,2 % Erneuerbare Energien 242,8 225,0 7,8 % 49,7 % davon: Wasser 15,0 19,4 -22,4 % 3,1 % Wind 123,5 113,2 9,1 % 25,3 % PV 57,6 48,5 18,9 % 11,8 % Biomasse 46,7 44,2 5,6 % 9,6 % Quelle: Energy Charts: 2022-2021 Eigene Darstellung Insgesamt hat die Nettoproduktion der konventionellen Energieträger Kernenergie, Braun- und Steinkohle mit 7,5% erheblich abgenommen. Trotz gestiegener Kosten für CO 2 -Zertifikate legten Braunkohle und Steinkohle aufgrund des Erdgasmangels im deutschen Strommix deutlich zu, während aus Erdgas erzeugter Strom durch den Wegfall Russlands als Lieferant um 10 % abnahm. Die drei übriggebliebenen deutschen Kernkraftwerke erzeugten im Berichtszeitraum 7% des deutschen Strommix, was eine Abnahme von 50% im Vergleich zum Vorjahr bedeutet, denn drei Kernkraftwerke wurden in diesem Zeitraum vom Netz genommen. Die restlichen Nuklearkraftwerke sollten gem. Atomgesetz dann Ende 2022 abgeschaltet worden sein, werden aber nunmehr als Reserveleistung beibehalten. Die Summe der erneuerbaren Energiequellen Solar, Wind, Wasser und Biomasse lag 2022 bei ca. 243 TWh und damit um 7,8 % über dem Niveau des Vorjahreszeitraums (225 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 2022 nahezu die Hälfte des gesamten erzeugten Stroms. Der deutlichste prozentuale Unterschied zum Vorjahr war bei der Stromproduktion durch Solaranlagen zu verzeichnen. Während das Geschäftsjahr 2021 unter dem langjährigen Mittelwert lag, konnte das Geschäftsjahrdurch bessere Einstrahlungswerte 12% höhere spezifische Erträge verzeichnen. Darüber hinaus gab es eine 7% höhere Produktion durch eine Zunahme der Gesamtleistung an deutschen Solaranlagen. Windkraftanlagen speisten im Geschäftsjahr 2022 ca. 123,5 TWh in das öffentliche Netz ein. Das entspricht einer Zunahme um 9%. 31 ENTWICKLUNG DER ENERGIEROHSTOFFPREISE Das Jahr 2022 war 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 sank der Ölpreis wieder auf knapp über 80 USD und damit in etwa auf das Niveau des Vorjahreswechsels. Ölpreis (Brent Crude) in USD per Fass 2017-2022 (Terminpreis zum 31.12.2022) Quelle: trading economics Steinkohle in USD per metrischer Tonne 2017-2022 (Terminpreis zum 31.12.2021) Quelle: trading economics 32 Bei Steinkohlen 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 auf etwa 400 USD per metrische Tonne angestiegen und erst ganz am Ende des Jahres wieder rapide um die Hälfte auf das Niveau vom Jahresbeginn gefallen, was aber immerhin signifikant oberhalb der Preisniveaus der letzten Jahren lag. Am dramatischsten aber war die Entwicklung der Gaspreise in Europa, 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 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 in der zweiten Jahreshälfte 2022 auf rund die Marke von 50 EUR per MWh. Gaspreis in EUR per metrischer Tonne 2017-2022 (Terminpreis zum 31.12.2022) Quelle: trading economics Die Gründe für die Zunahme des Gaspreises auf dem europäischen Markt sind vielschichtig. Die Hauptursache liegt jedoch in einem (perspektivischen) Mangel an Gas in Europa während des Winters angesichts der Verringerung bzw. Einstellung von Gaslieferungen aus der Russischen Föderation in die EU, spätestens jedoch mit dem Anschlag auf die Pipelines North Stream I und II. Europäische Gaskunden und -versorger mussten das Gas daher auf dem Weltmarkt einkaufen. Darunter waren auch alternative Gaslieferungen in Form von teurerem Flüssiggas (LNG), vor allem aus den USA und Katar, verbunden mit einem Mangel an LNG-Transport- und Umwandlungskapazitäten, die insbesondere in Deutschland eilig aufgebaut wurden. Daraus lässt sich jedoch nicht die Preissteigerung um das 10- bis 15fache erklären. Der wesentliche Teil der Gaspreissteigerung ging daher sicherlich auf Spekulation und Notkäufe zurück, bei denen Gasversorger um sicherzustellen, dass sie die Verträge mit ihren Gaskunden erfüllen können, und aus Angst, dass die Gaspreise weiter ansteigen würden Gas zu jedem Preis beziehen wollten und damit auch zu überhöhten Preisen eingekauft haben. Die perspektivische Gasknappheit findet in der aktuellen Speichersituation jedoch keine Bestätigung mehr. Obwohl die europäischen Gasreserven im Dezember 2021 lediglich bei einem unterdurchschnittlichen Wert von 60 % lagen (siehe nachfolgende Grafik), haben sie sich im Laufe des Jahres 2022 kräftig erholt. Die Befüllung der Gasreserven lag im Dezember bei über 90% und damit auf einem gegenüber den Vorjahren zu dieser Jahreszeit sogar überdurchschnittlich hohen Niveau. Dies hat die Notzustandbefürchtung aus dem Markt genommen und die preisliche Lage deutlich entspannt. 33 Befüllung der europäischen Gasspeicher in % der Speicherkapazität 2013-2022 Quelle: Gas Infrastructure Europe, Eigene Darstellung Vergleicht man schließlich die Entwicklung des Gaspreises in Europa (TTF/NL) mit der in den USA (Henry Hub, Angabe in MMBtu = 1 Million BTU = 0,293 MWh), wie unten dargestellt, so stellt man fest, dass der Gaspreis hierzulande von etwa 25 EUR/MWh 2021 auf 200-300 EUR/MWh Mitte 2022 und damit auf das Acht- bis Zehnfache gestiegen ist, während sich der Gaspreis in den USA im selben Zeitraum nur verdreifacht hat. CO2-Preis in EUR per metrischer Tonne 2014-2022 (Terminpreis zum 31.12.2022) Quelle: trading economics Zusammenfassend lässt sich also feststellen, dass sich der europäische Gaspreis im Zuge der durch den Ukraine- Krieg katalysierten Energiekrise von der weltweiten Preisdynamik entkoppelt hat, denn den Anstieg der Gaspreise in Europa kann man im US-amerikanischen Markt nur in geringerem Umfang beobachten. Nachdem die Lieferketten jedoch neu geordnet wurden und die Gasreserven ausreichend neu befüllt wurden, lagen die Gaspreise zwar noch spürbar höher als vor der Krise, jedoch ist von einem A 34 Die Preise auf dem europäischen Gasmarkt haben jedoch über die Preisbildung am Strommarkt (siehe die folgenden beiden Abschnitte) auch einen unmittelbaren Effekt auf die Ertragslage des Konzerns. 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 Gasverstromungskraftwerke, für die der Gaspreis den wesentlichen Teil der Grenzkosten ausmacht. PREISBILDUNG WIE KOMMT DER STROMPREIS ZUSTANDE? 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 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 zur Spitzenlastzeit im deutschen Strommarkt 2022Q4 (Terminpreise) im Vergleich zu 2021Q4 Schematische Darstellung der Strompreisbildung an EEX Strombörse, Quelle: eigene Darstellung 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 (derzeit) Atom-, Braun- und Steinkohle-, Öl und schließlich Gaskraftwerken. Strompreis (EUR/MWh) 500 475 450 425 400 375 350 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 AKW Öl 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Leistung GWh 2022Q4 (weiß) Änderung zu 2021Q4 (farbig) Braunkohle Steinkohle Gas und Dampf Kombikraftwerk Erneuerbare Energien SPITZENLAST WINTER Markräumungspreis für alle Kraftwerke (WINTER) SPITZENLAST SOMMER Markträumungspreis für alle Kraftwerke (SOMMER) 35 Die Tatsache, dass erneuerbare Energien nur beschränkt steuerbar sind, hat in der Vergangenheit für Negativpreise auf dem Strommarkt gesorgt, die gemäß EEG-Gesetzeslage zur Einschränkung der 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. Wie aus der Grafik hervorgeht, kann der durchschnittliche tägliche Strombedarf im Winter in Deutschland (etwa 80 GWh) trotz der hohen Preise nur durch Einsatz der Gaskraftwerke erreicht werden. Dies führte bei Gaspreisen wie Mitte 2022 zu einem Markträumungspreis von rund 400 EUR/MWh. Dieser Markträumungspreis entspricht dem Marktpreis und ist für den Konzern zur Bestimmung des PV-Strompreises von zentraler Bedeutung und entspricht dem, was wir für August 2022 beobachten Die Grenzkosten für andere Technologien hatten auf Grundlage der gestiegenen Energierohstoffe, wie oben beschrieben, am Bilanzstichtag deutlich zugenommen, wenn auch nicht im gleichen Maße wie der Gaspreis. Dadurch lässt sich mit der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, Atomkraft sowie auch Braun- oder Steinkohle und sogar durch den Einsatz von Dieselgeneratoren ein Preis oberhalb der Grenzkosten, also der marginalen Gestehungskosten, erzielen. Diese Marge wird durch die eingeführten Strompreisabschöpfungen, mindestens für den Zeitraum, in denen diese Abschöpfung Anwendung findet, wesentlich verringert. Man könnte aus der Grafik schließen, dass der Strompreis am Bilanzstichtag so hoch war, weil die Grenzkosten für die Gasverstromung aufgrund der Gaspreise zu diesem Zeitpunkt überhöht sind. Dies trifft jedoch nur einen Teil der Wahrheit. Die Gas-und-Dampfturbinenkraftwerke bestimmen nur deshalb den Markräumungspreis, weil in den vergangenen Jahren (vor allem in anderen europäischen Ländern) nicht nur zu wenig in erneuerbare Energien, sondern auch zu wenig in die Erhaltung oder Erweiterung der Nuklear- und Kohlestromerzeugung als Alternative investiert wurde. Eine größere Kapazität an erneuerbaren Energien, Kern- oder Kohlenkraftwerke hätte nämlich den Balken der günstigsten Erzeugerkapazität in der Grafik vergrößert und damit alle nachfolgenden Balken nach rechts verschoben, wodurch Gas-und-Dampfturbinenkraftwerke aus dem Bereich des Strombedarf gedrängt worden wären und der Markträumungspreis durch die günstigeren Steinkohlenkraftwerke bestimmt worden wäre. Stattdessen haben verschiedene europäische Länder auf Gas-und-Dampfturbinenkraftwerken gesetzt als Ergänzung von erneuerbaren Energien bzw. als Zwischentechnologie. Dies hat Europa aber sehr vom Gaspreis abhängig gemacht. Eine langfristige Lösung für die überhöhten Strompreise kann in einem freien Strommarkt somit nur in der Erweiterung der Erzeugungskapazität von preiswerteren Technologien, der Senkung des Gaspreises oder der Nachfrage bestehen. Der Marktpreis sollte den Anreiz setzen, damit Marktakteure in jene Technologien investieren, die eine Marge im Vergleich zum herrschenden oder erwarteten Markträumungspreis ermöglichen. Die Alternative sind Eingriffe in den Markt, z. B. in die Preisbildung. Genau dies wurde von der europäischen Kommission unter Zustimmung des europäischen Rates vorgeschlagen und in Belgien und Deutschland bereits umgesetzt. (Siehe Abschnitt Regulatorische Eingriffe in den Strompreis). Das volkswirtschaftliche Risiko von solchen Eingriffen besteht jedoch darin, dass der Anreiz in neue Erzeugungskapazitäten zu investieren ausbleibt. 36 ENTWICKLUNG DER STROMPREISE IM BERICHTSZEITRAUM Die kräftigen Preisanstiege auf den Rohstoffmärkten haben auch zu Steigerungen des Strompreises geführt, bei denen der EEX-Strompreis (schwarz in der nachfolgenden Grafik) seit März 2021 seinen historischen Preiskorridor von rund 20 EUR/MWh bis 50 EUR/MWh verlassen hat und in der Spitze auf bis über 400 EUR/MWh im Sommer 2022 anstieg. Gegenüber dem Panikmodus lässt sich also auch beim Strompreis eine deutliche Entspannung feststellen. Mit über 200 EUR/MWh liegt der Strompreis aber immer noch höher als vor dem Ukraine-Krieg und weit über dem Niveau der Coronakrise. EEX-Strompreis in EUR per MWh 2017-2022 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 ausführlich dargelegt. Da die PV-Strompreise für den Ertrag des Konzerns von wesentlicher Bedeutung sind, sofern sie oberhalb der gesetzliche Abschnitt kurz auf die Preisbildung am Strommarkt eingegangen. REGULATORISCHE EINGRIFFE IN DEN STROMPREIS Der Vorstand hatte bereits im Geschäftsbericht 2021 darauf hingewiesen, dass die hohen Strompreise in Folge 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, jedoch unter Berücksichtigung bestehender Förderungssysteme begrenzt werden würde. 37 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 Direktiver umgesetzt, wonach EU-Mitgliedstaaten dann solche Abschöpfung, 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, welche ins Netz eingespeist wird. Der Produktionsanteil, welcher mit einem Stromverkaufsvertrag (PPA) on-site, das heißt, 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, 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 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 38 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, ist jedoch verlängerbar bis 30. April 2024. ENTWICKLUNGEN AUF DEM DEUTSCHEN PV-MARKT 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 kontinuierlich (vgl. Abschnitt Entwicklung der Systempreise). Mit Vorlage des Osterpaketes der Bundesregierung und dessen Umsetzung im neuen EEG 2023 steigen nun auch die Tarife für die Einspeisung von regenerativ erzeugtem Strom erstmalig wieder an (siehe Abschnitt EEG-Novelle 2023). Dies ist mit Blick auf den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien als positiv zu bewerten. Entwicklung der deutschen Einpeisevergütungen und Ausschreibungstarife 2000-2022 Quelle Fraunhofer Institut Oberhalb von 1 MWp kann sich der Betreiber eine feste Einspeisevergütung über Stromabnahmeverträge (englisch: Power Purchase Agreements oder PPAs), also mittel- oder langfristige Festpreis-Abnahmeverträge mit einem Netzbetreiber oder Energiehändler, sichern. Besonders geeignet für solche PPA-Verträge sind große Freiflächenanlagen, die ihren Strom in das Netz einspeisen können. Solche Anlagen sind u. U. nicht an die Maximalleistung von 20 MWp die Obergrenze bei Ausschreibungen gebunden. Da sich die festgelegten Preise in den PPAs an den Strommarktpreisen orientieren, werden sie mit steigenden Strompreisen zunehmend attraktiver (siehe nachfolgende Grafik). 39 Langfristige PPA-Verträge 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 in Folge 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. Entwicklung der PPA Strompreisverträge mit einer Laufzeit von 10 Jahren Quelle: Enervis Die aktuelle Lage wirft jedoch weiterhin ein spezielles Problem für geplante PPAs auf. Aufgrund der ungewissen Lieferzeit für wichtige Komponenten wie Übergabestationen oder Trafos (Verzögerungen von bis zu einem Jahr) ist es schwierig, ein verlässliches Datum für den Vertragsbeginn eines PPAs festzulegen. Ein von beiden Vertragsparteien unterzeichnetes PPA (außerhalb des EEGs) ist jedoch die Voraussetzung für eine Projektfinanzierung, um die Rechte am PPA-Vertrag an die finanzierende Bank abtreten zu können. Dieser Teufelskreis macht eine Bankenfinanzierung eines PPAs derzeit beinahe unmöglich. Eine größere Flexibilität bietet eine vollständige Eigenkapitalfinanzierung, die nach dem Netzanschluss teilweise durch eine Projektfinanzierung refinanziert wird. REDISPATCH 2.0 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 Netzbetrei- ber 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. 