Annual Report • Jun 25, 2018
Annual Report
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Energiekontor AG Bremen Jahres- und Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2017 bis zum 31.12.2017 UMDENKEN lohnt sich KONZERN-KENNZAHLEN Ergebnis scroll in Mio. € 2017 2016 Umsatz 149,9 201,8 Gesamtleistung 202,1 166,7 EBITDA (EBIT zzgl. Abschreibungen) 49,6 72,1 EBIT (EBT zzgl. Finanzergebnis) 32,9 53,8 EBT (Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit) 16,7 35,5 Konzernjahresergebnis 11,9 25,3 Ergebnis pro Aktie (EPS) in € 0,82 1,74 Bilanz scroll in Mio. € 2017 2016 Technische Anlagen (Windparks) 193,7 170,9 Eigenkapital 70,2 69,5 Bilanzsumme 361,7 361,4 Eigenkapitalquote 19,4 % 19,2 % Fiktive Eigenkapitalquote (vgl. Ausführungen im Lagebericht auf Seite 63) 20,7 % 20,5 % Cashflow scroll in Mio. € 2017 2016 Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit (Operativer Cashflow) 4,4 92,9 Finanzmittelfonds am Ende der Periode 69,0 118,5 EBT und EBIT in Mio € Dividende pro Aktie in € Zu den Pro-forma-Kennzahlen vgl. Hinweis auf Seite 180. REALISIERTE WIND- UND SOLARPARKS Deutschland KURZPORTRAIT DER ENERGIEKONTOR AG Eine solide Geschäftspolitik und viel Erfahrung in Sachen Windkraft: Dafür steht Energiekontor seit über 25 Jahren. 1990 in Bremerhaven gegründet, zählt das Unternehmen zu den Pionieren der Branche und ist heute einer der führenden deutschen Projektentwickler. Das Kerngeschäft erstreckt sich von der Planung über den Bau bis hin zur Betriebsführung von Windparks im In- und Ausland und wurde 2010 um den Bereich Solarenergie erweitert. Darüber hinaus betreibt Energiekontor 34 Windparks mit einer Nennleistung von knapp 260 Megawatt (MW) im eigenen Bestand (Stand 31. Dezember 2017). Auch wirtschaftlich möchte die Energiekontor AG eine Pionierrolle einnehmen und in allen Zielmärkten schnellstmöglich die ersten Wind- und Solarparks unabhängig von staatlichen Förderungen zu reinen Marktpreisen realisieren. Neben dem Firmensitz in Bremen unterhält Energiekontor Büros in Bremerhaven, Hagen im Bremischen, Aachen, Bernau bei Berlin und Dortmund. Außerdem ist das Unternehmen mit Niederlassungen in England (Leeds), Schottland (Glasgow), Portugal (Lissabon) und den Niederlanden (Nijmegen) vertreten. Die Gründung weiterer Niederlassungen in den USA und Frankreich befindet sich zurzeit in Vorbereitung. Die stolze Bilanz seit Firmengründung: 117 realisierte Windparks mit einer Gesamtleistung von rund 930 MW (Stand 31. Dezember 2017). Das entspricht einem Investitionsvolumen von rund € 1,5 Mrd. Das Unternehmen ging am 25. Mai 2000 an die Börse. Die Aktie der Energiekontor AG (WKN 531350 / ISIN DE0005313506) ist im General Standard der Deutschen Börse in Frankfurt gelistet und kann an allen deutschen Börsenplätzen gehandelt werden. Anlegerinformationen (Übersicht) scroll Börsennotierung: Deutsche Börse, Frankfurt (handelbar an der Frankfurter Wertpapierbörse, Xetra sowie an allen anderen deutschen Handelsplätzen) Marktsegment: General Standard Aktiengattung: Inhaberaktien Branche: Regenerative Energien Erstnotierung (IPO): 25. Mai 2000 WKN: 531350 ISIN: DE0005313506 Reuters: EKT Beteiligungsstruktur: 51,5 % Organe; 48,5 % Freefloat; 0,0 % Energiekontor AG Research: Dr. Karsten von Blumenthal, First Berlin Arash Roshan Zamir, Warburg Research Designated Sponsor: Oddo Seydler Bank AG Finanzkalender: 12.04.2018: Veröffentlichung Geschäftsbericht 2017 15.05.2018: Veröffentlichung Bericht zum 1. Quartal 2018 23.05.2018: Hauptversammlung der Energiekontor AG 31.08.2018: Veröffentlichung Halbjahresbericht 2018 15.11.2018: Veröffentlichung Bericht zum 3. Quartal 2018 26.-28.11.2018: Deutsches Eigenkapitalforum in Frankfurt a. M. Investor Relations: Dr. Stefan Eckhoff; Tel: 0421 3304 - 0 E-Mail: [email protected]; Internet: www.energiekontor.de Brief AN DIE AKTIONÄRE Sehr geehrte Aktionäre, Geschäftspartner, Investoren und Mitarbeiter, das Ergebnis der Energiekontor AG für das Geschäftsjahr 2017 lag unter Berücksichtigung des deutlich erhöhten Bestands an konzerneigenen Windparks aus selbst entwickelten Projekten im Rahmen der Erwartungen. Das Konzernergebnis vor Steuern (EBT) betrug € 16,7 Mio. (Vorjahr € 35,5 Mio.), das Konzernjahresergebnis lag bei € 11,9 Mio. (Vorjahr € 25,3 Mio.). Die Gesamtleistung des Konzerns lag im Berichtsjahr mit € 202,1 Mio. deutlich über dem Vorjahr (Vorjahr € 166,7 Mio.) und verdeutlicht die anhaltend hohe Produktivität und Wertschöpfungskraft des Unternehmens. Das gegenüber dem Vorjahr deutlich geringere Ergebnis ist im Wesentlichen auf die Übernahme etwa der Hälfte aller 2017 selbst entwickelten Windparks in den Eigenbestand zurückzuführen. Die potenziellen Margen, die bei einem Projektverkauf als Gewinne aufgedeckt würden, verbleiben in diesem Fall als stille Reserven im Anlagenbestand. Im Laufe der Jahre erwirtschaften die konzerneigenen Anlagen kontinuierliche Einnahmen. Energiekontor zieht mit dieser Strategie ein nachhaltiges Wachstum und die langfristige Sicherung des Geschäfts einer kurzfristigen Gewinnrealisierung vor. Da diese Linie im Geschäftsjahr 201 7 konsequent eingehalten wurde, fällt der Unterschied im Vergleich zum Vorjahr besonders deutlich aus. Um den Bestand an konzerneigenen Wind- und Solarparks weiter auszubauen, beabsichtigt Energiekontor, diese Strategie auch in den folgenden Jahren beizubehalten. Vor diesem Hintergrund verlief das operative Geschäft der Energiekontor AG im Geschäftsjahr 2017 weitgehend nach Plan. Insgesamt wurden zehn Projekte fertiggestellt und in Betrieb genommen, drei Windparks und drei Einzelanlagen wurden an Investoren verkauft. Allein die dritte Anlage des Windparks Hammelwarder Moor sowie der Solarpark Garzau-Garzin konnten erst Anfang 2018 fertiggestellt werden. Zusammen mit den im Bau befindlichen Projekten Bremen-Hemelingen und Debstedt II hat Energiekontor damit alle Windparks umgesetzt, die noch bis Ende 2016 eine Genehmigung erhalten hatten und damit gemäß der Übergangsregelung des EEGs 2017 nach dem erhöhten Tarif vergütet werden. In Deutschland hat die Einführung des Ausschreibungsmodells