40 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 sogenannten 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, damit sollte der Anlagebetreiber eigentlich nicht von Redispatch 2.0 wirtschaftlich schlechter gestellt sein. Prinzipiell sollte die Vergütung des Marktwertes durch den Dienstleister erfolgen und die der Marktprämie durch den Netzbetreiber. Dies setzt aber voraus, dass die Ausfallmengen tatsächlich durch den Netzbetreiber an den Dienstleister (in seiner Funktion als EIV bzw. BTR) kommuniziert werden. Es zeichnet sich jedoch ab, dass die Datenweitergabe gar nicht, oder nur lückenhaft stattfindet. Dies hat zur Folge, dass die Geschäftsführung trotz intensivem Austausch mit dem Dienstleister und dem Netzbetreiber teilweise nur um mehrere Monate zeitverzögert die Entschädigung eintreiben kann. EEG-NOVELLE 2023 Die Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG 2023) ist Ende Juli im Bundesgesetzblatt veröffentlicht worden. Der Bundesrat hatte am 8. Juli 2022 das tags zuvor verabschiedete Gesetz zu Sofortmaßnahmen für einen beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien und weiteren Maßnahmen im Stromsektor gebilligt. Das Gesetz wurde am 28. Juli 2022 im Bundesgesetzblatt verkündet. Die Regelungen des neuen EEG wurden am 21 Dezember 2022 unter Gesichtspunkt der europäischen Beihilfegenehmigung von der Europäischen Kommission genehmigt. Einige Passagen des Gesetzes treten direkt am Tag darauf bzw. nach einigen Wochen bzw. Monaten in Kraft, die Übrigen am 1. Januar 2023. Das Gesetz richtet die Klima-, Energie- und Wirtschaftspolitik auf den 1,5-Grad-Klimaschutz-Pfad aus und überarbeitet dazu das gesamte Erneuerbare-Energien-Gesetz grundlegend und umfassend, ändert flankierend zahlreiche andere Gesetze. 41 Es werden in der Gesetzesnovelle aus Sicht des Konzerns folgende wesentliche Ziele gesetzt und Maßnahmen detailliert: Ausbauziele 2030 Gesamtziel 2045 : Die Novelle definiert ambitioniertere Ausbauziele für die erneuerbaren Energien: Im Jahr 2030 sollen 80 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms aus erneuerbaren Energien stammen. Gesamtziel ist es, im Jahr 2045 Treibhausgasneutralität zu erreichen. Höhere Ausbaupfade : Um die Ausbauziele zu erreichen, legt das Gesetz Ausbaupfade und Ausschreibungsmengen für die einzelnen Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien fest. So erhöht es die aktuellen Ausbauraten bei der Windenergie an Land auf 10 GW pro Jahr, so dass im Jahr 2030 insgesamt rund 115 GW Leistung aus Windkraft stammt. Den Ausbau von Solarenergie schreibt das Gesetz auf 22 GWp pro Jahr vor (vgl. Abschnitt Globaler Photovoltaikmarkt im Geschäftsjahr 2022 konnte in Deutschland ein Ausbau um 7 GWp erreicht werden) - im Jahr 2030 sollen insgesamt rund 215 GWp Solar-Leistung in Deutschland erreicht sein. Im Geschäftsjahr 2040 soll diese bei 400 GWp liegen. Höhere Ausschreibungsvolumina : das Ausschreibungsvolumen bei Freiflächenanlagen wird um 5,9 GWp (2023) und 8,1 GWp (2024) und für die Jahre 2025-2029 um jeweils 9,9 GWp erhöht. Bei Dachanlagen erhöht sich das Ausschreibungsvolumen um 0,7 GWp (2023), 0,9 GWp (2024) und um jeweils 1,1 GWp (2025-2029). Allerdings sieht das EEG 2023 verschiedene Anpassungsmechanismen vor, z.B. reduziert sich das Ausschreibungsvolumen eines Kalenderjahres jeweils um die im Vorjahr außerhalb des EEG in Betrieb genommenen PPA-Anlagen, erhöht sich aber auch um im Vorjahr nicht bezuschlagte Mengen. Endgültiges Aus für EEG-Umlage : Das Gesetz schafft die EEG-Umlage dauerhaft ab, nachdem sie durch eine kürzliche Änderung bereits auf null abgesenkt worden war. Mit dem Ende der Kohleverstromung soll der weitere Ausbau erneuerbarer Energien marktgetrieben erfolgen. Die Bundesregierung wird verpflichtet, bis zum 31. März 2024 einen Vorschlag vorzulegen, wie die Finanzierung des EE-Ausbaus nach dem Kohleausstieg erfolgen kann. Aussetzen der Degression im Jahr 2023 : bei kräftigem Zubau im Markt sinken im Regelfall die Einspeisevergütungen für neue Solaranlagen von Monat zu Monat. Diese sog. Degression wird durch das EEG 2023 bis Anfang 2024 ausgesetzt. Die Einspeisevergütungssätze bleiben also konstant, egal wann die Anlage in diesem Jahr 2023 in Betrieb geht. Dies erhöht die Planungssicherheit für kleine Anlagen. Halbjährliche Degression ab 2024 : ab dem Geschäftsjahr 2024 sollen die Einspeisevergütungen mit 1% im Halbjahr sinken, statt monatlich vor Einführung des EEG 2023. Förderfähigkeit der Anlagen: ab dem 1. Januar 2023 sollen Solaranlagen mit einer Leistung bis 1 MWp nunmehr eine EEG Vergütung erhalten können. Bisher war dies nur bis zu einer Leistung von 750 kWp möglich. Oberhalb dieser Grenzen muss man sich einen Tarif mittels des Ausschreibungsverfahren sichern. Erhöhung der EEG-Vergütung : sowohl die Einspeisevergütung für voll- als auch teileinspeise Anlagen wurde durch das EEG 2023 wesentlich erhöht. Eine Freiflächenanlage, die am 1. Dezember 2022 in Betrieb genommen wurde, erhielt noch eine Einspeisevergütung von 43,1 EUR / MWh, während diese ab dem 1. Januar 2023 bei 70 EUR / MWh liegt. 42 Beschleunigte Genehmigungsverfahren : Gesetzlich wird klargestellt, dass alle erneuerbaren Energien im überragenden öffentlichen Interesse stehen und der öffentlichen Sicherheit dienen. Dies ist für Planungs- und Genehmigungsabwägungen relevant und soll zur Beschleunigung der Verfahren beitragen. Damit sollten erneuerbare Energien bei Abwägungsentscheidungen auch Vorfahrt erhalten. Erweiterung der Flächenkulisse : künftig dürfen Anlagen bis zu 500 Metern vom Rand von Autobahnen oder Schienenwegen gefördert werden. Aussetzung der Förderung bei negativen Strompreisen : Für Neuanlagen wird die Negativpreisereglungen nun schrittweise verschärft. Ab 2024 greift die Förderreduzierung bereits ab einer Dauer von mindestens drei aufeinanderfolgenden Stunden negativer Strompreise. Ab dem Geschäftsjahr 2026 sollen bereits zwei aufeinanderfolgende Stunden ausreichen, um eine Reduzierung der EEG Vergütung auf null auszulösen. Ab dem Geschäftsjahr 2027 entfällt die Förderung sogar für jede Stunde, in denen die Strompreise negativ sind. ENTWICKLUNG DER SYSTEMPREISE Im Geschäftsjahr konnten bei den Entstehungskosten wie im Vorjahr weitere Preissteigerungen beobachtet werden, denn der Trend, dass die Systempreise lediglich abnehmen, wurde bereits im Geschäftsjahr 2021 entschlossen gebrochen. Die Modulpreise in Deutschland haben sich im Geschäftsjahr insgesamt nochmal um 12 % verteuert. Grund hierfür ist vor allem die Zunahme der Preise für Polysilizium, welches ein wesentlicher Bestandteil für Kristallin-Module ist. Entwicklung der Modulpreise in Deutschland in 2020-2022 in EUR / Wp Quelle: pvxchange; eigene Darstellung Obwohl die anderen Systemkosten (auch BOS für Balance of System) tendenziell mit den Jahren ebenfalls preiswerter werden, hat die Zunahme der Rohstoffpreise (Kupfer, Aluminium, Stahl) sowie die (Nicht-)Verfügbarkeit von Monteuren und Technikern bzw. Komponenten wie z.B. Trafostationen erneut zu deutlichen Erhöhungen in den BOS-Kosten geführt. Die Wartezeiten auf bestimmte projektspezifische Komponenten (wie z. B. Übergabestationen und Trafos) sind ebenfalls deutlich länger geworden. 43 Diese Wartezeiten können sogar im Regelfall bis 12 Monaten (oder länger) dauern. 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 2022 bei 38/62. Deutsche Systempreise in EUR / Wp (links) Einspeisetarifentwicklung in EUR / MWh (rechts) Quelle: IRENA, Eigene Darstellung ZINSENTWICKLUNG 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 zweimal mit 0,75% im September und Oktober 2022 sowie nochmals mit zweimal 0,5% im Dezember 2022 sowie Februar 2023. Diese Leitzinssteigerung wirkt sich auf die Projektfinanzierungsraten für neue Solaranlagen, sowie auch Refinanzierungszinssätze für Bestandsanlagen aus. Die Finanzverbindlichkeiten des Konzerns sowie der 7C Solarparken AG sind fast ausschließlich mit festen Zinsen abgeschlossen worden. 44 WETTBEWERB Der Wettbewerb des Konzerns spielt sich v. a. 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 v. a. 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 1-20 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. 45 WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNG DES KONZERNS (BERICHTERSTATTUNG AUF BASIS DES IFRS KONZERNABSCHLUSSES) GESCHÄFTSVERLAUF 2022 STAND DER UMSETZUNGEN DER ZIELE DES GESCHÄFTSPLANS 2020-2022 Der Geschäftsplan 2020-22 wurde Ende 2020 und 2021 konkretisiert. Stand der bisherigen Portfolioerweiterung auf > 220 MWp 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. Stand der Integration des Wachstums Ein Hauptaugenmerk in 2020 lag auf der Integration des jüngsten Wachstums. Für Anlagen mit einer Gesamtkapazität von rund 6 MWp und einer Vergütung nach dem EEG 2019 sollte bis Februar 2020 der Netzanschluss erfolgen. Insgesamt 5,1 MWp PV-Anlagen davon konnten trotz einiger Verzögerungen aufgrund des Ausbruchs der Corona-Pandemie und der verlangsamten Abwicklung bei den Netzbetreibern während des Jahres ans Stromnetz angeschlossen werden. Für zwei der angeschlossenen Projekte mit jeweils 750 kWp konnte die Endabnahme aufgrund von Baumängeln nicht erfolgen. Mehrere Klagen wurden bei Gericht gegen die Generalunternehmer eingereicht. Die Ende 2020 noch ausstehenden 0,9 MWp konnten im Laufe des ersten Halbjahres 2021 ans Netz angeschlossen werden Im Rahmen der Optimierungsmaßnahmen wurde das Modulaustauschprogramm im ersten Quartal 2020 planmäßig abgeschlossen. Insgesamt wurden in vier Solarparks (Groß-Stieten, Kissing, Wiesenbach, Mockrehna) 1,1 MWp Module ausgetauscht. Die 7C Solarparken hatte geplant, für eine der Fondsgesellschaften aus dem Betriebsführungsgeschäft die Beherrschung (und damit die vollständige Konsolidierung) bis 2021 zu erreichen. Dieses Ziel konnte bereits zum 30. Juni 2020 für zwei Fondsgesellschaften erreicht werden. Der Konzern wies zum Bilanzstichtag 2020 eine Beteiligung von 24,4 % in HCI Energy 1 Solar GmbH & Co. KG und eine Beteiligung von 38,1 % in HCI Energy 2 Solar GmbH & Co. KG aus. Die Beteiligungen in diesen zwei schlecht performenden Fonds konnte u. a. durch die Finanzierung eines Modulaustauschprogramms für das Projekt Oberostendorf und mehrere Kaufangebote an die bisherigen Investoren rasch aufgebaut werden. Zusätzlich hat 7C Solarparken die O&M-Verträge für die Parks, die zu den HCI1 und HCI2 Fondsgesellschaften gehören, mit dem externen Dienstleister aufgrund ungenügender Ausführung gekündigt und führt die O&M Arbeiten vorübergehend selbst aus. 46 Ein weiterer Aspekt der Integration des Wachstums betrifft den Einsatz der technischen Mitarbeiter. Der Ausbau des technischen Wartungsteams konnte mit dem Ausbau des Anlagenportfolios der letzten Jahre nicht schritthalten. Die eigenen technischen Mitarbeiter arbeiten zunehmend auf Anlagen mit hohen EEG-Einspeisevergütungen. Die Wartungs- und Serviceaufgaben für Neuanlagen in Deutschland mit einem Volumen von 100 MWp konnten ab dem zweiten Quartal 2020 an IBC Solar (ein erfahrenes deutsches PV- Unternehmen) abgegeben werden. Die Ausführung wird von der 7C Solarparken überwacht. Die Reduzierung der Anzahl der Projektgesellschaften konnte während 2020 vollständig ausgeführt werden. Insgesamt reduzierte sich die Anzahl an Projektgesellschaften durch Verschmelzung um 17 Gesellschaften. Insgesamt zählt der Konzern am Bilanzstichtag 2020 noch 112 Gesellschaften, davon 103 in Deutschland und 9 im Ausland. Stand der Skalierung auf 500 MWp und Belgien als zweiter Kernmarkt Im aktualisierten Plan 2020-2022 soll das eigene IPP-Portfolio bis Ende 2022 auf 400 MWp ansteigen und das Portfolio für die Betriebsführung auf 100 MWp ausgeweitet werden. Stand des Ausbaus des eigenen IPP-Portfolios von 220 MWp auf 400 MWp Das Portfoliowachstum von 224,7 MWp - auf 404 MWp am Bilanzstichtag 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. Markteintritt in den belgischen Markt: Der Vorstand hat in kurzer Zeit einen Markteintritt in Belgien gemacht. Folgende Meilensteine wurden bereits erreicht: Der Vorstand hat im Dezember 2020 die Partnerschaft mit Jean-Marie Pfaff als Markenbotschafter der 7C Solarparken bekannt gegeben. Jean Marie Pfaff war langjähriger Torwart beim FC Bayern München und belgischer Nationaltorwart und hat in Belgien, wie auch in Deutschland, einen sehr hohen Bekanntheitsgrad. Als Markenbotschafter wird Jean-Marie Pfaff Projektansätze mit den Kommunen und Landräten/Bürgermeistern initialisieren mit dem Ziel, daraus PV-Projekte zu realisieren. Am 29.12.2020 hat 7C Solarparken den Erwerb von Enervest Belgium BV (inzwischen: 7C Solarparken Belgium BV) bekannt gegeben. 7C Solarparken Belgium BV ist eine Projektentwicklungsgesellschaft mit starkem Track Record im belgischen Markt und einer der PV-Pioniere in Belgien. Enervest Belgium BV existiert seit 2008. Die Projektpipeline wurde übernommen, und im Geschäftsjahr 2022 sowie im Vorjahr wurde die Pipeline nach und nach umgesetzt. Dies war ein wesentlicher Bestandteil des Wachstums in Belgien in den letzten zwei Jahren. Der Plan sah ein IPP-Portfolio in Belgien bis Ende 2022 von 50 MWp. vor. In Belgien summiert sich das Portfolio zum Jahresende auf 42 MWp. Damit hat der Konzern die Zielgröße für Belgien für 2022 nicht erfüllt. Der Vorstand erwartet jedoch im laufenden Geschäftsjahr 2023 die Zielgröße von 50 MWp erreichen bzw. übertreffen zu können. 47 Stand des Ausbaus des Portfolios für die Betriebsführung auf 100 MWp Neben den 62,7 MWp in Deutschland hat der Konzern mit dem Geschäftserwerb der Enervest Belgium BV (nunmehr 7C Solarparken Belgium BV) auch die kaufmännische Verwaltung von 8 MWp an belgischen PV-Projekten übernommen rtfolios lag somit am Bilanzstichtag bei 70,3 MWp. Der Ausbau auf 100 MWp. bis Ende 2022 ist getrieben von opportunistischen Gelegenheiten im Markt. Betriebsführungsprojekte werden nicht sehr häufig am Markt angeboten und sind, wie bei dem Erwerb von Ernervest Belgium, häufig Bestandteil von komplexeren M&A-Transaktionen. Der Vorstand ist aber von der Attraktivität des Betriebsführungsgeschäfts überzeugt und wird jede sich bietende Gelegenheit im Markt prüfen, um dieses Segment weiter auszubauen. Es dienten sich jedoch im Geschäftsjahr sowie im Vorjahr unzureichend Opportunitäten an, um die geplante Zielgröße erreichen zu können. PROGNOSE-IST-VERGLEICH Der Vorstand war für das Geschäftsjahr 2022 in seiner ursprünglichen Prognose im Geschäftsbericht 2021 von zwei Szenarien ausgegangen. Beide Szenarien gingen vom Bestandsportfolio von 339 MWp zum Tag der Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2021 aus sowie von normalen Witterungsbedingungen im Jahr 2022 (973 kWh/kWp) und einer durchschnittlichen Aktienzahl von 76,4 Mio. Das erste Szenario jedoch unterstellte einen durchschnittlichen Strompreis an der EEX-Strombörse i.H.v. 134 EUR / MWh, während das zweite Szenario von einer staatlich veranlassten Strompreisobergrenze i.H.v. 70 EUR / MWh ausging. in Mio. EUR 2022 (IST) 2022 Prognose gemäß Geschäftsbericht 2021 SZENARIO 1 SZENARIO 2 Umsatz 85,8 68,0 61,8 EBITDA 74,7 55,4 49,1 CFPS / Aktie [in EUR] 0,85 0,61 0,53 Die Strompreisobergrenze wurde vom Vorstand unterstellt, weil er von staatlichen Eingriffen in den Strommarkt ausgegangen war. Diese Annahme stellte sich zwar als richtig heraus, wurde aber in Deutschland erst am dem 1. Dezember und in Belgien ab dem 1. August des Geschäftsjahres 2022 realisiert, sodass der Einfluss im Berichtszeitraum unwesentlich blieb. Es wird daher ein Vergleich mit dem Prognoseszenario 1 erstellt. Die prognostizierten Umsatzerlöse (EUR 68,0 Mio.) wurden im Geschäftsjahr 2022 um EUR 17,8 Mio. übertroffen. Das EBITDA des Geschäftsjahres beträgt EUR 74,7 Mio. Diese konnte somit um EUR 19,3 Mio. übertroffen werden. Der Vorstand hat während des Geschäftsjahres die EBITDA-Prognose im Zuge der Strompreisentwicklung sowie der hervorragenden Witterungsverhältnisse zweimal erhöht: im Halbjahresbericht erfolgte eine Erhöhung auf EUR 61,8 Mio. und mit der Veröffentlichung der 9-Monats-Zahlen folgte eine weitere Anhebung der EBITDA- Prognose auf EUR 70,0 Mio. 48 Der CFPS lässt sich wie folgt ableiten: in TEUR 2022 1. EBITDA 74.717 2. Minus effektive Zinszahlungen -5.178 3. Minus effektive Steuerzahlungen -2.764 4. Minus Pachtaufwand (nicht im Betriebsaufwand enthalten) -1.956 = Netto Cash Flow 64.819 Durchschnittliche Anzahl der Aktien 76.662 CFPS (in EUR) 0,85 Die Produktion betrug im Berichtszeitraum 348 Gigawattstunden (GWh) und lag damit 5,4 % oberhalb der Prognose i. H. v. 330 GWh. Hiermit wurde ein Ertrag pro installierter Leistungseinheit von 1.022 kWh/kWp für das Anlagenportfolio erreicht, der 5,0 % oberhalb dem prognostizierten Wert von 973 kWh/kWp liegt. ERTRAGSLAGE UMSATZ 7C Solarparken erzielte im Geschäftsjahr 2022 Umsatzerlöse in Höhe von EUR 85,8 Mio. (i. VJ: EUR 56,2 Mio.) Die Umsatzerlöse bestehen im Geschäftsjahr zu 98,6 % aus Stromverkäufen (Vorjahr: 97,6 %). Demzufolge ist der Stromverkauf von EUR 54,9 Mio. auf EUR 84,6 Mio. angestiegen. 2022 FY 2021 FY Änderung GWh (Solar und Wind) 348 270 28,8% kWh/kWp (nur Solar) 1.004 915 9,7% kWh/kWp (Solar und Wind) 1.022 933 9,5% Gewichtete durchschnittliche Leistung (Solar und Wind) 341 295 15,6% Durchschnittlicher Einspeisepreis (EUR/MWh) 243 203 20,1% Die kräftige Zunahme der Stromverkäufe ist einerseits auf die zugenommenen verkauften Strommengen andererseits auf den gestiegenen durchschnittlichen Einspeisepreis zurückzuführen. Das Anlagenportfolio generierte im Geschäftsjahr 2022 mit 348 GWh rund 29 % mehr Strom als im vergleichbaren Vorjahreszeitraum. Diese deutliche Zunahme ist sowohl auf das starke Wachstum des Anlagenportfolios als auch auf die gegenüber dem Vorjahr signifikant verbesserten Solar- und Windverhältnisse zurückzuführen; die gewichtete durchschnittliche Erzeugungskapazität im Geschäftsjahr lag um fast 16% höher als im Vorjahr. Der spezifische Ertrag des Anlagenportfolios hat sich mit 1.022 kWh/kWp gegenüber der Vorjahresperiode um 10% verbessert. Im Vergleich zu den Vorjahren nahm der durchschnittliche Einspeisepreis wieder deutlich zu (+20,1 %) und stieg auf 243 EUR/MWh (I.VJ.: 203 EUR/MWh). In dieser Entwicklung spiegeln sich die enorm gestiegenen Strommarktpreise der vergangenen Monate wider, welche sinkende Einspeisevergütungen für Neubauprojekte deutlich überkompensieren (vgl. Abschn . Die Umsatzerlöse aus Dienstleistungen haben sich von EUR 1,1 Mio. im Jahr 2021 geringfügig auf EUR 0,9 Mio. verringert. Dies entspricht 1,0 % vom Gesamtumsatz (Vorjahr: 2,0 %). 49 SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE Sonstige betriebliche Erträge erzielte 7C Solarparken in Höhe von EUR 3,3 Mio. (i. VJ.: EUR 2,5 Mio.). Besonders hervorzuheben sind Ausgleichszahlungen in Verbindung mit Anlagenabschaltungen infolge der Ausführung von Redispatch 2.0 i.H.v. EUR 1,1 Mio., Erträge aus Schadenersatz i.H.v. EUR 1,5 Mio. insbesondere aus einem Vergleich mit einem Verkäufer von einer Solaranlage (EUR 0,9 Mio.) sowie aus versicherten Schadensfällen i.H.v. EUR 0,6 Mio. (i.VJ. EUR 0,5 Mio.) und schließlich die Erträge aus dem Wegfall von Verbindlichkeiten (z. B. durch Verjährung) i. H. v. EUR 0,2 Mio. (i. VJ. EUR 0,7 Mio.). Der Ertrag aus dem Vergleich mit dem Verkäufer steht in Zusammenhang mit einer Wertminderung auf der verkauften Solaranlage in gleicher Höhe (Siehe Abschreibungen und Wertminderungen). Im Vorjahr konnte noch die Weiterberechnung von Aufwendungen i. H. v. EUR 0,5 Mio. als sonstiger betrieblicher Ertrag verzeichnet werden. PERSONALAUFWAND Der Personalaufwand nahm im Berichtszeitraum auf EUR 2,0 Mio. (i. VJ.: EUR 2,2 Mio.) geringfügig ab. Der Konzern beschäftigte zum 31. Dezember 2022 neben den beiden Vorständen 24 Mitarbeiter (i. VJ: 27 Mitarbeiter), davon 12 bei der 7C Solarparken AG (i. VJ.: 11 Mitarbeiter). Durchschnittlich beschäftigte der Konzern während der Berichtsperiode 24 Mitarbeiter (i. VJ.: 29 Mitarbeiter), davon 11 bei der 7C Solarparken AG (i. VJ: 11 Mitarbeiter). SONSTIGER BETRIEBSAUFWAND Die betrieblichen Aufwendungen beliefen sich in der Berichtsperiode auf EUR 12,4 Mio. (i. VJ: EUR 7,9 Mio.). Dieser Anstieg des sonstigen Betriebsaufwandes ist auf die zugenommenen Kosten für den Betrieb der Solarparks (+EUR 2,3 Mio.), die Erhöhung der Rückstellungen (+EUR 1,6 Mio.) sowie auf Forderungsverluste und Wertminderungen auf Vorräte zurückzuführen (+ EUR 0,6 Mio.). 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 3,8 Mio. im Vorjahr auf EUR 6,1 Mio. an (+ EUR 2,3 Mio.). Die Hauptgründe für diese Zunahme sind die Auslagerung der Wartungsarbeiten für die Solar- und Windparks (+ EUR 1,1 Mio.) sowie der Anstieg der variablen Leasingraten aus Gestattungsverträgen i. V. m. Solarparks aufgrund der guten Witterungsverhältnisse (+ EUR 0,7 Mio.). Darüber hinaus wurde im Berichtszeitraum eine Rückstellung für die Beseitigung von Altlasten auf Grundstücken des Konzerns i. H. v. EUR 1,5 Mio. gebildet. Schließlich hatten die gestiegenen Umsatzerlöse zur Folge, dass die Forderungsverluste- und Wertberichtigungen für die Kreditrisiken um EUR 0,5 Mio. gestiegen sind. EBITDA Der 7C Solarparken Konzern hat ein EBITDA von EUR 74,7 Mio. erzielt (i. VJ.: EUR 48,6 Mio.), was einer Steigerung von 53,7 % entspricht. Die EBITDA Marge stieg im Geschäftsjahr leicht an und lag bei 87,1% (i.VJ. 86,5 %). 50 ABSCHREIBUNGEN UND WERTMINDERUNGEN Die Abschreibungen und Wertminderungen in Höhe von EUR 34,6 Mio. (i. VJ.: EUR 31,1 Mio.) betreffen Abschreibungen bzw. Wertminderungen auf Sachanlagen, Nutzungsrechte sowie immaterielle Vermögenswerte. Die Erhöhung der planmäßigen Abschreibungen ist auf die Erweiterung des Anlagenportfolios (+EUR 1,8 Mio.) sowie der Nutzungsrechte (+EUR 0,4 Mio.) zurückzuführen. Es wurden Wertminderungen der Sachanlagen, Nutzungsrechte oder der immateriellen Vermögenswerten i.H.v. EUR 1,6 Mio. (i.VJ. EUR 0,2 Mio.) vorgenommen. Diese Wertminderungen ergeben sich v.a. aus der Wertminderung von zwei Solaranlagen. Für eine Solaranlage musste aufgrund des Verlustes des Anspruches auf Einspeisevergütung eine Wertminderung in Höhe von EUR 0,5 Mio. erfasst werden. Für eine weitere Solaranlage musste eine Wertminderung in Höhe von EUR 0,9 Mio. erfasst werden. Zu dieser Wertminderung kam es, weil es im Rahmen des Umzugs einer bestehenden Anlage an einem neuen Standort zu größeren Verzögerungen bei Baurecht und Netzanschluss gekommen ist. EBIT Das Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit (EBIT) hat von EUR 17,5 Mio. im Vorjahr auf EUR 40,2 Mio. in 2022 zugenommen. Dies entspricht einer EBIT-Marge von 46,8 % (i. VJ.: 31,1 %). BETEILIGUNGS- UND FINANZERGEBNIS Das Beteiligungs- und Finanzergebnis verbesserte sich mit minus EUR 5,9 Mio. im Vergleich zum Vorjahr (minus EUR 6,3 Mio.). Diese Verbesserung des Beteiligungs- und Finanzergebnis um EUR 0,4 Mio. resultiert im Wesentlichen aus der Abnahme von Finanzaufwendungen. Die Zinsaufwendungen verringerten sich im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um EUR 0,6 Mio. auf EUR 4,8 Mio. (i. VJ.: EUR 5,4 Mio.). Die Aufzinsungen für Rückstellungen und Leasingverbindlichkeiten nahmen aufgrund der Erweiterung des Portfolios um EUR 0,2 Mio. auf EUR 1,2 Mio. zu. PERIODENERGEBNIS Der in der Konzern Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesene Steueraufwand belief sich im Geschäftsjahr 2022 insgesamt auf EUR 9,8 Mio. (i. VJ.: EUR 0,6 Mio.). Diese Zunahme ergibt sich in Wesentlichen daraus, dass sich im Geschäftsjahr das Ergebnis vor Ertragssteuern (EBT) um EUR 23,1 Mio. erhöht hat, was zu einer Zunahme der laufenden Steuern und einer Abnahme von aktiven latenten Steuern auf Verlustvorträge führte. Gegenläufig wirkten sich erstmalig bisher noch nicht angesetzte steuerliche Verlustvorträge sowie bis dahin noch nicht berücksichtige temporäre Unterschiede aus. Der Konzernjahresüberschuss von EUR 24,5 Mio. (i. VJ.: EUR 10,6 Mio.) setzt sich aus dem Ergebnis der Anteilseigner der Muttergesellschaft i. H. v. EUR 23,5 Mio. sowie dem Ergebnis nicht beherrschender Gesellschafter von EUR 0,9 Mio. zusammen. VERMÖGENS- UND FINANZLAGE VERMÖGENSLAGE Die Vermögenslage der 7C Solarparken setzt sich zu rund 81 % (2021: 84 %) aus langfristigen Vermögenswerten zusammen. Die immateriellen Vermögenswerte von 7C Solarparken beliefen sich zum 31. Dezember 2022 auf EUR 2,6 Mio. (2021: EUR 1,8 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 1,6 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 0,2 Mio. auf die immateriellen Vermögenswerten vorgenommen. 51 Der Konzern hat im Berichtszeitraum EUR 12,0 Mio. in die Erweiterung des Solar- und Windanlagenportfolios investiert. Darüber hinaus wurden Solarparks im Bau i. H. v. EUR 3,8 Mio. durch die Realisierung der Projekte in die Solarparks umgegliedert. Die planmäßigen Abschreibungen betrugen EUR 30,6 Mio. und Wertminderungen in den Solaranlagen EUR 1,5 Mio. Demzufolge hat der Buchwert der Solar- und Windparks mit EUR 359,2 Mio. im Vergleich zum Vorjahr (EUR 375,5 Mio.) in der Summe um EUR 16,2 Mio. abgenommen. Die Solarparks im Bau hatten zum Stichtag einen Buchwert von EUR 15,6 Mio. (i. VJ. EUR 2,2 Mio.). Die Zunahme der Solarparks im Bau stehen vor allem damit in Verbindung, dass der Zeitraum bis zum Netzanschluss einer Solaranlage erheblich zugenommen hat. Es wurden im Berichtszeitraum EUR 3,8 Mio. Solaranlagen im Bau in die Solarparks umgegliedert. Die Nutzungsrechte, welche im Wesentlichen die Nutzung von Grundstücken und Dächern für den Betrieb der Solar- und Windkraftanlagen betreffen, stiegen von EUR 26,3 Mio. auf EUR 38,4 Mio. Hier standen den Zugängen durch Investitionen und durch Erweiterung des Konsolidierungskreises i. H. v. EUR 13,9 Mio. Abschreibungen i. H. v. EUR 1,9 Mio. entgegen. Die Grundstücke und Gebäude, d. h. das sog. PV Estate, ist unter Berücksichtigung von Abschreibungen i. H. v. EUR 0,3 Mio. auf EUR 13,2 Mio. (i. VJ. EUR 12,9 Mio.) angewachsen. Es wurde im Geschäftsjahr eine Logistikhalle in Dessau veräußert, während ein Bürogebäude nebst Logistikhalle in Sint-Niklaas (Belgien) erworben wurde. Insgesamt verringert sich das PV Estate Portfolio mit diesen Transaktionen geringfügig auf 184 ha (i.VJ. 185 ha). Die aktiven latenten Steuern resultieren aus voraussichtlich steuerlich nutzbaren Verlustvorträgen sowie aus temporären Differenzen. Sie haben sich von EUR 6,6 Mio. auf EUR 6,0 Mio. verringert. Die kurzfristigen Vermögenswerte haben sich von EUR 79,5 Mio. am Jahresende 2021 auf EUR 102,4 Mio. zum 31. Dezember 2022 erhöht. Am Bilanzstichtag verfügte der Konzern über liquide Mittel i. H. v. EUR 90,5 Mio. (i. VJ.: EUR 69,3 Mio.). Hiervon sind EUR 18,8 Mio. (i. VJ.: EUR 18,7 Mio.) mit Verfügungsbeschränkungen für Projektreserven und Avale belegt. Die Bilanzsumme ist von EUR 507,9 Mio. auf EUR 550,4 Mio. angestiegen. Das Eigenkapital belief sich zum 31. Dezember 2022 auf EUR 227,2 Mio. (i. VJ.: EUR 197,3 Mio.). Der Anstieg in Höhe von EUR 29,9 Mio. bzw. um 15,2 % basiert auf den im August und September durchgeführten Kapitalerhöhungen im Rahmen von Privatplatzierungen (zusammen EUR 15,7 Mio.) abzüglich der Platzierungskosten, dem positiven Gesamtergebnis (EUR 23,8 Mio.) und der ausgezahlten Dividenden i. H. v. EUR 9,0 Mio. Schließlich haben Rückkaufe von Anteilen an Konzerngesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen zu einer Verringerung des Eigenkapitals um EUR 0,5 Mio. geführt. Die Eigenkapitalquote, die vom Konzern ohne das Hedging Reserve ermittelt wird, erhöhte sich von 38,8 % zum 31. Dezember 2021 auf solide 41,4 % zum 31. Dezember 2022. Die lang- und kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten im Konzern beliefen sich zum 31. Dezember 2022 insgesamt auf EUR 227,0 Mio. (i. VJ.: EUR 241,1 Mio.). Es handelt sich hier um die Darlehen zur Finanzierung der Solar- und Windparks, der Immobilien des sog. PV Estate sowie auch um die emittierten Schuldscheindarlehen. Es wurden im Geschäftsjahr EUR 16,3 Mio. neue Projektfinanzierungen bei bereits bestehenden Projektgesellschaften aufgenommen. Gegenläufig haben sich die regulären Tilgungen i. H. v. EUR 29,5 Mio. ausgewirkt. 52 Die lang- und kurzfristigen Leasingverbindlichkeiten betrugen zum Bilanzstichtag EUR 39,1 Mio. (i. VJ.: 26,3 Mio.). Zu der Veränderung trugen im Wesentlichen erhöhend neue Leasingverbindlichkeiten aus der Erweiterung des Konsolidierungskreises oder durch Erwerb von Nutzungsverträgen (EUR 1,1 Mio.) sowie aufgrund des Abschlusses von neuen Leasingverträgen i. H. v. EUR 13,1 Mio. sowie aufgrund von Aufzinsung von bestehenden Leasingverbindlichkeiten i. H. v. EUR 0,4 Mio. bei. Gegenläufig haben sich die regulären Tilgungen i. H. v. EUR 2,1 Mio. ausgewirkt. Bei den langfristigen Rückstellungen war eine Zunahme um EUR 3,0 Mio. zu verzeichnen. Dies war v. a. auf die Rückbaurückstellungen zurückzuführen, die im Wesentlichen aufgrund der Erwerbe von Tochterunternehmen i. H. v. EUR 0,5 Mio. sowie der Neubauprojekte (EUR 0,3 Mio.) und aus der Aufzinsung um EUR 0,7 Mio. anstiegen. Es gab eine Zunahme der Rückstellungen aus Grundbesitz und Leasingverbindlichkeiten um EUR 1,5 Mio. wegen der Aufdeckung von Altlasten auf einem Grundstück des PV Estate Portfolios. Daneben sanken Rückstellungen für technische Gewährleistungen mit EUR 0,1 Mio. Schließlich nahmen die Rückstellungen für Einzelrisiken um EUR 0,2 Mio. zu. FINANZLAGE UND KAPITALFLUSSRECHNUNG Die Veränderung des Finanzmittelfonds betrug im Berichtsjahr EUR 21,2 Mio. (i. VJ: EUR 7,1 Mio.). Dabei betrug der Netto-Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit EUR 61,8 Mio., welcher den Zahlungsmittelabfluss aus der Investitionstätigkeit i. H. v. EUR 31,5 Mio. sowie den -Cash- i.H.v. EUR 9,1 Mio. ausglichen und per Saldo zu einer Erhöhung des Finanzmittelfonds führten. Die einzelnen Zahlungsmittelzu- bzw. abflüsse stellten sich wie folgt dar: Der Nettomittelzufluss aus der laufenden Geschäftstätigkeit verbesserte sich von EUR 46,8 Mio. auf EUR 69,7 Mio. Er resultiert im Wesentlichen aus dem operativen Geschäft der Solarparks und den hieraus generierten Einzahlungen abzüglich den gezahlten Zinsen i.H.v. EUR 5,2 Mio. (i.VJ. EUR 5,0 Mio.) sowie den gezahlten Ertragssteuern i.H.v. EUR 2,8 Mio. (i.VJ. EUR 1,6 Mio.). Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit betrug minus EUR 31,5 Mio. (i. VJ: minus EUR 40,4 Mio.) und resultierte im Wesentlichen aus dem Nettozahlungsmittelabfluss für die Investitionen in Sachanlagen (EUR 6,5 Mio.) und für den Erwerb von Tochterunternehmen (EUR 7,0 Mio.). Des Weiteren wurden Anzahlungen auf Solaranlagen im Bau (EUR 17,3 Mio.) sowie Investitionen in Projektrechte (EUR 1,1 Mio.) getätigt. Der negative Cash-Flow aus Finanzierungstätigkeit belief sich auf minus EUR 9,1 Mio. (i. VJ: + EUR 7,1 Mio.). Dieser Betrag umfasst v. a. die Einzahlungen aus den zwei Kapitalerhöhungen i. H. v. EUR 15,9 Mio., die Einzahlung von neuen projektgebundenen Krediten i. H. v. EUR 16,3 Mio. sowie die Aufnahme von neuen Leasingverbindlichkeiten (EUR 0,4 Mio.). Dagegen haben sich liquiditätsmindernd die Tilgung von Krediten in Höhe von EUR 29,5 Mio., die Ausschüttung von Dividenden i. H. v. EUR 9,0 Mio., sowie die Tilgungen der Leasingverbindlichkeiten gemäß IFRS 16 von EUR 2,1 Mio. ausgewirkt. Der Konzern hat auch nicht-beherrschende Anteile für einen Betrag i.H.v. EUR 0,6 Mio. zurückgekauft. Schließlich betrugen die Transaktionskosten für die Fremd- und Eigenkapitalbeschaffung EUR 0,5 Mio. 