für Onshore-Wind 2017 zu einem starken Preisverfall geführt. Durch Ausnahmeregelungen für Bürgerenergiegesellschaften kam es hierbei zu einer gewissen Wettbewerbsverzerrung, die der Gesetzgeber mit Änderungen für das Prozedere im laufenden Geschäftsjahr 2018 wieder aufheben möchte. Tatsächlich ist der mittlere Zuschlagspreis in der ersten Ausschreibung vom Februar 2018 gegenüber der letzten Ausschreibung im Jahr 2017 wieder leicht angestiegen. Mit 4,73 €-ct / kWh liegt er aber immer noch deutlich unter dem Tarif, mit dem Strom aus Windenergieanlagen noch rund ein Jahr zuvor vergütet wurde. Eine ähnliche Tendenz sehen wir seit fast drei Jahren im Bereich Solarenergie. Für Energiekontor ist diese Entwicklung insofern nicht überraschend, als sich das Unternehmen seit Langem auf den Preiswettbewerb vorbereitet. Unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter haben in agilen Projektmanagementstrukturen an vielen Stellschrauben gedreht, um die Kosten entlang der gesamten Wertschöpfungskette deutlich zu reduzieren. Dank verschiedener Effizienzmaßnahmen ist Energiekontor in der Lage, trotz des verstärkten Margendrucks wirtschaftlich rentable Wind- und Solarprojekte zu entwickeln. Getrieben werden wir dabei von der Vision, die auch unserem Leitbild vorangestellt ist: eine 100-prozentige Versorgung des Strombedarfs mit erneuerbarer Energie. Wir sind davon überzeugt, dass der Ausbau erneuerbarer Energie einen starken Schub erfahren wird, sobald der Verkauf von regenerativ erzeugtem Strom zu freien Marktbedingungen in direkte Konkurrenz zur konventionellen Energiewirtschaft tritt. Hier möchte Energiekontor einen wichtigen Beitrag leisten, hier wollen wir als Pionier vorangehen und die ersten Wind- und Solarparks zu Erzeugungskosten realisieren, die unterhalb der Stromgestehungskosten von fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken liegen. Diese Vorreiterrolle sichert uns gleichzeitig eine starke Wettbewerbsposition innerhalb der Branche. Die ersten Projekte ohne staatliche Fördermaßnahmen wird Energiekontor voraussichtlich in Großbritannien umsetzen. Dort, wo die Förderung von Onshore-Wind seit 2015 weitgehend eingestellt wurde, bilden langjährige Stromabnahmeverträge mit großen Unternehmen als Endabnehmer (Enduser PPAs) die Grundlage für die Wirtschaftlichkeit der Projekte. Mit solchen PPAs haben wir bereits langjährige Erfahrungen gesammelt und damit das Vertrauen großer Industriepartner gewonnen. Das sollte Energiekontor nicht nur bei der anstehenden Realisierung großflächiger Windparks in den windstarken Regionen Schottlands zugutekommen, sondern auch in anderen Märkten von Vorteil sein. So werden bei der Entwicklung von Wind- und Solarparks zum Beispiel auch in den USA PPAs abgeschlossen. Die derzeit noch gültigen Programme mit Steueranreizen für Investoren, sogenannte Tax Credits, laufen in den nächsten Jahren aus, und wir rechnen damit, dass Wind- und Solarparks in den USA zukünftig allein auf dem Abschluss von PPAs beruhen werden. In West-Texas hat Energiekontor mittlerweile Flächen für Photovoltaik-Projekte mit einer Kapazität von mehr als 600 MW gesichert. Vom Standort Austin aus treibt unser US-Team die Projektentwicklung mit dem Ziel voran, noch im laufenden Geschäftsjahr erste Projektrechte verkaufen zu können. Im Norden der Vereinigten Staaten hat Energiekontor South Dakota als Zielregion für die Akquise potenzieller Windstandorte identifiziert. Trotz mittlerweile erfüllter Ausbauziele und ungeachtet der protektionistischen Aktivitäten der Trump-Administration haben mehrere US-Staaten die Umstellung von der konventionellen auf die erneuerbare Energieversorgung beschlossen. Nach China sind die USA das Land mit den zweitgrößten Zubauraten für erneuerbare Energien. Obwohl die weltweit ersten großen Wind- und Solarparks bereits vor Jahrzehnten im Südwesten der USA errichtet wurden, hat die Energiewende in diesem Land gerade erst begonnen. In den Niederlanden arbeitet Energiekontor mittlerweile in Kooperation mit einem Bürgerverein an der Entwicklung eines ersten Windparks mit bis zu acht Anlagen im Südosten des Landes. In Frankreich steht die Gründung eines Büros in Toulouse bevor, um von dort aus die Akquisition geeigneter Solarstandorte im Südwesten und Windstandorte im Norden des Landes zu intensivieren. Da einige Projekte in Deutschland im Zuge der stark gesunkenen Preise mit verbesserten Parametern neu zur Genehmigung eingereicht werden müssen und die geplanten Windparks in Schottland 2018 noch nicht ertragswirksam sein werden, stellt das aktuelle Geschäftsjahr für Energiekontor ein Übergangsjahr dar. Mit einer auf fast 3.000 MW angewachsenen Projektpipeline und dem Ziel, in absehbarer Zeit nicht nur in den angelsächsischen Ländern Wind- und Solarparks ohne staatliche Förderung zu realisieren, stehen die Zeichen für Energiekontor jedoch bereits ab 2019 wieder auf Wachstum. Wir wollen den Solarbereich weiter ausbauen und in den neuen Ländermärkten erfolgreich agieren. Dabei werden wir unseren Prinzipien treu bleiben und in jeder Region vor Ort - auch in den Niederlanden, auch in Frankreich und auch in den USA - fokussiert und Schritt für Schritt eigene Projektentwicklungsaktivitäten aufbauen und mit Landbesitzern, Anwohnern und Geschäftspartnern in ihrer eigenen Sprache sprechen, um so die Kenntnisse und das Vertrauen für eine langjährige Partnerschaft festigen zu können. Wir werden mit vollem Einsatz an unserer Vision "100 % erneuerbare Energie" arbeiten und uns dennoch auf das besinnen, was wir können, ohne uns zu verzetteln, mit Teamgeist und Kollegialität, Raum für Gestaltung und eigenverantwortliches Handeln und auf dem Fundament einer finanziellen Stabilität für ein nachhaltiges Wachstum. Wir bedanken uns bei allen Beschäftigten und Wegbegleitern und freuen uns auf eine spannende Zukunft. Bremen, im April 2018 Der Vorstand Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender Günter Eschen, Vorstand Torben Möller, Vorstand Bericht DES AUFSICHTSRATS Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, der Aufsichtsrat der Energiekontor