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. Der Vorstand beurteilt diese Entwicklung als positiv und sieht die Möglichkeit der weiteren Verbesserung des Unternehmenserfolgs durch die Ausführung des Geschäftsplans 2022-2024. 53 WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNG DER 7C SOLARPARKEN AG (Berichterstattung auf Basis des handelsrechtlichen Jahresabschlusses - HGB) GESCHÄFTSVERLAUF 2022 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 2022 ist im strategischen und finanziellen Sinne als positiv zu betrachten. PROGNOSE-IST-VERGLEICH Der Umsatz der 7C Solarparken AG hat mit EUR 10,2 Mio. die Prognose von EUR 3,6 Mio. deutlich übertroffen. Dies hängt damit zusammen, dass im Berichtszeitraum die Modulverkäufe um EUR 0,6 Mio. Mio. auf EUR 4,6 Mio. im Vergleich zum Vorjahr angestiegen sind. Die Stromverkäufe erhöhten sich infolge der positiven Witterungsbedingungen sowie der hohen Strompreise von EUR 1,4 Mio. im Vorjahr auf EUR 2,6 Mio. im Geschäftsjahr 2022. Vor allem die gute Umsatzentwicklung der Stromverkäufe hat sich auch auf das EBITDA positiv ausgewirkt, das den prognostizierten Wert (EUR 0,1 Mio.) mit EUR 3,2 Mio. deutlich übertroffen hat. in TEUR 2022 (IST) 2022 (Prognose) 1. Umsatzerlöse 10.205 3.600 2. Sonstige betriebliche Erträge 761 = Gesamtleistung 10.966 4. Materialaufwand a) Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe -4.137 b) Aufwendungen für bezogene Leistungen -1.185 5. Personalaufwand a) Löhne und Gehälter -786 b) Soziale Abgaben -104 6. Sonstige betriebliche Aufwendungen -1.569 7. EBITDA 3.184 100 Die Produktion betrug im Berichtszeitraum 11,1 GWh, was 5,7 % über der Prognose i. H. v. 10,5 GWh lag. Hiermit wurde ein Ertrag pro installierter Leistungseinheit von 1.036 kWh/kWp erreicht und übertrifft somit den prognostizierten Wert von 985 kWh/kWp um 5,2 %. 54 ERTRAGSLAGE UMSATZ Die Umsatzerlöse der 7C Solarparken AG betragen im Geschäftsjahr 2022 EUR 10,2 Mio. (i. VJ. EUR 4,8 Mio.) und sind damit gegenüber dem Vorjahr sehr stark angestiegen. Die Umsatzerlöse bestanden im Wesentlichen aus dem Verkauf von Modulen (EUR 4,6 Mio.), Stromverkäufen (EUR 2,6 Mio.) sowie der Erbringung von Dienstleistungen (EUR 3,0 Mio.). Die 7C Solarparken AG hat Mieteinnahmen i. H. v. TEUR 29 durch die Vermietung Ihrer Immobilienobjekte erzielt (i. VJ: TEUR 27). SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE Die sonstigen betrieblichen Erträge sind im Vergleich zu 2021 mit EUR 0,8 Mio. deutlich gesunken (i. VJ. EUR 1,2 Mio.). Die sonstigen betrieblichen Erträge bestanden im Berichtsjahr fast ausschließlich aus dem Liquidationserlös der Konzerngesellschaft Colexon Italia SRL (Imola, Italien) i.H.v. EUR 0,4 Mio. sowie der Auflösung von Gewährleistungsrückstellungen i.H.v. EUR 0,2 Mio. (i.VJ. EUR 0,3 Mio.). Im Vorjahr konnte noch ein einmaliger betrieblicher Ertrag infolge der Einbringung von Dienstleistungen ins Eigenkapital einer Konzerngesellschaft als Sacheinlage (EUR 0,6 Mio.) erwirtschaftet werden. MATERIALAUFWAND AUFWENDUNGEN FÜR BEZOGENE LEISTUNGEN Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sind aufgrund der vielen Modulverkäufe von EUR 0,7 Mio. im Vorjahr auf EUR 4,1 Mio. angestiegen. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen sind von EUR 1,0 Mio. im Jahr 2021 auf EUR 1,2 Mio. im Geschäftsjahr angestiegen. Ausschlaggebend hierfür war v. a. die mit Dienstleistern abgeschlossenen Verträge für die technische Wartung des angestiegenen Anlagenportfolio des Konzerns. PERSONALKOSTEN Die Personalaufwendungen haben sich auf EUR 0,9 Mio. (i. VJ. EUR 1,0 Mio.) geringfügig verringert. Die Anzahl der Mitarbeiter zum Jahresende betrug 12 (i. VJ: 11) Mitarbeiter. SONSTIGE BETRIEBLICHE AUFWENDUNGEN Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind im Geschäftsjahr um EUR 0,1 Mio. auf EUR 1,6 Mio. leicht gesunken. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen betreffen im Wesentlichen, wie im Vorjahr, die Aufwendungen für die Verwaltung, eingekaufte Dienstleistungen und Kosten in Verbindung mit den im Geschäftsjahr durchgeführten Kapitalerhöhungen. ABSCHREIBUNGEN Die Abschreibungen betreffen planmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen in Höhe von EUR 0,9 Mio. (i. VJ: EUR 0,9 Mio.). ZINSEN - STEUERN Die Zinserträge sind mit EUR 4,8 Mio. leicht angestiegen (EUR 4,6 Mio.). Die Wesentlichkeit der Zinserträge im Jahresergebnis der Muttergesellschaft, hängt v. a. mit der Rolle der 7C Solarparken AG als Finanzierungsgesellschaft des Konzerns zusammen. Die Zinsaufwendungen sind in etwa unverändert geblieben und betrugen EUR 1,2 Mio. (i. VJ: EUR 1,2 Mio.). 55 Die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag lagen im Geschäftsjahr 2022 bei EUR 0,6 Mio., während sie für die Gesellschaft im Vorjahr noch bei EUR 0,4 Mio. lagen. Dies ist auf das höhere Jahresergebnis zurückzuführen. Die Gesellschaft kann für das Geschäftsjahr 2022 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 (2021: TEUR 9). Im Ergebnis erwirtschaftete die Gesellschaft einen Jahresüberschuss von EUR 6,0 Mio. (i. VJ: EUR 4,0 Mio.). VERMÖGENS- UND FINANZLAGE ANLAGEVERMÖGEN Das Sachanlagevermögen sank auf EUR 10,2 Mio. im Vergleich zu EUR 11,0 Mio. im Vorjahr. Diese Entwicklung ist im Wesentlichen auf die regulären Abschreibungen auf das Sachanlagevermögen zurückzuführen. Die Finanzanlagen i. H. v. EUR 62,9 Mio. (2021: EUR 57,4 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. Im Geschäftsjahr erfolgte eine Kapitalerhöhung bei der Colexon IPP GmbH (Bayreuth, Deutschland) i. H. v. EUR 5,0 Mio. zur Finanzierung von Investitionen in Solaranlagen. Daneben wurden für insgesamt EUR 0,6 Mio. Geschäftsanteile an Fondsgesellschaften erworben. Gegenläufig hat sich die Liquidation der Colexon Italia SRL (Imola, Italien) um EUR 0,1 Mio. ausgewirkt. UMLAUFVERMÖGEN Das Umlaufvermögen ist um EUR 7,5 Mio. auf EUR 167,2 Mio. angestiegen (i. VJ: EUR 159,7 Mio.). Der leichte Anstieg resultierte im Wesentlichen aus der Erhöhung der ausgereichten konzerninternen Darlehen auf EUR 160,6 Mio. (i. VJ: EUR 148,1 Mio.). Das Vorratsvermögen hat sich von EUR 1,6 Mio. im Vorjahr auf EUR 0,7 Mio. verringert. Diese Abnahme ist nahezu ausschließlich auf die Reduzierung des Modulbestandes infolge der Veräußerung an Konzerngesellschaften für den Bau von Solarparks zurückzuführen. Die liquiden Mittel haben sich um EUR 5,4 Mio. verringert. Die Bilanzsumme erhöhte sich von EUR 228,4 Mio. im Vorjahr auf EUR 240,4 Mio. zum Bilanzstichtag. EIGENKAPITAL Das Eigenkapital der 7C Solarparken AG ist während des Geschäftsjahres 2022 insgesamt um EUR 13,5 Mio. auf EUR 185,8 Mio. gestärkt worden. Hierzu haben neben dem positiven Jahresergebnis (EUR 6,0 Mio.) insbesondere die zwei Barkapitalerhöhungen i. H. v. EUR 15,9 Mio. beigetragen, die zur Finanzierung des eigenen Solaranlagenportfolios sowie der Erweiterung des Beteiligungsportfolios eingesetzt werden. Gegenläufig hat sich die Ausschüttung einer Dividende an die Aktionäre der Gesellschaft (EUR 8,4 Mio.) ausgewirkt. RÜCKSTELLUNGEN Die Rückstellungen sanken um EUR 0,1 Mio. auf EUR 2,5 Mio. im Geschäftsjahr 2022. Dies resultiert hauptsächlich aus der Verringerung von Rückstellungen für Gewährleistungen um EUR 0,2 Mio. und dem gegenläufigen Anstieg der Steuerrückstellungen um EUR 0,1 Mio. VERBINDLICHKEITEN Die Verbindlichkeiten sind aufgrund der regulären Tilgung von Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten von EUR 52,1 Mio. im Vorjahr auf EUR 50,1 Mio. zum Bilanzstichtag gesunken. 56 FINANZLAGE 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 15,9 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 stand der Mittelzufluss aus der operativen Tätigkeit in Höhe von EUR 0,7 Mio., Mitteabflüsse aus Finanzierungstätigkeit in Höhe von EUR 1,3 Mio. sowie aus der Investitionstätigkeit in Höhe von EUR 4,8 Mio. gegenüber. Die Mittelabflüsse aus Investitionstätigkeit bestanden v. a. 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. 57 PROGNOSEBERICHT MUTTERGESELLSCHAFT 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 3,9 Mio. sowie ein positives EBITDA von EUR 0,1 Mio. Das Anlagenportfolio der Muttergesellschaft sollte eine Produktion von 10,0 GWh, einen Ertrag pro installierter Anlagenleistung von 934 kWh/kWp und eine Performance Ratio von 80% für das Geschäftsjahr 2023 erreichen. KONZERN Der Vorstand berücksichtigt für seine Prognose das Bestandsportfolio von 422 MWp. Das besteht aus dem Portfolio am Bilanzstichtag von 394 MWp zuzüglich der Solaranlagen, die sich zum Bilanzstichtag im Erwerb befanden (10 MWp) sowie auch die Anlagen des GSI 3 Fonds (21 MWp) abzüglich eines Verkaufs einer Anlage von 2 MWp. Es wird dabei mit einer durchschnittlichen operativen Anlagenleistung von 410 MWp gerechnet, da das Bestandsportfolio erst sukzessive im Geschäftsjahr 2023 ans Netz angeschlossen sein wird. Mit dem durchschnittlichen Anlagenportfolio erwartet der Vorstand im Geschäftsjahr 2023 eine Stromproduktion i.H.v. 385 GWh zu realisieren, ausgehend von normalen Witterungsbedingungen im Geschäftsjahr 2023. Das bedeutet einen Ertrag pro installierter (operativen) Anlagenleistung (kWh/kWp) von 941 kWh/kWp. Weiterhin geht der Vorstand von einem Strompreis für Solaranlagen an der EEX Strombörse i.H.v. 98 EUR / MWh aus. Der Vorstand erwartet daher Umsatzerlöse von EUR 66,0 Mio., ein EBITDA von EUR 57,0 Mio. und ein Cashflow je Aktie von EUR 0,60 für den Konzern im Geschäftsjahr 2023. Prognose Konzernzahlen 2023 IN MIO. EUR 2022 (IST) 2023 (PROGNOSE) Umsatzerlöse 85,8 66,0 EBITDA 74,7 57,0 CFPS (EUR) 0,85 0,60 58 Dieser Ausblick basiert auf den folgenden Annahmen keine (rückwirkenden) regulatorischen Eingriffe. Keine signifikanten Abweichungen von den langjährigen Wetterprognosen des Deutschen Wetterdienstes von Januar bis Dezember. Es wird von einem durchschnittlichen Anlagenportfolio von 410 MWp für 12 Monate in den prognostizierten Finanzkennzahlen ausgegangen. Es wird ein Bestandsportfolio von 422 MWp, d.h. das Portfolio zum Bilanzstichtag 394 MWp zuzüglich dem sich im Erwerb befindliche Anlage in Schweirn (10 MWp) sowie den Anlagen aus dem GSI 3 Fonds mit einer Leistung von 21 MWp (Siehe Nachtragsbericht) unter Berücksichtigung eines Verkaufs einer Solaranlage mit einer Leistung i.H.v. 2 MWp unterstellt. es werden keine weiteren Kapitalerhöhungen, die in der Regel mit einem Portfoliowachstum einhergehen vorgenommen. Die zugrunde liegende Aktienanzahl beträgt daher 79,8 Mio. Aktien. Der durchschnittliche Strompreis an der EEX-Strombörse für das Jahr 2023 liegt bei 126 EUR/MWh. Der durchschnittliche Strompreis an der EEX-Strombörse für solare Anlagen bei 98 EUR/MWh. Die deutsche Strompreisabschöpfung (siehe dem Wirtschaftsbericht Abschnitt regulatorische Eingriffe in den Strompreis) läuft zum 30. Juni 2023 aus und es erfolgt keine weitere regulatorischer Deckelung der Strompreise in Deutschland nach Ablauf. Für Belgien wird weiterhin die Deckelung auf 130 EUR/MWh unterstellt. Keine neuen Fremdfinanzierungen, auch keine Umfinanzierungen. Zinsaufwendungen für Finanzverbindlichkeiten auf Basis der Darlehensstände zum 31. Dezember 2022 unter Berücksichtigung der planmäßigen Tilgungen. Pachtzinsen auf Basis der bis zum 31. Dezember 2022 abgeschlossenen Gestattungsverträge. 59 RISIKO- UND CHANCENBERICHT RISIKEN RISIKOMANAGEMENT UND INTERNES KONTROLLSYSTEM 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 relevante ergebniswirksame 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: Monitoring der Performance des PV-Portfolios: Stillstandzeiten werden durch ein Online-Monitoring in Echtzeit minimiert. Die Überwachung obliegt dem Konzern selbst. Projektreservekonten: Für die Solaranlagen werden Projektreservekonten aus den laufenden Cashflows angespart, die für den Austausch von Komponenten verwendet oder in einem einstrahlungsarmen Jahr in Anspruch genommen werden können. Liquiditäts- und Finanzierungsmanagement: Um Finanzierungsrisiken zu minimieren, stellt der Konzern sicher, dass die finanzierenden Banken keinen Zugriff auf andere Gesellschaften als die jeweilige Darlehensnehmerin haben. Prinzipiell werden ausschließlich sogenannte Non-recourse-Finanzierungen abgeschlossen, bei denen die Haftungsmasse für die Bank auf die jeweilige Darlehensnehmerin beschränkt ist. Im Rahmen der Vereinfachung der Konzernstruktur werden jedoch in zunehmendem Maße mehrere Anlagen in einer Gesellschaft gehalten. Rechtsfälle im Zusammenhang mit der Abwicklung vorhandener Gewährleistungsfälle. Für die letzten beiden Risiken ist der Vorstand direkt verantwortlich und berichtet dem Aufsichtsrat regelmäßig. 60 RISIKOMANAGEMENTPROZESS 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. IDENTIFIZIERUNG 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. BEWERTUNG UND EINTEILUNG IN RISIKOKLASSEN 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. RISIKOPOSITIONEN AUFGRUND VON EINTRITTSWAHRSCHEINLICHKEIT UND FINANZIELLER SCHADENSHÖHE 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. 61 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. Auf der Basis einer farblichen Bewertungsskala, die das finanzielle Risiko der Eintrittswahrscheinlichkeit gegenüberstellt, definiert 7C Solarparken die Ebenen RISIKOPOSITIONEN 62 BESTANDSGEFÄHRDENDE RISIKEN UND WEITERE EINZELRISIKEN 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. HOHE EINZELRISIKEN: Liquiditätsabflüsse für Garantiefälle : Verschiedene Gewährleistungsrisiken stammen aus der früheren EPC-Tätigkeit der 7C Solarparken AG (damals: Colexon Energy AG) und dem Großhandel mit Modulen, genauso wie aus dem laufenden externen O&M Geschäft. Gewährleistungsansprüche können plötzlich durch Herstellungs-, Designfehler oder technische Defekte auftauchen, die durch Beschädigungen (Feuer, Undichtheit, usw.) oder anhand von Inspektionen am Ende des Gewährleistungszeitraumes oder O&M Vertrages ausgelöst werden. Nicht immer sind die Risiken das Resultat von Fehlern beim EPC oder der Ausführung der O&M Tätigkeit, sondern es gibt ebenso rechtliche Risiken, wenn ein Gerichtsverfahren aufgenommen werden sollte. 7C Solarparken steuert dieses Risiko, indem sie die Ausführung der O&M Vereinbarungen verbessert und sich mit verschiedenen Strategien auseinandersetzt, um diesen Ansprüchen entgegenzuwirken. Im Jahr 2022 könnten rund EUR 1,2 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. Grünstromzertifikatabschaffung : Die flämische Ministerin für Energie und Umwelt Frau Zuhal Demir hat im Februar 2022 in verschiedenen Medien und über ihre sozialen Medienkanäle bekanntgegeben, dass sie beabsichtigt einen Gesetzesentwurf dem flämischen Parlament vorzulegen, in dem festgelegt werden solle, dass Solaranlagen, die im Zeitraum 2006 bis 2012 errichtet wurden, prospektiv keine Grünstromzertifikate mehr erhalten werden. Es handelt sich dabei um eine Maßnahme, die den Endverbrauchern, die diese Grünstromzertifikate über eine Umlage bezahlen, schonen sollte. Ursprünglich wurden die Grünstromzertifikate für einen Zeitraum von 20 Jahren zugesagt. Diese Gesetzesnovelle wurde in zwei unterschiedlichen Fassungen in einer Regierungssitzung gebilligt. Nach dem letzten Entwurf sollte es nun eine Abschaffung der Grünstromzertifikate prospektiv ab dem 1. Januar 2024 geben. Diese neue Reglung sollte nach dem letzten Entwurf nur gelten, insofern die Betreibergesellschaft bereits mehr als TEUR 200 an staatlichen Beihilfen (d.h. auch andere als Grünstromzertifikate) in den letzten drei Kalenderjahren erhalten hat, d.h. den sog. De Minimis Freibetrag aus dem europäischen Recht. Der belgische Staatsrat (Raad van State ) hat sich über den Gesetzesentwurf beraten, um die Vereinbarkeit mit der belgischen Rechtsordnung zu überprüfen. Der Staatsrat hat darauf hingewiesen, dass die Freigrenze vom TEUR 200 aus dem EU-Recht zwar im europäischen Kontext 63 als objektives Kriterium gelten möge, dies aber unter der belgischen Verfassung nicht zwangsläufig als objektiv gelten muss, um eine nicht-Diskriminierung zu gewähren. Am Tag der Veröffentlichung des Konzernanhangs, ist der definitive Gesetzesentwurfstext noch nicht dem flämischen Parlament vorgelegt worden. Demzufolge ist die Einschätzung der Folgen für den Konzern mit vielen Unsicherheiten verbunden. Allerdings würde eine vollständige Streichung der Grünstromzertifikate ab 1. Januar 2024 die Umsatzerlöse und das EBITDA um ca. EUR 1,9 Mio. p.a. negativ beeinflussen. Erst nach einer Billigung durch das flämische Parlament kann gegen den Gesetzesentwurf beim belgischen Verfassungsgericht geklagt werden. Der Konzern prüft rechtliche Schritte gegen die flämische Region bzw. bereitet diese schon vor. MITTELSCHWERE EINZELRISIKEN: Abhängigkeit von staatlicher Förderung : 7C Solarparken ist davon abhängig, dass keine rückwirkenden Änderungen zu den Gesetzen und regulatorischen Rahmenbedingungen, v. a. im deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie keine Modifizierung an ähnlichen regulatorischen Rahmenbedingungen in Belgien vorgenommen werden (vgl. Grünstromzertifikatabschaffung bei den hohen Einzelrisiken). Investitionen in Wind- und Solaranlagen sind gekennzeichnet von erheblichen Investitionsvolumina, die mit sehr geringen Erhaltungsaufwendungen Umsatzerlöse über feste Einspeisevergütungen oder Grünstromzertifikate und zunehmend auch Stromverkauf für einen langen Zeitraum generieren (meistens 20 Jahre). Dadurch ist 7C Solarparken abhängig von politischen Systemen, der Gesetzgebung und der Rechtsprechung, die diese regulatorischen Rahmenbedingungen (im weitesten Sinne) hinsichtlich der Tarife und Grünstromzertifikaten sowie die Möglichkeit zur Belieferung von Stromkunden konstant halten. Sowohl rückwirkende Eingriffe, eine andere Interpretation oder Anwendung der bestehenden regulatorischen Rahmenbedingungen sowie weitere (Pflicht-) Investitionsausgaben, z. B. zur Stärkung der Netzstabilität, könnten die Kapitalrendite verringern. Regulatorisches Risiko : In der Konsequenz existiert ein erhebliches regulatorisches Risiko im Rahmen der Investitionsaktivitäten in Wind- und Solaranlagen, welches nicht entschärft werden kann. Der Konzern akzeptiert dieses Risiko jedoch nur in einem Land, in dem er sich sicher fühlt und in dem die Regierungen wahrscheinlich keine rückwirkenden politischen Entscheidungen treffen werden. Für den Konzern sind Indikatoren dafür z. B. die Investitionen von Privathaushalten in Solaranlagen, die für den Gesetzgeber ein Risiko bei den Wahlen und die politische Stabilität eines bestimmten Landes darstellen. Aus diesem Grund konzentriert sich 7C Solarparken hauptsächlich auf Deutschland und zunehmend auf Belgien. Im EEG 2017 wurde der Bestandsschutz für 20 Jahre aufgenommen, so dass es höchst unwahrscheinlich ist, dass sich dieses politische Risiko tatsächlich einstellt. Ein Einschnitt von 10 % bei der Einspeisevergütung hätte einen negativen Einfluss in Höhe von EUR 6,7 Mio. auf unser EBITDA zur Folge. Entwicklungsrisiko : der Konzern betätigt sich an Projektentwicklung in Deutschland und in Belgien. Die im Rahmen der Projektierung von Solarparks durchgeführten Tätigkeiten (Flächenakquise und -sicherung; Bauleitplanung und Baugenehmigung; Netzanschluss und Trassensicherung) stellen für den Konzern eine neue Risikokategorie dar. Insbesondere kann man z. B. ohne Vorsatz gegen öffentliche Genehmigungen verstoßen. Weiterhin könnten sich Verträge und Genehmigungen unwirksam zeigen, es könnte zu Fehlinterpretationen von Gesetzen, Verordnungen und öffentlichen Auflagen kommen oder man könnte versehentlich (Form -)Verstöße gegen Fristen, Anzeigen, Meldungen, machen, es könnte vom Netzbetreiber die 64 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. Zahlungsrisiken aus Lieferungen und Leistungen : 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. Projektfinanzierung : 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. Risiken der Eigenkapitalbeschaffung : 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. 65 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. Ertragseinbüßen durch negative Strompreis e: 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 einer kontinuierlichen Produktion von Atomkraftwerken und einer gleichzeitig hohen Produktion aus Solar- und Windparks zusammentrifft. In der Vergangenheit trat ein solches Szenario normalerweise am Wochenende auf und summierte sich auf nicht mehr als 1-2 % der Gesamtstunden pro Jahr. Das Auftreten negativer Strompreise aufgrund einer größeren Volatilität in der deutschen Stromerzeugung im Zusammenhang mit einem zunehmenden Einsatz von erneuerbaren Energien, kann sich trotzdem häufen, insbesondere an Sonntagen. Deutsche Anlagen, die ab 2016 in Betrieb genommen wurden, werden durch einen Mechanismus vergütet, der die Einspeisetarife nach 6 (für Anlagen ab Inbetriebnahme 1.1.2021: 4) aufeinanderfolgenden Stunden negativer Preise auf null senkt. Vor 2016 in Betrieb genommene Anlagen bleiben von negativen Preisen unberührt. Im Geschäftsjahr 2022 hat der Konzern keine Umsatzeinbußen durch die 6-Stundenregel erlitten. GERINGE EINZELRISIKEN: Bautätigkeit: 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. Internationalisierung : 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 Eigenverbrauch 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 in 2022 weniger als EUR 3,6 Mio . 66 (i. VJ.: EUR 1,8 Mio.), wird aber in den kommenden Jahren im Rahmen des strategischen Ansatzes, das Portfolio auf 50 MWp in Belgien auszuweiten ansteigen, allerdings durch die Umsetzung einer Vielzahl an Projekten. Personal : 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. Technische Abhängigkeit : 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. Technologische Entwicklung : 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. Finanzierungsinstrumente : 7C Solarparken hat im Februar 2018 ein Schuldscheindarlehen über EUR 25 Mio. und im März 2020 ein zweites Schuldscheindarlehen über EUR 11,5 Mio. bei verschiedenen Kreditinstituten und Pensionskassen emittiert. Das erste Schuldscheindarlehen ist in drei Tranchen mit Fälligkeiten im Februar 2023 (EUR 15 Mio.) und im Februar 2025 (EUR 10 Mio.) aufgeteilt. Das zweite Schuldscheindarlehen hat eine Laufzeit bis März 2025. Die Schuldscheindarlehen 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 führen. Das Risiko wird jedoch derzeit als gering eingestuft. Zins- und Währungsrisiken : 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. Thesaurierungsaktivitäten : 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. 67 Kaufmännische Betriebsführung : Im Geschäftsjahr 2019 hat der Konzern ein Betriebsführungsgeschäft für Dritte erworben. Für eine Fondgesellschaft ist die Prospekthaftung noch nicht abgelaufen. Die betroffen Fondsgesellschaft erwirtschaftet deutlich oberhalb der Projektprognose, es kann aber nicht gewährleistet werden, dass dies bis Ende der Prospekthaftung (2023) unverändert der Fall bleibt. Das Risiko wird dennoch als gering eingestuft, da die Performance von den Solaranlagen in diesem Fonds durchaus stabil ist. Technische (Produktions-)Risiken : 7C Solarparken ist abhängig von der technischen Zuverlässigkeit ihrer Wind- und Solaranlagen, dem Ausbleiben von Naturkatastrophen und 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. CHANCEN als Wind- und Solarkraftwerksbetreiber mit einem klaren Fokus auf den deutschen und den belgischen Markt: Repowering : 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 beibestehenden 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 (niedrigen) 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 zur Repowering jedoch stellt eine Chance da, weil es dem Konzern die Möglichkeit erschließt, gezielt Bestandsanlagen zu erweitern, wo eine Neuplanung möglich ist und die Neuinvestition wirtschaftlich sinnvoll ist. Höhere Strompreise : obgleich die Strompreise sich seit dem Ende des Geschäftsjahres 2022 erheblich entspannt haben, befinden sie sich noch immer auf einem höheren Niveau als vor dem Geschäftsjahr 2021 (siehe Wirtschaftsbericht Abschnitt Entwicklung der Strompreise im Berichtszeitraum), sodass für jüngere deutsche Anlagen das Potenzial, höhere Preise als den Einspeisevergütungssatz zu erzielen, wenngleich nicht wie im Geschäftsjahr 2022 auch nach Einführung einer Strompreisabschöpfung, vorhanden bleibt. Belgische Anlagen profitieren für den 68 Teil des Stroms, welcher ins Netz eingespeist wird, ebenfalls vom erhöhten Strompreis bis zur Preisobergrenze. Mittelfristig ist zwar mit einer Normalisierung der Strompreise zu rechnen, dennoch stellt die aktuelle Situation immerhin eine Chance für den Konzern da. Belgischer Markt : 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 massiv auszubauen. Das größte Wachstumssegment bei PV-Anlagen werden dabei gewerbliche Dachanlagen sein. Wachstumsfinanzierung : Eine höhere Marktkapitalisierung, eine solide Bilanzstruktur, eine verbesserte Liquidität in der Aktie, aber vor allem eine feste Zinsstruktur (bis 10 Jahren) bei der bestehenden Verschuldung, 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 sind von günstigen Kapitalkosten. Dies ist in einem Umfeld von deutlich angestiegenen Zinsen ein Vorteil bei der Akquise bzw. bei der Umsetzung von neuen PV-Projekten. M&A : 7C Solarparken wird als seriöser Marktteilnehmer in der Konsolidierung von PV-Anlagen in der Größenordnung von 1-20 MWp wahrgenommen. Die Gesellschaft ist ständig auf der Suche nach neuen Investments oder Möglichkeiten, zu guten Konditionen eine PV- bzw. Windkraftanlage kaufen bzw. veräußern zu können (M&A). Der Ausbau der Leistung des Anlagenportfolios auf 525 MWp bis Ende 2024 ist die größte Chance für den Konzern zur Verbesserung der Umsatzerlöse sowie des EBITDA. Neue deutsche Gesetzesinitiativen im Geschäftsjahr kam es zu mehreren Gesetzesinitiativen zur Beschleunigung des Ausbaus vor allem von Wind- und Solarenergie. Mit der Verabschiedung des EEG 2023 kann es zu einem allgemeinen Schub bei der Realisierung von Erneuerbare- Energien-Anlagen im Zuge der vereinfachten Genehmigungsverfahren, der erhöhten Ausschreibungsvolumina und der Erhöhung der fixen Einspeisevergütungen für Neunlagen kommen. Dies könnte die Investitionsmöglichkeiten des Konzerns vergrößern. RISIKOBERICHTERSTATTUNG IN BEZUG AUF DIE VERWENDUNG VON FINANZINSTRUMENTEN Die sich aus den Finanzinstrumenten ergebenden wesentlichen Risiken des Konzerns umfassen Cashflow-Risiken sowie Liquiditäts- und Ausfallrisiken. Ziel der Unternehmenspolitik ist es, diese Risiken soweit 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. 69 WESENTLICHE MERKMALE DES INTERNEN KONTROLLSYSTEMS UND DES RISIKOMANAGEMENTSYSTEMS IM HINBLICK AUF DEN RECHNUNGS- LEGUNGSPROZESS 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 angemessenes internes Kontrollsystem eingerichtet. Das interne Kontrollsystem ist so konzipiert, dass eine zeitnahe, einheitliche und korrekte buchhalterische Erfassung aller geschäftlichen Prozesse bzw. Transaktionen gewährleistet ist. Es stellt die Einhaltung der gesetzlichen Normen und der Rechnungslegungsvorschriften sicher. Änderungen der Gesetze, Rechnungslegungsstandards und andere Verlautbarungen werden fortlaufend bezüglich Relevanz und Auswirkungen auf den Einzel- und Konzernabschluss analysiert. Das interne Kontrollsystem basiert ferner auf einer Reihe von prozessintegrierten Überwachungsmaßnahmen. Diese prozessintegrierten Überwachungsmaßnahmen beinhalten organisatorische Sicherungsmaßnahmen, laufende automatische Maßnahmen (Funktionstrennung, Zugriffsbeschränkungen, Organisationsanweisungen wie beispielsweise Vertretungsbefugnisse) und Kontrollen, die in die Arbeitsabläufe integriert sind. Die Wirksamkeit des internen Kontrollsystems wird darüber hinaus durch prozessunabhängige Überwachungsmaßnahmen sichergestellt. Das Rechnungswesen aller vollkonsolidierten Unternehmen, mit Ausnahme der Gesellschaften Belgien, der 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. Systemtechnische Kontrollen werden durch die Mitarbeiter überwacht und durch manuelle Prüfungen ergänzt. 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. 