AG hat im Geschäftsjahr 2017 die ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben wahrgenommen. Er befasste sich im Geschäftsjahr 2017 regelmäßig und ausführlich mit der Lage und der Entwicklung der Energiekontor AG und des Konzerns. Er hat sich mit dem Vorstand des Unternehmens regelmäßig beraten und seine Tätigkeit sorgfältig überwacht. Der Aufsichtsrat wurde in alle Entscheidungen, die für das Unternehmen von grundlegender Bedeutung waren, unmittelbar eingebunden. Des Weiteren hat der Aufsichtsrat strategische Überlegungen in regelmäßigen Abständen gemeinsam mit dem Vorstand diskutiert. Der Vorstand informierte den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend in schriftlicher und mündlicher Form über alle für das Unternehmen wesentlichen Aspekte der Planung, der Geschäftsentwicklung, der Lage der Energiekontor AG und des Konzerns einschließlich der Risikolage und des Risikomanagements sowie über jeweils aktuelle Themen und die Compliance. Den Beschlussvorschlägen des Vorstands hat der Aufsichtsrat jeweils nach gründlicher Prüfung zugestimmt. Insgesamt fanden vier ordentliche Aufsichtsratssitzungen statt, am 30. März 2017, am 16. Mai 2017, am 6. November 2017 und am 5. Dezember 2017. Darüber hinaus hat der Aufsichtsrat unterjährig soweit erforderlich Beschlüsse im schriftlichen Umlaufverfahren gefasst. Gegenstand regelmäßiger Beratungen in den Aufsichtsratssitzungen waren die Umsatz-, Ergebnis- und Beschäftigungsentwicklung sowie die Finanzlage und Liquiditätsentwicklung der Energiekontor AG und des Konzerns. Schwerpunkte der Beratungen im Aufsichtsrat Das vordergründige Thema in der Aufsichtsratssitzung vom 30. März 2017 war die Feststellung des Jahresabschlusses 2016. Darüber hinaus wurden die aktuelle Erklärung zum Corporate Governance Kodex unterzeichnet und die Tagesordnung der Hauptversammlung 2017 genehmigt. Die Aufsichtsratssitzung am 16. Mai 2017 diente ausschließlich der Vorbereitung und Besprechung der anstehenden Hauptversammlung. In der Sitzung vom 6. November 2017 wurde festgestellt, dass das Geschäftsjahr 2017 bis dahin weitgehend plangemäß verlief. Es wurden insbesondere das in dem Geschäftsjahr eingeführte Ausschreibungsmodell für Onshore-Wind in Deutschland und die Konsequenzen aus den stark gefallenen Zuschlagspreisen für das Geschäftsjahr 2018 thematisiert. In diesem Zusammenhang ist das Gremium auch auf die Fortschritte in Schottland und in den neuen Auslandsmärkten eingegangen. Außerdem wurden die Herabsetzung der im Zuge des Rückkaufprogramms akkumulierten unternehmenseigenen Aktien beschlossen sowie die Beraterverträge von Aufsichtsratsmitgliedern besprochen. In der Aufsichtsratssitzung vom 5. Dezember 2017 befasste sich der Aufsichtsrat eingehend mit der Effizienzprüfung in Bezug auf die Zusammenarbeit zwischen Vorstand und Aufsichtsrat. Beim Rückblick auf das Gesamtjahr 2017 wurde festgestellt, bei welchen Projekten sich die Fertigstellung voraussichtlich ins kommende Jahr verschieben würde. Außerdem wurden die Ziele für das Geschäftsjahr 2018 festgelegt. Besetzung des Vorstands und des Aufsichtsrats Mit Wirkung zum 1. Juli 2017 hat der Aufsichtsrat der Energiekontor AG den langjährigen Leiter des Bereichs Repowering, Torben Möller, zum dritten Vorstand bestellt. Als Vorstand soll Herr Möller neben allgemeinen Aufgaben zusätzlich die Projektentwicklung in Nord-Nordrhein-Westfalen und Frankreich (Wind und Solar) verantworten sowie den Bereich Rotorblattverlängerung weiter ausbauen. Der Aufsichtsrat setzt sein volles Vertrauen in Herrn Möller und wünscht ihm auch in seiner neuen Funktion weiterhin gutes Gelingen. Die Besetzung des Aufsichtsrats blieb im Geschäftsjahr 2017 unverändert. Ausschüsse Da der Aufsichtsrat nur aus drei Mitgliedern besteht, wurden im Geschäftsjahr 2017 keine Ausschüsse gebildet. Corporate Governance Kein Mitglied des Aufsichtsrats hat an weniger als der Hälfte der Aufsichtsratssitzungen teilgenommen. Interessenkonflikte der Aufsichtsratsmitglieder im Zusammenhang mit ihrer Tätigkeit als Mitglieder des Aufsichtsrats der Energiekontor AG sind nicht aufgetreten. Vorstand und Aufsichtsrat haben im März 2017 eine gemeinsame Entsprechenserklärung gemäß § 161 AktG abgegeben. Die Erklärung wurde auf der Internetseite der Gesellschaft unter www.energiekontor.de dauerhaft öffentlich zugänglich gemacht. Der Aufsichtsrat hat in seiner Sitzung am 5. Dezember 2017 die im Corporate Governance Kodex vorgesehene Effizienzprüfung vorgenommen. Jahres- und Konzernabschluss Der in der Hauptversammlung am 23. Mai 2017 gewählte und vom Aufsichtsrat beauftragte Abschlussprüfer, die PKF Deutschland GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Niederlassung Stuttgart, hat den Jahresabschluss und den Konzernabschluss der Energiekontor AG für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 sowie den zusammengefassten Lagebericht der Energiekontor AG und des Konzerns für das gleichlautende Geschäftsjahr geprüft. Der Abschlussprüfer hat entsprechend § 317 Abs. 4 HGB geprüft und befunden, dass der Vorstand ein Überwachungssystem eingerichtet hat, die gesetzlichen Forderungen zur Früherkennung existenzbedrohender Risiken für das Unternehmen erfüllt sind und der Vorstand geeignete Maßnahmen ergriffen hat, frühzeitig Entwicklungen zu erkennen und Risiken abzuwehren. Der Abschlussprüfer hat gegenüber dem Aufsichtsrat die vom Corporate Governance Kodex geforderte Unabhängigkeitserklärung abgegeben und die im jeweiligen Geschäftsjahr angefallenen Prüfungs- und Beratungshonorare dem Aufsichtsrat gegenüber offengelegt. In seinem Prüfungsbericht erläutert der Abschlussprüfer die Prüfungsgrundsätze. Als Ergebnis ist festzuhalten, dass die Energiekontor AG die Regeln des HGB bzw. der IFRS eingehalten hat. Es wurden seitens der Abschlussprüfer keinerlei Beanstandungen vorgenommen. Dem Jahresabschluss und dem Konzernabschluss sowie dem zusammengefassten Lagebericht für die AG und den Konzern wurde jeweils ein uneingeschränkter Bestätigungsvermerk erteilt. Jahresabschluss, Konzernabschluss, zusammengefasster Lagebericht für die AG und den Konzern sowie der Prüfungsbericht des Abschlussprüfers haben allen Mitgliedern des Aufsichtsrats rechtzeitig vorgelegen. Die Abschlussunterlagen wurden in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 9. April 2018 in Gegenwart und nach einem Bericht des Abschlussprüfers ausführlich besprochen. Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht der AG und des Konzerns sowie den Vorschlag für die Verwendung des Bilanzgewinns in eigener Verantwortung eingehend geprüft. Nach Abschluss dieser Prüfung waren Einwendungen nicht zu erheben. Der Aufsichtsrat stimmte dem Ergebnis der Abschlussprüfung zu und billigte die vom Vorstand für das Geschäftsjahr 2017 aufgestellten Abschlüsse und den zusammengefassten Lagebericht. Damit war der Jahresabschluss 2017 der Energiekontor AG festgestellt. Den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns hat der Aufsichtsrat geprüft. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Vorschlag des Vorstands an. Nach dem abschließenden Ergebnis der Prüfung des Aufsichtsrats sind keine Einwendungen zu erheben. Dank Für die im Berichtsjahr 2017 geleistete, ausgezeichnete Arbeit spricht der Aufsichtsrat dem Vorstand und allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern seinen Dank und seine Anerkennung für ihr hohes Engagement und ihre Leistung aus. Bremen, im April 2018 Dr. Bodo Wilkens, Vorsitzender des Aufsichtsrats UNSERE MITARBEITER sind unsere wichtigste RESSOURCE → EIN INTERVIEW MIT DEN GRÜNDERN ← Interview MIT DEN UNTERNEHMENSGRÜNDERN ZUR PIONIERROLLE VON ENERGIEKONTOR 1990 haben Dr. Bodo Wilkens und Günter Lammers Energiekontor gegründet. Auf der Grundlage des damals gerade verabschiedeten Stromeinspeisegesetzes begannen sie, als eines der ersten Unternehmen in Deutschland Windparks kommerziell zu planen und wirtschaftlich zu betreiben. Sie galten damals als Pioniere in der Branche der erneuerbaren Energien. Und heute? Fast 30 Jahre später prägen sie als Vorsitzender bzw. stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats nach wie vor die Geschicke des seit 2000 börsennotierten Unternehmens. Eine klare Vision und ein von allen Mitarbeitern gelebtes Leitbild tragen erheblich dazu bei, dass Energiekontor seiner Pionierrolle auch heute noch gerecht wird. INWIEFERN SEHEN SIE SICH AUCH HEUTE NOCH ALS PIONIERE UND WARUM? Dr. Bodo Wilkens: Unsere Vision ist es seit Anfang an, dass der gesamte Energiebedarf zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energien gedeckt wird. In Deutschland haben die erneuerbaren Energien bereits einen hohen Anteil erlangt, in anderen Ländern ist dieser noch etwas geringer. Einen Push wird es geben, wenn wir es schaffen, dass die Stromgestehungskosten für die erneuerbaren Energien geringer sind als die der konventionellen Energiewirtschaft. Hier will Energiekontor als Pionier vorangehen und als eines der ersten Unternehmen die Erzeugungskosten von Wind- und Solarparks auf ein Niveau bringen, das mit den fossilen Energieträgern vergleichbar ist oder noch darunter liegt. WAS STIMMT SIE SO ZUVERSICHTLICH, DASS ENERGIEKONTOR DIESES ZIEL ERREICHEN WIRD? Wilkens: Wir arbeiten seit Jahren darauf hin und haben viele Maßnahmen und Technologien identifiziert, um die Stromgestehungskosten aus Windenergie zu reduzieren. In Großbritannien zum Beispiel, wo bereits vor zwei Jahren die Subventionen weggefallen sind, haben wir frühzeitig begonnen eine Pipeline für Projekte in der windreichen Region Schottland aufzubauen. Dort können wir allein mit langfristigen, privat ausgehandelten Stromlieferverträgen am Markt bestehen. Auf der anderen Seite sehen wir den starken Preisverfall bei den Solarmodulen. Noch vor zehn Jahren lag die EEG-Vergütung bei 40 €-ct /kWh. Zurzeit sind wir bei viereinhalb Cent in Deutschland und in den USA bei etwa drei Cent. Das ist nicht mehr sehr weit entfernt von den Strommarktpreisen. Günter Lammers: Als wir den Börsengang gemacht haben, gab es das Einspeisegesetz, und das war auch gut so. Aber wir wollten unter Beweis stellen, dass die Erneuerbaren eines Tages auch marktfähig sind. Wir haben das EEG, sozusagen den staatlichen Regenschirm, als Übergangsphänomen gesehen und uns immer auf den Punkt vorbereitet, an dem wir jetzt sind: die Möglichkeit, erneuerbare Energien zu wettbewerbsfähigen Kosten umsetzen zu können. DIE 100 % ERNEUERBARE ENERGIEN SIND EIN WESENTLICHER PUNKT IN IHREM LEITBILD. WIE IST ES ZUSTANDE GEKOMMEN UND WARUM HAT ENERGIEKONTOR SICH GERADE DIESES ZIEL GESETZT? Wilkens: Zunächst einmal besteht eine absolute Notwendigkeit für 100 % erneuerbare Energien, weil die Emissionen aus der Verbrennung fossiler Energieträger so hoch sind. Aber es ist kein Ziel, das Aufsichtsrat oder Vorstand vorgegeben haben, sondern es ist auch ein Wunsch der Mitarbeiter und aus ihrer Motivation heraus entstanden. Ein Großteil der Mitarbeiter sieht darin einen übergeordneten Sinn für die Arbeit bei Energiekontor. Aber es ist uns natürlich klar, dass wir als mittelständisches Unternehmen nur einen Beitrag zu den 100 Prozent leisten können. Wir gehen dort, wo wir es können, voran und andere werden dann vielleicht nachziehen. So werden irgendwann in der Summe 100 Prozent daraus. Lammers: Wenn wir bei den Gestehungskosten der erneuerbaren Energien das gleiche Niveau erreicht haben wie bei den konventionellen Kraftwerken, wenn der Strom also gleich viel kostet, dann gibt es eigentlich keinen Grund mehr, fossile und nukleare Energieträger weiter zu nutzen. Die werden dann sukzessive zurückgedrängt, weil die Erneuerbaren wesentlich umweltschonender sind und das Klima nicht belasten. Wir möchten dazu beitragen, dass auch folgende Generationen auf einer sauberen Erde leben können. Wilkens: Die fossile Energiewirtschaft ist auf die Dauer nicht haltbar und zwar lange bevor die Ressourcen erschöpft sein werden. Einerseits was die Klimabelastung angeht, aber auch von den Kosten her, Kosten für Umweltverschmutzung und Gesundheitsschäden. Lammers: Und wir haben hier in Deutschland die Technologien, wie Wind und Photovoltaik, die sind einfach technisch ausgereift und haben sich