70 GESAMTBEURTEILUNG Das Unternehmen hat eine Organisation und ein Geschäftsmodell, welches als Plattform dient, 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. Die Volatilität auf den Energiemärkten, aus denen sich grundsätzlich auch Chancen ergeben, birgt jedoch ebenfalls das Risiko von zunehmendem Etatismus in sich. Mit der Einführung von Maßnahmen zur Abschöpfung von Strompreisen in den zwei Heimmärkten des Konzerns, wurde dies erstmalig spürbar. Die Inflation, die grundsätzlich mit dem Anstieg der Strompreise einherging, führt zu höheren Zinsen, welche die Fremdfinanzierung von neuen Solarprojekten in der Zukunft weniger attraktiv machen. Gleichwohl sollte man feststellen, dass sowohl der zugenommene Etatismus auf dem Energiemarkt als auch die Leitzinserhöhung der EZB ihre Ursache finden in einer Strompreisentwicklung, die für den Konzern von wesentlich positiverer Bedeutung ist als die beiden Negativeffekte. Schließlich hat der Krieg in der Ukraine die geopolitischen Risiken der Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen deutlich in den politischen Vordergrund gerückt. Dies führt spürbar zu einer zugenommenen Akzeptanz der erneuerbaren Energien nicht nur als Mittel zur Bekämpfung der Klimakrise, sondern auch als ein wesentlicher Bestandteil in der strategischen Resilienz der Europäischen Union. Es ist daher mit weiteren gesetzlichen Initiativen zu rechnen, wie zum Beispiel Vereinfachung der Genehmigungsverfahren, die die Entwicklung von Solaranlagen und somit den Ausbau des Anlagenportfolios des Konzerns in den nächsten Jahren vorantreiben wird. 71 WEITERE GESETZLICHE ANGABEN I. ERKLÄRUNG ZUR UNTERNEHMENSFÜHRUNG GEMÄß §§ 315D, 289F HGB 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. II. ZUSAMMENSETZUNG DES AUFSICHTSRATS Der Aufsichtsrat der Gesellschaft hatte während des Jahres 2022 und danach folgende Mitglieder: Joris De Meester Mitglied Seit 15. Februar 2013 Vorsitzender Seit 15. Juli 2016 Stellvertretender Vorsitzender Bis 15. Juli 2016 Berufliche Tätigkeit Geschäftsführer OakInvest BV, Antwerpen, Belgien Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr.10 HGB: - Verwalter, HeatConvert U.A., Goor, Niederlande - Verwalter, PE Event Logistics Invest NV, Leuven, Belgien - Verwalter Family Backed Real Estate NV, Antwerpen, Belgien - Verwalter Sebiog-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 72 Bridget Woods Mitglied Seit 17. Dezember 2015 Stellvertretende Vorsitzende Seit 15. Juli 2016 Berufliche Tätigkeit Unternehmensberaterin Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr.10 HGB: - Verwalterin Quintel Intelligence Ltd., London, Großbritannien - Verwalterin Quintel Advisory Services Ltd., London, Großbritannien - - Verwalterin Roby AI Ltd., Leeds, Großbritannien - Verwalterin One Eco Limited- Canterbury, Großbritannien Paul Decraemer Mitglied Seit 14. Juli 2017 Berufliche Tätigkeit Geschäftsführer Paul Decraemer BV, Lochristi, Belgien CFO Inbiose NV, Zwijnaarde, Belgien Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr.10 HGB: - Verwalter, Seelution AB, Göteborg, Schweden - Verwalter, Capricorn Cleantech Fund NV, Leuven, Belgium - Verwalter, ABO-Group Environment NV, Gent, Belgium Paul De fauw Mitglied Seit 17. Juli 2020 Berufliche Tätigkeit Geschäftsführer/Verwalter der DEFADA BV, Brügge/Belgien CEO/Verwalter der Vlaamse Energieholding CVBA, Torhout/Belgien Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr.10 HGB: - Vorsitzender des Verwaltungsrats der Luminus NV, Brüssel/Belgien, - Verwalter der Northwind NV, Brüssel/Belgien, - Verwalter der Publipart NV, Brüssel/Belgien, - Verwalter der Publi-T NV, Brüssel/Belgien, - Verwalter der V.L.E.E.M.O. NV, Antwerpen/Belgien, - Verwalter der V.L.E.E.M.O. II NV, Antwerpen/Belgien, - Verwalter der V.L.E.E.M.O. III NV, Antwerpen/Belgien, - Verwalter der istart.Fund NV, Leuven/Belgien, - Verwalter der Renasci NV, Gent/Belgien 73 III. ANGABEN GEMÄß § 315A ABS. 1 UND § 289A ABS.1 HGB SOWIE ERLÄUTERNDER BERICHT DES VORSTANDS ZUSAMMENSETZUNG DES KAPITALS (§ 315A ABS. 1 NR. 1 UND § 289A ABS. 1 NR. 1 HGB) ZUSAMMENSETZUNG DES GEZEICHNETEN KAPITALS Das gezeichnete Kapital der Gesellschaft zum Berichtsstichtag betrug EUR 79.847.983,00. Es ist eingeteilt in 79.847.983 nennwertlose, auf den Inhaber lautende Stammaktien (Stückaktien). Die mit diesen Stammaktien verbundenen Rechte und Pflichten ergeben sich insbesondere aus den §§ 12, 53a ff., 118 ff., 186 AktG. Da die Gesellschaft lediglich eine Aktiengattung emittiert hat, ergeben sich somit (insbesondere) keine Stimmrechtsbenachteiligungen oder -beschränkungen für einzelne Aktionäre. DIREKTE ODER INDIREKTE BETEILIGUNGEN AM KAPITAL Personen, die direkte oder indirekte Beteiligungen am Grundkapital halten und einen Anteil von 10 % der Stimmrechte überschreiten, bestanden zum Bilanzstichtag nicht. BESCHRÄNKUNGEN, DIE ÜBERTRAGUNGEN VON AKTIEN BETREFFEN, AUCH WENN SIE SICH AUS VEREINBARUNGEN ZWISCHEN GESELLSCHAFTERN ERGEBEN KÖNNEN, SOWEIT SIE DEM VORSTAND DER GESELLSCHAFT BEKANNT SIND (§ 315A ABS. 1 NR. 2 UND § 289A ABS. 1 NR. 2) Dem Vorstand der Gesellschaft sind keine solche Vereinbarungen bekannt. BESTIMMUNGEN ÜBER DIE ERNENNUNG UND ABBERUFUNG DES VORSTANDS UND ÄNDERUNG DER SATZUNG (§ 315A ABS. 1 NR. 6 UND § 289A ABS. 1 NR. 6 HGB) ERNENNUNG UND ABBERUFUNG DES VORSTANDS Die Bestellung und Abberufung des Vorstands ist im Aktiengesetz (§ 84 AktG ff.) sowie in der Satzung der Gesellschaft geregelt. Ist nur ein Vorstandsmitglied bestellt, so vertritt es die Gesellschaft allein. Sind mehrere Vorstandsmitglieder bestellt, so wird die Gesellschaft durch zwei Vorstandsmitglieder oder durch ein Vorstandsmitglied gemeinsam mit einem Prokuristen vertreten. Stellvertretende Vorstandsmitglieder stehen hinsichtlich der Vertretungsmacht ordentlichen Vorstandsmitgliedern gleich. Der Aufsichtsrat kann bestimmen, dass Mitglieder des Vorstands einzelvertretungsbefugt sind. Der Aufsichtsrat kann alle oder einzelne Mitglieder des Vorstands und zur gesetzlichen Vertretung gemeinsam mit dem Vorstand berechtigte Prokuristen von dem Verbot der Mehrvertretung gemäß § 181.2 Alt-BGB befreien; § 112 AktG bleibt unberührt. Der Aufsichtsrat hat eine Geschäftsordnung für den Vorstand erlassen. Der Geschäftsverteilungsplan des Vorstands bedarf der Zustim -Regelungen, die eine Abbestellung oder Neubesetzung des Vorstands erschweren, bestehen nicht. 74 BEFUGNISSE DES VORSTANDS (§ 315A ABS. 1 NR. 7 UND § 289A ABS. 1 NR. 7 HGB) ERHÖHUNG DES GRUNDKAPITALS BEDINGTES KAPITAL 2016 Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 21. Juli 2022 hat das Bedingte Kapital 2016 aufgehoben. 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 Vor- standes über die Ausgabe der Schuldverschreibungen in der Eröffnungsauktion im XETRA®-Handel an der Frankfurter Wertpapierbörse (oder einem von der Deutschen Börse AG bestimmten Nachfolgesystem) oder, sofern ein XETRA®-Handel in Aktien der Gesellschaft nicht stattfindet, derjenigen Börse an der in diesen 10 Börsenhandels-tagen die meisten Aktien (Anzahl) der Gesellschaft in Summe gehandelt wurden, vor der Beschlussfassung des Vorstandes über die Ausgabe der jeweiligen Schuldverschreibungen unter Berücksichtigung von Anpassungen gemäß der im Beschluss der vorgenannten Hauptversammlung unter Tagesordnungspunkt 10 bestimmten Verwässerungsschutzregeln. Der Aufsichtsrat ist ermächtigt, die Fassung der Satzung entsprechend dem jeweiligen Umfang der Grundkapitalerhöhung aus dem Bedingten Kapital 2022 abzuändern. Das bedingte Kapital 2022 wurde im Geschäftsjahr 2022 nicht in Anspruch genommen. GENEHMIGTES KAPITAL 2021 Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 21. Juli 2022 hat das Genehmigte Kapital 2021 aufgehoben. 75 GENEHMIGTES KAPITAL 2022 Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 21. Juli 2022 hat den Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft in der Zeit bis zum 20. Juli 2027 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 38.181.236,00 durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2022). 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. Infolge der Inanspruchnahme des genehmigten Kapitals 2022 im Laufe des Geschäftsjahrs 2022, erstreckt sich die Ermächtigung des Vorstands im Rahmen des genehmigten Kapitals 2022 am Bilanzstichtag noch auf die Ausgabe von bis zu EUR 34.695.726,00 durch Ausgabe von bis zu 34.695.726 neuen auf den Inhaber lautenden Stückakten. 76 WESENTLICHE VEREINBARUNGEN, DIE UNTER DER BEDINGUNG EINES KONTROLLWECHSELS STEHEN (§ 315A ABS. 1 NR. 8 UND § 289A ABS. 1 NR. 8 HGB) Die 7C Solarparken AG hat 2019 einen Schuldschein in drei Tranchen und 2020 einen weiteren Schuldschein in einer Tranche ausgegeben. Die Schuldscheinverträge sehen im Falle eines Kontrollwechsels ein außenordentliches Kündigungsrecht der Schuldscheininvestoren vor. Es bestehen keine weiteren Vereinbarungen, die unter der Bedingung des Kontrollwechsels kündbar sind. ENTSCHÄDIGUNGSVEREINBARUNGEN BEI KONTROLLWECHSELN (§ 315A ABS. 1 NR. 9 UND § 289A ABS. 1 NR. 9 HGB) Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft, die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern getroffen worden sind, bestehen nicht. Bayreuth, 5. April 2023 Steven De Proost Koen Boriau Vorstandvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO) 77 JAHRESABSCHLUSS FÜR DAS GESCHÄFTSJAHR VOM 1. JANUAR 2022 BIS ZUM 31. DEZEMBER 2022 7C Solarparken AG, Bayreuth 78 BILANZ ZUM 31. DEZEMBER 2022 AKTIVA 31.12.2022 31.12.2021 EUR EUR A. Anlagevermögen 73.075.275 68.489.872 I. Immaterielle Vermögensgegenstände 501 32.307 1. Entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten 501 501 2. Geleistete Anzahlungen - 31.806 II. Sachanlagen 10.215.963 11.009.564 1. Grundstücke und Gebäude 1.583.747 1.631.065 2. Solaranlagen 8.471.518 9.227.861 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 160.698 150.638 III. Finanzanlagen 62.858.810 57.448.000 1. Anteile an verbundenen Unternehmen 58.754.241 53.919.360 2. Beteiligungen 4.104.570 3.528.640 B. Umlaufvermögen 167.189.923 159.746.434 I. Vorräte 737.897 1.643.882 1. Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe 33.149 54.304 2. Fertige Erzeugnisse und Waren 704.748 1.589.578 II. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände 162.313.653 148.529.772 1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 255.099 236.837 2. Forderungen gegen verbundene Unternehmen 160.590.284 148.108.992 3. Sonstige Vermögensgegenstände 1.468.270 183.943 III. Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten 4.138.373 9.572.780 C. Rechnungsabgrenzungsposten 151.981 174.883 SUMME AKTIVA 240.417.179 228.411.189 79 PASSIVA 31.12.2022 31.12.2021 EUR EUR A. Eigenkapital 185.760.496 172.341.153 I. Gezeichnetes Kapital 79.847.983 76.362.473 II. Kapitalrücklage 92.765.464 82.787.343 III. Bilanzgewinn 13.147.050 13.191.337 B. Rückstellungen 2.540.178 2.597.764 1. Steuerrückstellungen 357.539 247.703 2. Sonstige Rückstellungen 2.182.638 2.350.061 C. Verbindlichkeiten 52.066.077 53.419.415 1. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 50.088.140 52.116.811 2. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 361.028 52.486 3. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 656.012 170.543 4. Sonstige Verbindlichkeiten 846.200 1.079.574 davon aus Steuern EUR 16.519 (i.VJ. EUR 264.024) davon im Rahmen der sozialen Sicherheit EUR 2.586 (i.VJ. EUR 2.416) D. Rechnungsabgrenzungsposten 50.428 52.858 SUMME PASSIVA 240.417.179 228.411.189 80 GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG 2022 VOM 1. JANUAR BIS 31. DEZEMBER 2022 2022 2021 EUR EUR 1. Umsatzerlöse 10.205.205 4.802.950 2. Sonstige betriebliche Erträge 760.585 1.217.686 3. Materialaufwand a) Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren 4.137.359 692.798 b) Aufwendungen für bezogene Leistungen 1.185.152 995.973 4. Personalaufwand a) Löhne und Gehälter 786.073 864.951 b) Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung 104.357 128.757 davon für Altersversorgung TEUR 8 (i.VJ. TEUR 9) 5. Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände 926.299 865.380 des Anlagevermögens und Sachanlagen 6. Sonstige betriebliche Aufwendungen 1.569.124 1.649.022 7. Erträge aus Beteiligungen 725.890 205.210 davon aus verbundenen Unternehmen TEUR 450 (i.VJ. TEUR 68) 8. Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 4.821.032 4.589.566 davon aus verbundenen Unternehmen TEUR 4.821 (i.VJ. TEUR 4.589) 9. Zinsen und ähnliche Aufwendungen 1.214.140 1.244.966 davon aus verbundenen Unternehmen TEUR 0 (i.VJ. TEUR 0) 10. Steuern vom Einkommen und vom Ertrag 621.666 386.043 11. Ergebnis nach Steuern 5.968.543 3.987.521 12. Sonstige Steuern 8.397 8.612 13. Jahresüberschuss 5.960.145 3.978.909 14. Gewinnvortrag 4.791.465 3.867.055 15. Entnahme aus der Kapitalrücklage gem. §272 Abs. 2 Nr. 4 HGB 2.395.439 5.345.373 16. Bilanzgewinn 13.147.050 13.191.337 81 ANHANG ZUM JAHRESABSCHLUSS FÜR DAS GESCHÄFTSJAHR VOM 1. JANUAR 2022 BIS ZUM 31. DEZEMBER 2022 7C Solarparken AG, Bayreuth 82 INHALTSVERZEICHNIS 1. ALLGEMEINE ANGABEN 83 1.1 ERLÄUTERUNGEN ZUR BILANZ 86 1.2 ERLÄUTERUNGEN ZUR GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG 94 1.3 SONSTIGE ANGABEN 97 1.4 ENTSPRECHENSERKLÄRUNG 102 1.5 KONZERNVERHÄLTNISSE 102 83 1. ALLGEMEINE ANGABEN 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 2022 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 BILANZIERUNGS- UND BEWERTUNGSMETHODEN 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. A. IMMATERIELLE VERMÖGENSGEGENSTÄNDE 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. B. SACHANLAGEN 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. C. FINANZANLAGEN 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. 84 D. VORRÄTE 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. E. FORDERUNGEN UND SONSTIGE KURZFRISTIGE VERMÖGENSGEGENSTÄNDE 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. F. KASSENBESTAND, GUTHABEN BEI KREDITINSTITUTEN Die Bilanzierung der laufenden Bankguthaben und der Kassenbestände (Zahlungsmittel bzw. liquide Mittel) erfolgt mit dem jeweiligen Nennbetrag. G. RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN Als Rechnungsabgrenzungsposten werden auf der Aktivseite der Bilanz Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, sofern sie Aufwand für eine bestimmte Zeit nach diesem Tag darstellen. H. EIGENKAPITAL Das Eigenkapital wird zum Nennbetrag bilanziert. Es besteht aus dem gezeichneten Kapital, der Kapitalrücklage, aufgeteilt in die Kapitalrücklage gem. § 272 Abs 2 Nr. 1 und Nr. 4 HGB, sowie dem Bilanzgewinn. I. RÜCKSTELLUNGEN 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. 85 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. J. VERBINDLICHKEITEN Die Verbindlichkeiten (Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen und sonstige Verbindlichkeiten) sind mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Die Gesellschaft hat Schuldscheindarlehen aufgenommen, welche unter den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten ausgewiesen werden. Der Ausweis erfolgt nach der Nettomethode, demnach wird unter den Verbindlichkeiten der Ausgabebetrag bilanziert. K. FREMDWÄHRUNGSUMRECHNUNG 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. L. VERWENDUNG VON ANNAHMEN UND SCHÄTZUNGEN 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. M. LATENTE STEUERN 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. N. DERIVATIVE FINANZINSTRUMENTE UND BEWERTUNGSEINHEITEN 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. 