im Vergleich zum Stand vor 20 Jahren deutlich verbessert, sodass man damit heute Strom wirklich kostengünstig produzieren kann. Wir haben quasi die Mittel in der Hand und damit auch eine gesellschaftliche Verantwortung. Auch das gehört zu unserer Pionierrolle. SIE SEHEN SICH ALS PIONIER DER ENERGIEWENDE UND WOLLEN IHRE VISION VON 100 % ERNEUERBARE ENERGIEN REALISIEREN. DABEI STEHEN SIE IM WETTBEWERB ZU ANDEREN, ZUM TEIL AUCH GRÖSSEREN UNTERNEHMEN DER BRANCHE. WAS SIND DIE STÄRKEN VON ENERGIEKONTOR, DURCH DIE SIE SICH VOM WETTBEWERB UNTERSCHEIDEN? Wilkens: Unsere Stärke ist die Kombination von drei Faktoren. Erstens leisten wir Pionierarbeit bei der Reduzierung der Gestehungskosten. Zweitens haben wir unser organisches Wachstumsmodell, nach dem wir etwa die Hälfte der selbst entwickelten Windenergieanlagen in den Eigenbestand übernehmen und damit einen laufenden, stabilen Cashflow generieren können. Dieser laufende Überschuss ist gleichzeitig die Ausgabengrenze für die Projektentwicklung. Das gibt uns eine finanzielle Stabilität. Lammers: Gerade das Projektentwicklungsgeschäft ist sehr abhängig von den jeweiligen Marktgegebenheiten. Und da bieten die Einnahmen aus dem Eigenbestand und der Betriebsführung eben eine gute Sicherheit, sodass unsere Mitarbeiter nicht ängstlich sein müssen, dass wir irgendwo in wirtschaftliche Schwierigkeiten kommen. Selbst wenn das Projektgeschäft mal ins Stocken geraten sollte, kann sich Energiekontor immer noch durch den Stromverkauf selbst tragen. Wilkens: Und drittens haben wir eine starke Dezentralisierung in der Entscheidungsfindung und der Teamorganisation, die den Mitarbeitern ein Höchstmaß an Entscheidungsfreiheit sichern soll. Das ist ganz entscheidend auch für die Motivation unserer Mitarbeiter. Nur so geht es in einer komplexen Projektumgebung. Projekte werden von den Teams vor Ort gemacht, Ideen für Entwicklung und Umsetzung kommen von den Mitarbeitern. Das ist das A und O an der ganzen Sache. Ohnedem würden die anderen Elemente nicht funktionieren. SIE BEANSPRUCHEN ALSO DIE PIONIERROLLE NICHT ALLEIN FÜR SICH, SONDERN DIE WIRD AN DIE MITARBEITER WEITERGEGEBEN? Lammers: Ja, genau. Unsere Mitarbeiter sind in kleinen Teams organisiert und beraten sich gegenseitig. Sie haben alle ihre eigenen Erfahrungen und Kenntnisse, besondere Stärken und Vorlieben: Und jeder bringt sich nach seinen Möglichkeiten ein. Wir ordnen nichts von oben an. Die Kraft, die wir haben, liegt in den Mitarbeitern. Sie sind diejenigen, die am besten wissen, wie sie die Projekte erfolgreich umsetzen können. Sie sind unsere schöpferische Masse. Wilkens: Unsere Mitarbeiter sind unsere wichtigste Ressource. Sie bringen das Unternehmen mit ihrem Gestaltungswillen voran. Wir haben zum Beispiel auch keine zentrale Forschungsabteilung, sondern die Entwicklungen, die technisch-innovatorischen oder ökonomischen Verbesserungen bei unseren Projekten laufen parallel in den Projektteams. Die ganzen Effizienzmaßnahmen zur Kostenreduktion zum Beispiel. Dahinter stehen viele kleine Details, die über lange Zeiträume in verschiedenen Teams erarbeitet wurden. Lammers: Das ist ein jahrelanger Prozess, an dem alle arbeiten. Das kann man nicht mal eben so aus dem Ärmel schütteln. Wilkens: Diese dezentrale Organisation gibt jedem einzelnen Mitarbeiter die Möglichkeit, als Pionier an unserem 100 %-Ziel mitzuarbeiten. BIRGT ES NICHT EIN GEWISSES RISIKO, WENN SIE DEN MITARBEITERN DURCH DIE DEZENTRALE AUSRICHTUNG SO VIEL VERANTWORTUNG ÜBERLASSEN? Lammers: Die einzelnen Bereiche haben eigene Budgets und sind damit frei in ihrer Entscheidung, wie sie diese Mittel je nach ihren Prioritäten einsetzen. Wir trauen ihnen das zu. Das bedeutet natürlich auch, dass mal etwas schief läuft. Jeder macht mal Fehler. Das Scheitern von Projekten gehört mit zum Geschäft. Aber die Mitarbeiter lernen auch, die Risiken richtig einzuschätzen. Wilkens: Die einzelnen regionalen Teams sind völlig autonom in ihren Entscheidungen, welche Projekte sie verfolgen wollen, wo und wie sie das Geld investieren wollen, mit welcher Vorgehensweise sie an die Kommunen, an die Grundstückseigentümer herantreten wollen, und wählen am Ende die bestmögliche, die zur jeweiligen Situation vor Ort dann passt. Lammers: Insgesamt sind wir als Unternehmen sehr solide aufgestellt, wir gehen unseren Weg und wachsen stabil. Andere Unternehmen setzen auf schnelles Wachstum und gehen dabei das aus unserer Sicht viel größere Risiko ein, komplett zu scheitern. IST ENERGIEKONTOR DENN DAMIT DAS EINZIGE UNTERNEHMEN, DAS IN DEUTSCHLAND SO AUFGESTELLT IST? Wilkens: Also ich denke, es gibt natürlich viele Projektentwickler und darunter sicherlich einige, die ein ähnliches Geschäftsmodell betreiben. Aber diese Kombination aus den drei Dingen, dass wir uns die Pionierrolle bei den niedrigsten Stromgestehungskosten auf unsere Fahne geschrieben haben, dass wir dieses stabile Wachstumsmodell verfolgen und die weitgehend dezentrale Organisation leben, dieser Dreiklang ist in der Branche wahrscheinlich schon einmalig. WIE GEHEN SIE MIT DEN HERAUSFORDERUNGEN UM, DIE NICHT UNBEDINGT WIRTSCHAFTLICHER NATUR SIND? Wilkens: Wir haben immer mit verschiedenen Herausforderungen zu kämpfen, das ist ein Kennzeichen der Branche. Die Herausforderungen sind regional verschiedenartig, dazu gehört auch die Akzeptanz in der Bevölkerung und in den Regionen. Schottland ist nun mal anders als Brandenburg. Das ist ein großer, bunter Strauß, mit dem wir umgehen müssen. Lammers: Manchmal ist die Realisierung unserer Projekte wie Schwimmen gegen den Strom. Das sind keine Selbstgänger, sondern man muss immer alle Seiten beachten und alle mit ins Boot holen. Windparks werden neu in ein Gebiet oder eine Landschaft hineingesetzt, das wird von vielen erst mal als störend wahrgenommen, damit muss man umgehen können. Alle mitzunehmen ist eine schwierige Arbeit. Die Akzeptanz in den Kommunen, die Genehmigungsverfahren - all das ist immer viel Überzeugungsarbeit. Aber das ist auch unser täglich Brot. WIE SCHAFFEN SIE ES, DASS SIE DAS VERTRAUEN UND DIE AKZEPTANZ DER MENSCHEN VOR ORT GEWINNEN? Lammers: Die regionale Präsenz ist sehr wichtig. Wir decken nicht mit der Gießkanne alles ab, sondern gehen ganz gezielt in bestimmte Regionen. Dort bleiben wir dann auch langfristig. Dort kennt und schätzt man Energiekontor als zuverlässigen und soliden Partner für die Kommunen, die Genehmigungsbehörden, die Grundstückseigentümer und andere Beteiligte. Energieerzeugung in Wind- und Solarparks ist schließlich eine langfristige Angelegenheit über 20, oder eher noch länger, 30 Jahre. Da begegnet man sich immer wieder. Da kennt man sich persönlich. Die Leute vor Ort leben ja auch mit den errichteten Wind- und Solarparks. Daher wollen wir auch als Ansprech- und Kooperationspartner für alle Akteure, die dort vor Ort sind, langfristig da sein. Wilkens: Wir setzen auf eine partnerschaftliche Zusammenarbeit. In jeder unserer Schwerpunktregionen sind wir mit eigenen Teams vor Ort, die die jeweilige Sprache sprechen und wissen, wie die Leute denken. Wir legen zum Beispiel immer auch Wert darauf, dass möglichst viele Mitarbeiter aus der Region selbst kommen. In den Auslandsbüros wie in England, den Niederlanden oder jetzt in Frankreich und den USA oder auch in Portugal arbeiten einheimische Mitarbeiter für Energiekontor. Aber auch in Deutschland, in Aachen, in Dortmund, in Bernau und in Bremen, kommen die Mitarbeiter meistens aus der Region. Lammers: Die Wind- und Solarparks stehen ja eher in ländlichen Gebieten, die andere Strukturen haben als städtische Ballungszentren. Daher ist es für die lokale Bevölkerung, für die Kommunen, für die Anwohner, sehr wichtig, alle Möglichkeiten einer Wertschöpfung vor Ort zu nutzen. Dazu gehören auch Gewerbesteuern, natürlich die Pachtzahlungen oder die Bauunternehmen, die vor Ort engagiert werden, und die Arbeitsplätze, die damit verbunden sind. Oder auch die soziale und kommunale Förderung für Vereine und so weiter. All das ist wichtig für die Förderung dieser ländlichen Gebiete und, ja, damit wird natürlich auch die Akzeptenz gesteigert. WIE SCHNELL WOLLEN SIE IHRE ZIELE ERREICHEN? Wilkens: Wir gehen davon aus, dass wir in drei bis fünf Jahren unsere Ziele bei den Gestehungskosten erreicht haben. Parallel dazu wollen wir weiter wachsen, auch im Solarbereich und auch im Ausland. Einzelne Projekte wollen wir so schnell wie möglich realisieren, da zielen wir natürlich auch auf Tempo. Insgesamt achten wir aber darauf, dass wir die Grenzen der finanziellen Stabilität nicht überschreiten. Wir wollen auf einem soliden Fundament wachsen. Und die Dynamik soll dann durch gute wirtschaftliche Ergebnisse entstehen. Lammers: Wir sind keine Spielertypen. Wir sind nicht diejenigen, die sagen, wir gehen jetzt mal mit ein paar Millionen rein in den Markt und schauen mal, ob's klappt, sondern wir sind gut vorbereitet für die neuen Märkte, tasten sie ab und machen die ersten Projekte; insofern sehr gezielt, sehr überlegt und sehr bewusst. WO SEHEN SIE ENERGIEKONTOR IN FÜNF BZW. IN ZEHN JAHREN? Wilkens: Fünf Jahre sind ein Zeitraum, den wir konkret absehen können, das hat uns die Erfahrung gelehrt. Zehn Jahre sind einfach zu lang. Das wäre dann eher der Blick in die Glaskugel ... Lammers: Hätte man uns selbst vor fünf Jahren gefragt: "Wo sehen Sie sich in fünf Jahren?", hätten wir uns, glaube ich, nicht an der Schwelle zu Stromgestehungskosten von rund vier Cent pro Kilowattstunde gesehen. Das war damals noch unvorstellbar. Wilkens: Es gibt zurzeit viele interessante Entwicklungen auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Dazu gehören Fortschritte in der Speichertechnologie sowie die Entwicklungen im Bereich Verkehr oder im Wärmesektor. Wir müssen schauen, wo wir als Energiekontor den größten Beitrag liefern können und uns auf das fokussieren, was wir am besten können. Und das ist die Entwicklung von Wind- und Solarparks - die beiden Technologien, die in Zukunft wahrscheinlich die wichtigste Rolle bei der regenerativen Stromerzeugung spielen werden. Hier setzen wir uns jetzt zunächst einmal das konkrete Ziel, am entscheidenden Hebel zu ziehen, um den Erneuerbaren zum Durchbruch zu verhelfen und bei den Stromgestehungskosten von Wind- und Solarparks mit den fossilen Energieträgern gleichzuziehen. Das ist unser Ziel für die nächsten fünf Jahre. Wir wollen in fünf Jahren in allen Märkten, in denen wir tätig sind, in der Lage sein, sowohl Solar- als auch Windparks zu Gestehungskosten anzubieten, die unter denen von den fossilen Energieträgern liegen. Und dann muss man sehen, wie es weitergeht. Aber das ist dann eine Frage in fünf Jahren. Jetzt machen wir erst mal dies. Unser Leitbild 100 % erneuerbare Energie - UNSERE VISION FÜR DIE ZUKUNFT Energiekontor hat eine klare Zukunftsvision: eine Welt, in der der gesamte Energiebedarf zu 100 Prozent aus erneuerbarer Energie gedeckt wird. Diese Vision haben wir unserem Leitbild vorangestellt. Sie motiviert unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter stets aufs Neue, diesem Ziel mit kreativen Ideen und Freude am gemeinsamen Erfolg jeden Tag ein Stück näher zu kommen. Der beste Weg, um eine nachhaltige Durchdringung des Energiemarktes mit erneuerbaren Energien zu erreichen, sind Erzeugungskosten für den Strom aus erneuerbaren Energien, die unterhalb der Kosten für die fossile und nukleare Stromerzeugung liegen. Hier kann Energiekontor einen wichtigen Beitrag leisten. Daher möchten wir als Pionier vorangehen und Wind- und Solarparks realisieren, deren Stromgestehungskosten niedriger sind als die der konventionellen Energiewirtschaft. Sobald dies erreicht ist, fallen viele Barrieren weg, so z. B. die ökonomische: die Nutzer werden sich stets für den günstigeren Anbieter entscheiden, sofern keine weiteren Nachteile damit verbunden sind, zumal, wenn dieser den Strom umweltfreundlich bereitstellt. Aber auch eine gesellschaftliche: der Rückhalt in Politik und Gesellschaft wird sich deutlich erhöhen, insbesondere wenn Wind- und Solarenergie nicht mehr von öffentlichen Fördermaßnahmen abhängig sind. Die Ausbreitung der erneuerbaren Energien wird damit einen starken Schub bekommen. ERFAHRUNG UND INNOVATIONSKRAFT Wind- und Solarprojekte, geplant an den Schreibtischen, in der Realität zu errichten, ist eine Aufgabe, die Erfahrung und gleichzeitig Innovationskraft braucht. Beides sind Punkte, die von Energiekontor gesehen und systematisch aufgebaut werden, um damit die erfolgreiche Umsetzung von Projekten sicherzustellen. → ULI DELTZ ← Bereichsleiter Bau Das Potenzial VON SONNE UND WIND 2017 erfuhr die akkumulierte Leistung an erneuerbaren Energien einen erneuten Anstieg. Am Ende des Jahres waren weltweit rund 540 Gigawatt (GW)1 an Windenergie2 und etwa 400 GW an Photovoltaik-Leistung3 installiert. Dabei ist das Potenzial für den Ausbau der erneuerbaren Energien bei Weitem nicht ausgeschöpft. In einer Publikation der Harvard University vom Juli 2009 wurde unter sehr konservativen Annahmen abgeschätzt, dass ein globaler Verbund von Windparks an Land mehr als 40-mal so viel Strom erzeugen könnte wie weltweit verbraucht wird4 . Allein in Deutschland, wo die installierte Leistung von Onshore-Windparks bis Ende 2017 auf rund 51 GW5 angestiegen ist, schätzt das Umweltbundesamt das Gesamtleistungspotenzial für Onshore-Wind auf 1.188 GW (entsprechend einer Fläche von 49.361 km2 ) ein6 . Auch heute schon ist das Ergebnis des stetigen Ausbaus erneuerbarer Energien über die vergangenen Jahre beachtlich. Der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix in Deutschland betrug 2017 bereits ein Drittel der gesamten Bruttostromerzeugung. Dabei trug die Windenergie an Land mit 13,5 Prozent den mit Abstand größten Anteil bei, gefolgt von der Stromgewinnung aus Biomasse inklusive Hausmüll (7,8 Prozent) und Photovoltaik mit über 6 Prozent7 (siehe Abb. 1). Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, den Anteil der erneuerbaren Energien am Strombedarf in Deutschland bis zum Jahr 2025 auf 40 bis 45 Prozent und bis 2035 auf 55 bis 60 Prozent zu erhöhen. In Frankreich wurde Mitte 2015 ein eigenes Energiewende-Gesetz verabschiedet. Bis 2030 soll der Anteil an erneuerbaren Energien auf 40 Prozent steigen bei gleichzeitiger Verminderung des Anteils an Kernenergie. Auch für Gesamt-Europa gelten verbindliche Vorgaben. Die Europäische Union hat 2007 das 20 / 20 / 20-Ziel beschlossen: Senkung der Treibhausgasemissionen um 20 Prozent gegenüber 1990, Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch auf 20 Prozent und Verbesserung der Energieeffizienz um 20 Prozent bis 2020. Diese Ziele wurden vom Europäischen Rat auf 40 Prozent, 27 Prozent und 27 Prozent für das Jahr 2030 aufgestockt 8. Weltweit haben sich 144 Staaten eigene Ziele für den Ausbau regenerativer Energien gesetzt. 138 Staaten und Regionen setzen Politikmaßnahmen ein, um den Anteil erneuerbarer Energien an der Energieversorgung zu erhöhen9 . Im Bereich der Windenergie rechnet das Global Wind Energy Council (GWEC) auch weiterhin mit einem jährlichen Zuwachs der weltweit kumulierten Windenergiekapazität von etwa 11 Prozent, wobei Asien seine Führungsrolle beim Ausbau voraussichtlich festigen wird. Auch 2017 wurden mit einer Gesamtleistung von etwa 20 GW die meisten neuen Windparks wieder in China errichtet. Aber auch die USA treiben ihren Ausbau weiter voran. In China und den USA zusammen wurden über die Hälfte aller bislang errichteten Windenergieanlagen installiert. Geophysikalisch ist das Potenzial für die Nutzung von Solarenergie sogar noch wesentlich größer als für Wind. Die Sonne schickt jährlich über eine Milliarde Terawattstunden (TWh) Strahlungsenergie auf die Erde. Das ist etwa 50.000-mal so viel wie weltweit an Strom produziert wird (2015 24.255 TWh10 ). Eine geschlossene Fläche eines Quadrats mit der Seitenlänge von rund 300 Kilometern im Südwesten der USA zugebaut mit Solarkraftwerken eines mittleren Wirkungsgrads von 15 Prozent würde theoretisch ausreichen, um diese Strommenge zu generieren. Bis 2021 prognostiziert der Europäische Dachverband der Photovoltaik-Industrie, Solar Power Europe, in einem mittleren Szenario ein durchschnittliches Wachstum für die akkumulierte Photovoltaik-Kapazität zwischen 2016 und 2021 von rund 20 Prozent. Im Vergleich zu heute bedeutet dies in etwa eine Verdopplung der installierten Photovoltaik-Leistung (siehe Abb. 2). Abb. 1: Anteil der regenerativen Energien an der Bruttostromerzeugung in Deutschland (gerundet)7 * On- und Offshore ** inkl. Hausmüll Abb. 2: Weltweit installierte Leistung und Prognose (gerundet): Wind11 und Solar12 in GW * Ist-Wert 1) Terawatt (TW) = 1.000 Gigawatt (GW) = 1 Mio. Megawatt (MW) = 1 Mrd. Kilowatt (kW) 2) Global Wind Energy Council (GWEC): "Global Wind Statistics 2017" vom 14.02.2018 3) Photovoltaik Market Alliance: Pressemitteilung vom Januar 2018 4) Lu, Mc Elroy and Kiviluoma: "Global potential for windgenerated electricity", PNAS, vol. 106, no. 27, July 7, 2009 5) Deutsche WindGuard GmbH: "Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, Jahr 2017" 6) Umweltbundesamt: Potenzial der Windenergie an Land. Studie zur Ermittlung des bundesweiten Flächen- und Leistungspotenzials der Windenergie an Land; Dessau-Roßlau 2013 7) AG Energiebilanzen e. V. (AGEB), 02.02.2018 8) Europäische Union: EU leaders agree 2030 climate and energy goals; Pressemitteilung vom 24.10.2014 9) Website der Agentur für Erneuerbare Energien 10) International Energy Agency (IEA): IEA Headline Energy Data 2017 11) Global Wind Energy Council (GWEC): Market Forecast for 2017-2021 12) Solar Power Europe: Global Market Outlook for Solar Power 2017-2021 EINSTIEG IN DIE SOLARENERGIE ALS ERFOLG Wind- und Sonnenenergie ergänzen sich energetisch und bilden damit das Kernelement zur Vollversorgung mit Strom aus regenerativen Quellen. Energiekontor hat sich neben der Windkraft auch für einen Einstieg in die Photovoltaik entschieden und wird damit wegweisende Erfolge umsetzen können. → EVELYN KESSLER ← Bereichsleiterin Solar Mit Wind und Sonne ZU 100 PROZENT ERNEUERBARER ENERGIE Der Schutz des Klimas und eine sichere Energieversorgung gehören für Energiekontor zu den wichtigsten globalen Herausforderungen der Menschheit. Erneuerbare Energien, Energieeinsparungen und der Einsatz effizienter Technologien