86 1.1 ERLÄUTERUNGEN ZUR BILANZ A. ENTWICKLUNG DES ANLAGEVERMÖGENS Die Entwicklung der Gegenstände des Anlagevermögens sind dem beigefügten Anlagenspiegel zu entnehmen. ANLAGENSPIEGEL Anschaffungs- und Herstellungskosten zum 31. Dezember 2022 Stand Stand Beginn Gj. Zugänge Umbuchungen Abgänge 31.12.2022 TEUR TEUR TEUR TEUR 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 32 37 - 69 - Grundstücke und Gebäude 1.919 - - - 1.919 Solaranlagen 13.399 - - - 13.399 Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 588 65 - 17 636 Solaranlagen im Bau - - - - - Anteile an verbundenen Unternehmen 54.268 5.000 515 58.753 Beteiligungen 3.529 578 - - 4.105 Gesamt 73.779 5.680 - 601 78.858 Abschreibungen zum 31. Dezember 2022 Stand Stand Buchwert Buchwert Beginn Gj. Zugänge Abgänge 31.12.2022 31.12.2022 31.12.2021 TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR TEUR entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten; 43 - - 43 1 1 Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögengegenstände - - - - - 32 Grundstücke und Gebäude 287 47 - 334 1.584 1.631 Solaranlagen 4.170 756 - 4.927 8.472 9.228 Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 436 57 17 476 160 151 Solaranlagen im Bau - - - - - - Anteile an verbundenen Unternehmen 350 - 350 - 58.754 53.919 Beteiligungen - - - - 4.107 3.529 Gesamt 5.286 861 367 5.780 73.076 68.491 87 FINANZANLAGEVERMÖGEN 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. Beteiligung am 31.12.2022 Eigenkapital 31.12.2022 Ergebnis 2022 % TEUR TEUR 7C Solarparken NV, Mechelen Belgien 100 33.551 459 7C Rooftop Exchange BV, Mechelen Belgien 100 186 38 Siberië Solar BV, Mechelen Belgien 100 514 343 Sabrina Solar BV, Mechelen Belgien 100 405 144 Solar4Future Diest NV, Mechelen Belgien 100 895 217 Viriflux BV, Lokeren Belgien 50 581 82 Iris 67 BV, Mechelen Belgien 100 992 -8 7C Groeni BV, Mechelen Belgien 100 1.417 833 SonnenSolarPark GmbH, Hausen Deutschland 100 968 782 Solarpark Höttingen GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 851 1.017 Solarpark Neudorf GmbH, Kasendorf Deutschland 100 3.448 1.684 Erste Solarpark Now gorod GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 72 67 Zw eite Solarpark Now gorod GmbH Co. KG, Bayreuth Deutschland 19 -22 -6 Solarpark Hohenberg GmbH, Marktleugast Deutschland 83 763 401 Solarpark Morbach GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 1.205 92 Solarpark Draisdorf-Eggenbach GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 1.605 1.600 Solarparken IPP GmbH, Bayreuth Deutschland 100 10.271 5.177 Solarpark Taurus GmbH & Co KG, Maisach Deutschland 100 270 104 Erste Solarpark Xanten GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 420 147 Erste Solarpark Wulfen GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 458 53 Siebente Solarpark Zerre GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 159 489 Solarpark am Schaugraben GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 15 290 Solarpark Zerre IV GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 204 1.063 Zerre Infrastruktur GbR, Wiesbaden Deutschland 29 Sonnendach K19 GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 279 256 Sonnendach K19 Haftungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100 520 97 Säugling Solar GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 10.245 785 Solarpark Carport Wolnzach GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 88 -4 Solarpark Gemini GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 1.706 711 Sphinx Solar GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 276 29 Solardach-Bündel 1 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 0 242 Erste Solarpark Sandersdorf GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 1 941 Vardar UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100 799 68 7C Solarentw icklung GmbH, Bayreuth Deutschland 100 -857 -299 Solardach Wandersleben GmbH&Co.KG, Bayreuth Deutschland 82 1.040 181 Solardach Steinburg GmbH, Bayreuth Deutschland 100 -121 82 Solardach Neubukow GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 720 78 Solardach LLG GmbH, Bayreuth Deutschland 100 604 492 Solardach Stieten GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 1.120 159 Solardach Halberstadt GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 82 125 12 Dritte Solarpark Glauchau GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 2.281 160 Solarpark Bitterfeld II GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 1.292 440 Trüstedt I Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 3.143 1.102 Solarpark Brandholz GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 585 253 Solarpark Gorgast GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 233 92 PV Gumtow GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 1 533 Photovoltaik Park Dessau Süd GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 620 240 88 Projekt OS3 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -6 -6 Projekt OS4 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -1 -2 Projekt OS5 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -1 -2 Projekt OS6 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -1 -2 Projekt OS7 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -3 -3 Projekt OS8 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -1 -2 Projekt OS9 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -1 -2 Projekt OS10 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71 -1 -2 High Yield Solar Investments BV, Amsterdam Niederlande 100 2.208 379 Solarpark Pflugdorf GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 76 2.808 Solarpark MGGS Landbesitz GmbH, Bayreuth Deutschland 100 616 19 Lohengrin Solar UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100 -53 343 Tannhäuser Solar UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100 -104 65 Solardach Gutenberg GmbH & Cop. KG Deutschland 100 199 62 Solarparken AM GmbH, Bayreuth Deutschland 100 621 -7 GSI Helbra Verw altungs GmbH Deutschland 100 -17 -1 GSI Solarfonds Zw ei Verw altungs GmbH Deutschland 100 34 1 GSI Solarfonds Drei Verw altungs GmbH Deutschland 100 47 4 GSI Leasing GmbH Deutschland 100 29 0 Solarparken Energy Verw altungs GmbH Deutschland 100 327 54 Solarpark Espenhain Verw altungs GmbH Deutschland 100 37 3 7C Solarparken Belgium BV Belgien 100 -609 -58 Melkor UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100 1.070 309 Solarpark Floating GmbH & Co.KG, Bayreuth Deutschland 100 69 79 HCI Energy 1 Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 43 9.121 19 HCI Solarpark Igling-Buchloe GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 43 5.679 785 HCI Solarpark Neuhaus-Stetten GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 43 3.220 377 HCI Energy 2 Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 42 2.769 -31 HCI Solarpark Dettenhofen GmbH & Co. KG Deutschland 42 541 512 HCI Solarpark Oberostendorf GmbH & Co. KG Deutschland 42 32 571 COLEXON IPP GmbH, Bayreuth Deutschland 100 9.048 1.705 Deutschland 100 804 175 Deutschland 100 78 14 Deutschland 100 1 329 Deutschland 100 -12 252 Deutschland 100 894 8 Deutschland 100 1.681 720 Deutschland 100 -93 46 Deutschland 100 146 -6 Solarpark Bernsdorf GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 1 504 Deutschland 100 1 191 Deutschland 98 -21 -20 Deutschland 100 -128 -128 Deutschland 100 -7 -3 Deutschland 100 -6 -3 Deutschland 100 431 227 Deutschland 100 -23 -5 Deutschland 100 6 413 Solarpark Rötz GmbH Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 730 457 Deutschland 100 1 57 Deutschland 100 906 733 Deutschland 100 -974 162 Deutschland 100 -1.078 214 Solarpark CBG GmbH, Bayreuth Deutschland 100 -1.655 390 Solarpark green GmbH, Bayreuth Deutschland 100 3.928 942 Amatec PV 20 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 25 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 21 GmbH & Co. KG, Bayreuth COLEXON 1. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG, Bayreuth Solarpark Meyenkrebs GmbH & Co. KG, Bayreuth Pinta Solarparks GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV Chemnitz GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec Grundbesitz GmbH, Bayreuth Amatec PV 30 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 31 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 32 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 33 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 34 GmbH & Co. KG, Bayreuth Windpark Medard II, GmbH CO & KG, Landshut Windpark Stetten II, GmbH & Co. KG , Landshut Amatec PV 35 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 36 GmbH & Co. KG, Bayreuth Amatec PV 37 GmbH & Co. KG, Bayreuth Solardach Derching GmbH &Co. KG, Bayreuth Solarpark Tangerhütte GmbH & Co. KG, Bayreuth 89 B. VORRÄTE 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. C. FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN Sämtliche Forderungen aus Lieferungen und Leistungen haben eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr. D. FORDERUNGEN GEGEN VERBUNDENEN UNTERNEHMEN Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen sind von EUR 148,1 Mio. im Vorjahr auf EUR 160,6 Mio. gestiegen. Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen betreffen Darlehensforderungen zur Finanzdisposition mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr i.H.v. 139,6 Mio. (VJ: EUR 128,9 Mio.). Darüber hinaus gab es Darlehensforderungen i.H.v. EUR 15,8 Mio. (VJ: EUR 17,1 Mio.) zur Finanzdisposition mit einer Laufzeit bis zu einem Jahr. Ebenso enthalten sind Forderungen aus Beteiligungserträgen i.H.v. EUR 1,0 Mio. (VJ: EUR 0,5 Mio.). Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten zudem EUR 4,3 Mio. (VJ: EUR 1,5 Mio.) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen mit einer Laufzeit bis zu einem Jahr. COLEXON Solar Energy ApS, Söborg Dänemark 100 18.694 99 Amatec Projects Management GmbH Deutschland 100 77 2 Renew agy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 3.033 3.448 Renew agy 11. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 394 162 Renew agy 21. Solarprojektgesellschaft mbH , Bayreuth Deutschland 100 2.703 0 Renew agy 22. Solarprojektgesellschaft mbH , Bayreuth Deutschland 100 1.659 0 Tristan Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 300 172 Solarpark Zschornew itz GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 1.774 209 PV Görike GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 456 470 REG PVA Zw ei GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 986 638 PWA Solarpark GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 546 195 Solarpark WO GmbH & Co. KG Deutschland 100 156 56 MES Solar XX GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 2.353 1.223 Solarpark Heretsried GmbH, Bayreuth Deutschland 100 -1.768 1.139 Energiepark Solarpark Theilenhofen GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 -94 69 Solarpark Oberhörbach GmbH, Bayreuth Deutschland 100 -1.844 445 Sonnendach M55 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100 1.538 205 Solarpark Longuich GmbH, Bayreuth Deutschland 100 -1.216 706 ProVireo Solarpark 3. Schönebeck GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 120 370 ProVireo Projektverw altungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100 -15 -5 Folcw alding Verw altungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100 6 -1 Solarpark Blankenberg GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100 251 171 Solarpark Glasew itz GmbH & CO. KG, Bayreuth Deutschland 100 863 80 90 E. SONSTIGE VERMÖGENSGEGENSTÄNDE Die sonstigen Vermögensgegenstände i.H.v. TEUR 1.468 haben eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr. Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen, Umsatzsteuererstattungsansprüche i.H.v. TEUR 1.226. F. KASSENBESTAND, GUTHABEN BEI KREDITINSTITUTEN Dieser Posten beinhaltet Guthaben bei Kreditinstituten i.H.v. TEUR 4.138 (VJ: TEUR 9.573). Guthaben bei Kreditinstituten i.H.v. TEUR 938 (VJ: TEUR 938) unterliegen Verfügungsbeschränkungen im Zusammenhang mit Vertragserfüllungsbürgschaften oder stellen Projektreservekonten für eigene Solaranlagen dar. G. AKTIVE RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN Es wurden Bearbeitungsentgelte für langfristige Bankfinanzierungen i.H.v. TEUR 19 in den aktiven Rechnungsabgrenzungsposten aktiviert. Dieses Agio wird über die Laufzeit der jeweiligen Bankfinanzierung aufgelöst. H. GEZEICHNETES KAPITAL Das gezeichnete Kapital bestand zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2022 aus insgesamt 79.847.983 Aktien mit einem Nennwert von EUR 1,00 je Stückaktie, sodass das Grundkapital der Gesellschaft EUR 79.847.983 betrug. Es gibt eine einheitliche Aktiengattung. Die Entwicklung des gezeichneten Kapitals wird in der folgenden Tabelle dargestellt: in TEUR Gezeichnetes Kapital zum 01.01.2022 76.362 Kapitalerhöhung durch Privatplatzierung 3.486 Kapitalerhöhung aus Gesellschaftsmitteln 30.000 Ordentliche Kapitalherabsetzung -30.000 Gezeichnetes Kapital zum 31.12.2022 79.848 Im Berichtsjahr wurden insgesamt zwei Kapitalerhöhungen vorgenommen. Mit Beschluss des Vorstands am 11.08.2022 und des Aufsichtsrats vom 12.08.2022 wurde eine Barkapitalerhöhung unter Berücksichtigung des gesetzlichen Bezugsrechtes der Aktionäre im Rahmen des genehmigten Kapitals 2022 i.H.v. EUR 1.735.510,00 zu einem Ausgabebetrag von EUR 4,55 je Aktie platziert. Die Barkapitalerhöhung wurde am 07.09.2022 in das Handelsregister eingetragen. Der Betrag von EUR 1.735.510,00 floss in das gezeichnete Kapital ein, der Differenzbetrag i.H.v. EUR 6.161.060,50 wurde in die Kapitalrücklage (Siehe 1.2.I Kapitalrücklage) überführt; 91 Mit Beschluss des Vorstands am 27.09.2022 und des Aufsichtsrats vom 16.08.2022 wurde am gleichen Tag eine Barkapitalerhöhung im Rahmen des genehmigten Kapitals 2022 i.H.v. EUR 1.750.000,00 zu einem Ausgabebetrag von EUR 4,55 je Aktie platziert. Die Barkapitalerhöhung wurde am 29.09.2022 in das Handelsregister eingetragen. Der Betrag i.H.v. EUR 1.750.000,00 floss in das gezeichnete Kapital ein, der Differenzbetrag i.H.v. EUR 6.212.500,00 wurde in die Kapitalrücklage (Siehe 1.2.I Kapitalrücklage) überführt; bezüglich der Angaben zum genehmigten Kapital verweisen wir auf Punkt 1.4 Abschnitt G. dieses Anhangs. Darüber hinaus wurde im Berichtszeitraum eine weitere Kapitalerhöhung aus Gesellschaftsmitteln nebst einer ordentlichen Kapitalherabsetzung vorgenommen: Mit dem Beschluss der ordentlichen Hauptversammlung vom 21.07.2022 wurde das gezeichnete Kapital um einen Betrag von EUR 30.000.000,00 durch Umwandlung der Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB erhöht. Diese Kapitalerhöhung erfolgte gem. § 207 Abs. 2 Satz 2 AktG ohne die Ausgabe von neuen Aktien. Die Kapitalerhöhung wurde am 09.08.2022 im Handelsregister eingetragen. Mit einem Beschluss der ordentlichen Hauptversammlung vom 21.07.2022 wurde das gezeichnete Kapital gem. den Vorschriften über die ordentliche Kapitalherabsetzung nach §§ 222, 228 ff. AktG zum Zwecke der Einstellung eines Teilbetrags des gezeichneten Kapitals in die freie Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB um den Betrag von EUR 30.000.000,00 herabgesetzt. Die ordentliche Kapitalherabsetzung wurde am 09.08.2022 im Handelsregister eingetragen. I. KAPITALRÜCKLAGE Die Kapitalrücklage betrug zum 31. Dezember 2022 EUR 92.765 (VJ: EUR 82.787). Sie ist aufgeteilt gem. § 272 Abs. 2 Nr. 1 und Nr. 4 HGB und entwickelte sich im Berichtsjahr wie folgt: in TEUR Kapitalrücklage zum 01.01.2022 82.787 Kapitalerhöhung durch Privatplatzierung 12.374 Entnahme aus der Kapitalrücklage gem. § 272 Abs.2 Nr. 1 zur Kapitalerhöhung aus Gesellschaftsmitteln -30.000 Einstellung in die Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB infolge der ordentlichen Kapitalherabsetzung 30.000 Entnahme aus der Kapitalrücklage §272 Abs.2 Nr. 4 HGB -2.395 Kapitalrücklage zum 31.12.2022 92.765 Die Zunahme bestand aus dem Emissionsagio der Privatplatzierung i.H.v. EUR 12.373.561 Entsprechend den oben beschriebenen Eigenkapitaltransaktionen im Berichtsjahr, gliedert sich die Kapitalrücklage zum Bilanzstichtag wie folgt: Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB: EUR 61,32 Mio. (VJ: EUR 78,9 Mio.) Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB: EUR 31,44 Mio. (VJ: EUR 3,9 Mio.) 92 J. BILANZGEWINN Der Bilanzgewinn hat sich während des Berichtszeitraums aufgrund folgender Sachverhalte verändert: Am 21. Juli 2022 hat die Hauptversammlung der Gesellschaft die Ausschüttung einer Dividende für das Geschäftsjähr 2021 i.H.v. EUR 8.399.872,03 (VJ: EUR 7.636.247,30), bzw. EUR 0,11 (VJ: EUR 0,11) je dividendenberechtigter Stückaktie beschlossen. Der verbleibende Bilanzgewinn nach der Ausschüttung i.H.v. EUR 4.791.465 wird auf neue Rechnung vorgetragen und erhöht sich um den erwirtschafteten Jahresüberschuss 2022 i.H.v. EUR 5.960.145 sowie um die Entnahme aus der Kapitalrücklage gem. § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB i.H.v. 2.395.440 und datiert zum 31. Dezember 2022 auf EUR 13.147.050. K. STEUERRÜCKSTELLUNGEN Die Steuerrückstellungen betreffen erwartete Steueraufwendungen des laufenden Jahres für die Gewerbesteuer, Körperschaftssteuer sowie den Solidaritätszuschlag. L. LATENTE STEUERN Die Gesellschaft verfügte am Ende des Berichtzeitraums über gewerbesteuerliche Verlustvorträge i.H.v. etwa EUR 12,2 Mio. und körperschaftsteuerliche Verlustvorträge i.H.v. EUR 11,5 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 28,78%. M. SONSTIGE RÜCKSTELLUNGEN Die sonstigen Rückstellungen setzen sich im Wesentlichen wie folgt zusammen: in TEUR 31.12.2022 Gewährleistung 1.265 Drohverluste 186 Rechts- und Beratungskosten, Jahresabschluss- und Prüfungskosten 468 Aufsichtsratsvergütungen 92 Personal 30 Rückbaurückstellung Solaranlagen 115 Aufbewahrungskosten 26 Gesamt 2.182 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. 93 N. VERBINDLICHKEITEN GEGENÜBER KREDITINSTITUTEN Im Berichtszeitraum hat die 7C Solarparken AG weitere Bankfinanzierungen für die Finanzierung Ihrer Investitionen aufgenommen, sodass die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten zum Bilanzstichtag EUR 50,1 Mio. (VJ: EUR 52,1 Mio.) betrugen. Die Bankverbindlichkeiten i.H.v. EUR 13,6 Mio. (VJ: EUR 15,6 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 wurden künftig abrufbare Sichteinlagen für bestimmte Bankdarlehen verpfändet. Die Schuldscheindarlehen sind nicht besichert. 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 50.088 17.130 29.100 3.858 im Vorjahr 52.117 2.123 44.083 5.905 davon gesichert TEUR 13.588 (i.VJ. TEUR 15.617) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 361 361 - - im Vorjahr 52 52 - - davon gesichert TEUR 0 (i.VJ TEUR 0) Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 656 656 - - im Vorjahr 171 171 - - davon gesichert TEUR 0 (i.VJ. TEUR 0) Sonstige Verbindlichkeiten 961 961 - - im Vorjahr 1.080 1.080 - - davon gesichert TEUR 0 (i.VJ. TEUR 0) Gesamt 52.066 19.108 29.100 3.858 Gesamt (Vorjahr) 53.419 3.423 44.083 5.905 O. SONSTIGE VERBINDLICHKEITEN Die sonstigen Verbindlichkeiten haben eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr. 31.12.2022 31.12.2021 TEUR TEUR Verbindlichkeiten Umsatzsteuer 1 253 Verbindlichkeiten Lohnsteuer 15 11 Verbindlichkeiten Soziale Sicherheiten 3 2 Sonstige Verbindlichkeiten 807 811 Zinsverbindlichkeiten - 3 Erhaltene Kautionen 20 - Gesamt 846 1.080 94 1.2 ERLÄUTERUNGEN ZUR GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG A. UMSATZERLÖSE Folgende Umsatzerlöse wurden im Berichtsjahr im Vergleich zum Vorjahr realisiert: in TEUR 2022 2021 Umsatzerlöse 10.205 4.803 Die Umsätze verteilen sich regional wie folgt: in TEUR 2022 2021 Deutschland 9.295 4.499 Übriges Europa 910 304 Gesamt 10.205 4.803 Die Umsatzerlöse resultieren hauptsächlich aus Modulverkäufen an verbundene Unternehmen für den Bau von Solaranlagen (TEUR 4.559) sowie Dienstleistungen, wie Wartung und Reparatur für die Photovoltaikanlagen der Kunden (TEUR 3.032). Gleichwohl investiert die Gesellschaft auch in eigene Solaranlagen und Immobilien, dadurch konnten externe Umsatzerlöse durch Stromverkauf (TEUR 2.585) bzw. Vermietung (TEUR 29) erwirtschaftet werden. Die Umsatzerlöse wurden zu 73,7 % (VJ: 69,2 %) gegenüber verbundenen Unternehmen realisiert. In den ausgewiesenen Umsatzerlösen sind periodenfremde Umsatzerlöse in einem unwesentlichen Umfang von TEUR 13 (VJ: TEUR 40) enthalten. B. SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt zusammen: 31.12.2022 31.12.2021 TEUR TEUR Schadenersatz 119 49 Erträge aus der Auflösung von sonstigen Rückstellungen 41 155 Erträge aus der Auflösung von Gewährleistungsrückstellungen 201 313 Erlöse aus Sachanlagenverkäufen 1 1 Erlöse durch Einbringung einer Sacheinlage - 587 Erträge aus Abgang von Finanzanlagen 381 - Periodenfremde Erträge - 1 Erträge aus dem Verkauf von Wertpapieren - 87 Sonstige 21 26 Gesamt 761 1.218 Die sonstigen betrieblichen Erträge sind im Vergleich zu 2021 mit TEUR 761 gesunken (i. VJ. TEUR 1.218). Sonstige betriebliche Erträge aus Währungsumrechnung sind im Berichtszeitraum nicht angefallen. 95 C. MATERIALAUFWAND 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 2022 2021 Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe 4.137 693 Aufwendungen für bezogene Leistungen 1.185 996 Materialaufwand (gesamt) 5.322 1.689 D. PERSONALAUFWAND Die Kosten für die Altersversorgung betrugen im Berichtszeitraum TEUR 8 (VJ: TEUR 9). E. SONSTIGE BETRIEBLICHE AUFWENDUNGEN Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind im Geschäftsjahr geringfügig um TEUR 80 auf TEUR 1.569 gesunken. Darüber hinaus sind im Geschäftsjahr Rechts-, Beratungs- und Prüfungskosten i.H.v. TEUR 440, Bank- und Kapitalmarktkosten i.H.v. TEUR 372, Aufwendungen für Gewährleistungen i.H.v. TEUR 103 angefallen. Periodenfremde Aufwendungen fielen im Berichtsjahr i.H.v. TEUR 104 an. F. ERTRÄGE AUS BETEILIGUNGEN Die Erträge aus Beteiligungen beinhalten die Ausschüttungen der ProVireo Solarpark 3. Schönebeck GmbH & Co. KG, Bayreuth (TEUR 370), sowie der Solarpark Glasewitz GmbH & Co. KG, Bayreuth (TEUR 80). Beide Gesellschaften stehen im 100 %igen Eigentum der Gesellschaft. G. ZINSEN UND ÄHNLICHE ERTRÄGE 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 4.821 (VJ: TEUR 4.590). H. SONSTIGE ZINSEN UND ÄHNLICHE AUFWENDUNGEN Die sonstigen Zinsen und ähnliche Aufwendungen i.H.v. TEUR 1.214 (VJ: TEUR 1.245) spiegeln im Wesentlichen den Zinsaufwand für die im Berichtszeitraum bestehenden Schuldscheindarlehen i.H.v. TEUR 902 (VJ: TEUR 902) und den Zinsaufwand aus Darlehen von Kreditinstituten i.H.v. TEUR 299 (VJ: TEUR 325) wieder. Darüber hinaus sind Zinsaufwendungen aus der Abzinsung von Rückstellungen i.H.v. TEUR 14 (VJ: TEUR 18). 96 I. STEUERN VOM EINKOMMEN UND ERTRAG Die Steuern vom Einkommen und Ertrag teilen sich wie folgt auf: 31.12.2022 31.12.2021 TEUR TEUR Gewerbesteuer 272 175 Körperschaftsteuer 332 200 Solidaritätszuschlag 18 11 Gesamt 622 386 J. GEWINNVERWENDUNGSVORSCHLAG Die Gesellschaft verfügt zum Bilanzstichtag über einen ausschüttungsfähigen Gewinn von EUR 13.147.050 Der Vorstand schlägt vor, den Bilanzgewinn i.H.v. EUR 13.147.050 aus dem Geschäftsjahr 2022 wie folgt zu verwenden: - Ausschüttung einer Dividende von EUR 0,12 je im Zeitpunkt der ordentlichen Hauptversammlung über das Geschäftsjahr 2022 stimmberechtigte und dividendenberechtigte Stückaktie - der Restbetrag ist auf neue Rechnung vorzutragen. K. SONSTIGE FINANZIELLE VERPFLICHTUNGEN UND AUSSERBILANZIELLE GESCHÄFTE 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 10 (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 28 (VJ: TEUR 20), davon TEUR 20 gegenüber verbundenen Unternehmen und mit einer Restlaufzeit von größer als eins bis zu fünf Jahren i.H.v. TEUR 0 (VJ: TEUR 20). 97 1.3 SONSTIGE ANGABEN A. ANGABEN ZU DERIVATIVEN FINANZINSTRUMENTEN Die im Geschäftsjahr bestehenden derivativen Finanzinstrumente sichern die Risiken aus einer, von der 7C Solarparken AG abgeschlossenen, Swap-Vereinbarung zur Absicherung von Strompreisrisiken mit einem großen europäischen Stromversorger ab. Die abgeschlossene Swap-Vereinbarung zur Absicherung von Strompreisrisiken ist ein Derivat, welches dazu dient, die volatilen Zahlungsströme aus Strompreisschwankungen abzusichern. Bei dieser Vereinbarung handelt es sich um das Grundgeschäft der Bewertungseinheit. 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. Juli 2022 bis zum 31. Dezember 2023 in Höhe von durchschnittlich 280 EUR/MWh sowie eine geschätzte spezifische Produktion von 1.017 kWh/kWp für ein einzelnes Geschäftsjahr, welches auf Grundlage von Erfahrungswerten über die abgesicherten Monate verteilt wird. Der beizulegende Zeitwert für die Swap-Vereinbarung mit den Konzerngesellschaften beträgt 1.199 TEUR. Gegenläufig beträgt der beizulegende Zeitwert des Grundgeschäfts 1.199 TEUR. 2022 TEUR Beizulegender Zeitwert Strompreis Swap-Vereinbarung (Sicherungsgeschäft) 1.199 Beizulegender Zeitwert Strompreis Swap-Vereinbarung (Grundgeschäft) - 1.199 Gesamt - B. ANZAHL DER ARBEITNEHMER Im Geschäftsjahr 2022 waren in der Gesellschaft durchschnittlich 11 Mitarbeiter beschäftigt. Der technischen Abteilung waren durchschnittlich 3 Mitarbeiter zuzurechnen und 8 Mitarbeiter dem kaufmännischen Bereich. C. HONORAR DES ABSCHLUSSPRÜFERS 2022 2021 TEUR TEUR Abschlussprüfungsleistungen 199 184 Andere Bestätigungsleistungen 9 9 Sonstige Leistungen 9 30 Gesamt 217 214 98 D. GESCHÄFTE MIT NAHESTEHENDEN PERSONEN Wesentliche Geschäfte mit nahestehenden Personen, die nicht zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen wurden, bestanden im Jahr 2022 nicht. E. VORSTAND Im Geschäftsjahr 2022 haben folgende Vorstände von der Gesellschaft Leistungen erhalten: Steven De Proost Wirtschaftsingenieur Betekom, BE CEO Seit 01.06.2014 Koen Boriau Master Wirtschaftswissenschaften Antwerpen, BE CFO Seit 28.05.2014 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 132 122 254 Tantieme - - - Gesamt 132 120 254 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. Die Angaben der Bezüge der Vorstände wurden im vorausgegangenen Geschäftsjahr kompakt im zusammengefassten Lagebericht unter den Angaben zum Vergütungsbericht angegeben. Eine separate Darstellung der gewährten Leistungen für die Vorstände erfolgt im Berichtsjahr im Anhang der Gesellschaft in der oben dargestellten Tabelle. Die Vorjahresbezüge sind ebenfalls dieser zu entnehmen. Folgende Leistungszusagen bestehen bei vorzeitiger Beendigung der Vorstandsbestellung: Herr Steven De Proost: Endet die Vorstandsbestellung vor Ablauf des Vertrags auf Veranlassung der Gesellschaft, ohne dass hierfür ein wichtiger Grund besteht, und wird in diesem Zusammenhang auch der Dienstvertrag vorzeitig beendet, dürfen Zahlungen den Wert von zwei Jahresvergütungen einschließlich Nebenleistungen nicht überschreiten und nicht mehr als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergütet werden. Herr Koen Boriau: Endet die Vorstandsbestellung vor Ablauf des Vertrags auf Veranlassung der Gesellschaft, ohne dass hierfür ein wichtiger Grund besteht, und wird in diesem Zusammenhang auch der Dienstvertrag vorzeitig beendet, dürfen Zahlungen den Wert von zwei Jahresvergütungen einschließlich Nebenleistungen nicht überschreiten und nicht mehr als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergütet werden. 99 F. AUFSICHTSRAT Der Aufsichtsrat der Gesellschaft setzte sich in 2022 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 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 lagree, Giv'atayim, Israel Verwalterin Quintel Advisory Services Ltd., London, Großbritannien Verwalterin One Eco Ltd., Kent, Großbritannien Verwalterin Roby, Al Ltd., Leeds, Großbritannien Paul Decraemer Verwalter, Seelition, 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 Verwalter, Remasci NV, Gent/Belgien Verwalter imec.istart Fund NV, Leuven/Belgien 100 Die Satzung der Gesellschaft gewährt den Mitgliedern des Aufsichtsrats eine Vergütung von insgesamt TEUR 76 (VJ: TEUR 71) 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 für 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 - 4 - 24 im Vorjahr 20 - 3 - 23 Bridget Woods - 14 4 - 17 im Vorjahr - 14 3 - 16 Paul Decraemer - 14 4 - 17 im Vorjahr - 14 3 - 16 Paul De fauw - 14 4 - 17 im Vorjahr - 14 3 - 16 Gesamt 20 41 15 - 76 Gesamt im Vorjahr 20 41 11 - 71 G. STIMMRECHTSMITTEILUNGEN Die Stimmrechte teilen sich zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2022 im Wesentlichen wie folgt auf: Aktionär Anteil Rodolphe de Spoelberch 7,3% Vlaamse Energieholding 5,8% Distri Beheer 21 Comm VA 4,9% Sufina BV 3,3% Gesamt 18,0% Erklärung gemäß § 160 Abs. 1 Nr. 8 AktG 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 2022 gingen der 7C Solarparken AG folgende Mitteilungen zu: - Die XIX-Invest NV, Antwerpen, Belgien hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG am 01.04.2022 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der 7C Solarparken AG, Bayreuth, Deutschland am 31.03.2022 die Schwelle von 3 % überschritten hat und an diesem Tag 3,8 % (dies entspricht 2.901.000 Stimmrechte) betrug; - Die XIX-Invest NV, Antwerpen, Belgien, hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG am 22.12.2022 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der 7C Solarparken AG, Bayreuth, Deutschland am 21.12.2022 die Schwelle von 3 % unterschritten hat und an diesem Tag 2,97 % (dies entspricht 2.373.164 Stimmrechte) betrug; 101 H. GENEHMIGTES KAPITAL 2021 Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 21. Juli 2021 hat den Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft in der Zeit bis zum 20.07.2026 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 34.710.215,00 durch Ausgabe von bis zu 34.710.215 neuen auf den Inhaber lautende Stückaktien einmal oder mehrmals gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2021). 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 2021 hat der Vorstand diese Ermächtigung im Juli ausgeübt, um das Grundkapital mit EUR 6.942.043 durch Ausgabe von 6.942.043 neuen auf den Inhaber lautende Stückaktien zu erhöhen. Demzufolge betrug das genehmigte Kapital 2021 nach teilweiser Ausschöpfung zum Ende des Geschäftsjahres noch EUR 27.768.172,00. Die Hauptversammlung der 7C Solarparken AG vom 21. Juli 2022 hat das genehmigte Kapital aufgehoben. I. GENEHMIGTES KAPITAL 2022 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. Während des Berichtszeitraums hat der Vorstand diese Ermächtigung im September ausgeübt, um das Grundkapital mit EUR 3.485.510,00 durch Ausgabe von 3.485.510 neuen auf den Inhaber lautende Stückaktien zu erhöhen. Demzufolge betrug das genehmigte Kapital 2022 nach teilweiser Ausschöpfung zum Ende des Geschäftsjahres noch EUR 34.695.726,00 J. BEDINGTES KAPITAL 2022 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). 102 1.4 ENTSPRECHENSERKLÄRUNG Der Vorstand und der Aufsichtsrat der 7C Solarparken AG haben eine Erklärung gemäß §161 AktG abgegeben und den Aktionären auf der Internetseite unter (https://solarparken.com/entsprechenserklaerung.php) dauerhaft zugänglich gemacht. 1.5 KONZERNVERHÄLTNISSE 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, 5. April 2023 Steven De Proost Koen Boriau Vorstandsvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO) 103 104 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER Jahresabschluss bzw. der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft bzw. des Konzerns vermittelt und dass im zusammengefassten Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses sowie die Lage der Gesellschaft bzw. des Konzerns so dargestellt werden, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird und die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung Bayreuth, 5. April 2023 Steven De Proost Koen Boriau Vorstandsvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO)

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