sind zentrale Strategien, um diese Herausforderungen zu meistern. Energiekontor hat sich den Ausbau und die Nutzung der erneuerbaren Energien aus Wind- und Sonnenkraft zur Aufgabe gemacht. Das Engagement der Energiekontor-Gruppe wird begleitet von der Vision, den Strombedarf zu 100 Prozent mit erneuerbaren Energien zu decken. Ansätze finden sich sowohl auf regionaler als auch auf globaler Ebene. So lässt sich die geografisch-meteorologisch bedingte Fluktuation des Stromangebots aus erneuerbaren Energiequellen durch die intelligente Verknüpfung verschiedener regenerativer Technologien an verschiedenen, u. U. weit voneinander entfernten Standorten in einem paneuropäischen Stromverbund ausgleichen. Insbesondere in Zentraleuropa ergänzen sich die Stromerzeugung aus Sonne und Wind klimabedingt sehr gut. So gelangten in Deutschland bei einer installierten Leistung von 38 GW Photovoltaik und 36 GW Wind am Ende des Jahres 2014 in der Summe nur selten mehr als 30 GW in das Stromnetz13 . Das nachfolgende Diagramm demonstriert diese Korrelation exemplarisch für die wöchentliche Nettostromerzeugung von Kraftwerken zur öffentlichen Stromerzeugung im Jahr 2017 in Deutschland (siehe Abb. 3). Insofern leistet Energiekontor durch die strategische Positionierung in den wesentlichen erneuerbaren Erzeugungstechnologien Wind- und Solarenergie einen wichtigen Beitrag zur 100-Prozent-Vision. Abb. 3: Wöchentliche Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2017 in TWh Quelle: Website des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE): Energy Charts, Update vom 12. März 2018 13) Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE): "Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland", Fassung vom 21.02.2018 Drei Säulen DES ERFOLGS Das Geschäftsmodell von Energiekontor besteht aus drei sich gegenseitig unterstützenden Bereichen: der Projektentwicklung in ausgewählten Ländermärkten und Schwerpunktregionen, dem Betrieb konzerneigener Wind- und Solarparks und der Optimierung der Wertschöpfung durch Betriebsführung, Effizienzsteigerung und Innovation. Projektentwicklung Energiekontor schaut auf über 25 Jahre Erfahrung in der Projektentwicklung zurück. Von der Standortakquisition über die Planung und Finanzierung bis hin zum schlüsselfertigen Bau der Wind- und Solarparks ist die Projektentwicklung das Kerngeschäft der Gruppe. In sechs Ländern ist Energiekontor als Experte und Ansprechpartner mit eigenen Teams direkt vor Ort. Mittlerweile hat das Unternehmen Wind- und Solarparks mit einer Gesamtleistung von fast einem Gigawatt realisiert. Die erzeugte Strommenge entspricht einem Bedarf von über 600.000 Haushalten in Mitteleuropa. Wenn man davon ausgeht, dass in einem Haushalt gewöhnlich 2-3 Personen leben, könnte somit eine Großstadt wie Hamburg komplett mit regenerativem Strom versorgt werden. Neben der Entwicklung von Windparks baut das Unternehmen den Solarbereich deutlich aus. Nicht nur in Deutschland, sondern vor allem in den USA und in Frankreich sollen in den nächsten Jahren großflächige Photovoltaik-Parks nach den Plänen der Energiekontor-Gruppe entstehen. Weltweit sinken die Vergütungen für den Strom aus Wind- und Solarparks durch den Wegfall von Förderprogrammen und aufgrund fallender Gestehungskosten. Darauf bereitet sich Energiekontor seit Jahren vor und hat eine Reihe von Effizienzmaßnahmen zur Kostenreduktion entwickelt. Energiekontor möchte einen wichtigen Beitrag zur Marktdurchdringung der erneuerbaren Energien leisten und strebt daher an, als eines der ersten Unternehmen Wind- und Solarparks zu Stromgestehungskosten zu realisieren, die unterhalb derer von fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken liegen. 100 % ERNEUERBARE ENERGIEVERSORGUNG In einer durch Braunkohle und Atomkraftwerke geprägten (Energie-)Landschaft schaffen wir Alternativen - aus der Region für die Region. Wir sind Ihr Partner für eine zu 100 Prozent erneuerbare Energieversorgung. → FRANK BREUER ← Bereichsleiter NRW Süd Eigenparkbestand Neben der Projektentwicklung hat Energiekontor im Laufe der letzten Jahre einen Bestand an konzerneigenen Windparks aufgebaut. Dieser Eigenbestand ermöglicht dem Unternehmen kontinuierliche Einnahmen aus dem Stromverkauf zur Deckung der Kosten aus der Projektentwicklung und damit Unabhängigkeit und Flexibilität durch eine stabile Liquiditätsbasis. Selbst in Zeiten ungünstiger Rahmenbedingungen für die Projektentwicklung erlaubt dies den Erhalt eines gleichmäßigen Personalstands bei einem konstanten Niveau an Vorlaufkosten. Das Eigenparkportfolio soll hauptsächlich durch die Übernahme selbst entwickelter Projekte weiter ausgebaut werden. Neben Onshore-Windparks sollen zukünftig auch vermehrt Solarparks in den Eigenbestand übergehen. Die Anlagen im Eigenbestand befinden sich in Deutschland, Großbritannien und Portugal. Die Verteilung auf unterschiedliche Windregionen sorgt dabei für eine natürliche Diversifikation und eine Verstetigung des Cashflows auch bei jährlichen regionalen Schwankungen des Windangebots. Betriebsführung Energiekontor übernimmt für die selbst entwickelten Projekte in der Regel die Betriebsführung unabhängig davon, ob diese veräußert werden oder im Eigenbestand verbleiben. Dadurch werden zusätzlich zu den Stromerträgen aus Eigenparks kontinuierliche Erträge erwirtschaftet. Dazu gehören sowohl kaufmännische Dienstleistungen, wie die Abwicklung sämtlicher Geschäftsvorfälle mit Energieversorgern, Verpächtern und Investoren, als auch das technische Management vom Monitoring über die Wartung bis hin zur Implementierung von Maßnahmen zur Leistungsverbesserung und Laufzeitverlängerung. Hier fließen die langjährigen Erfahrungen aus dem ständig optimierten Betrieb der konzerneigenen Parks ein. Energiekontor plant, diesen Service für Dritte deutlich auszubauen. Garant FÜR EIN NACHHALTIGES WACHSTUM Wachstumsmodell der Energiekontor AG Als Pionier der Energiewende wird Energiekontor von der Vision einer 100-prozentigen Deckung der Stromnachfrage durch erneuerbare Energien geleitet. Daher hat sich das Unternehmen auf seine Fahne geschrieben, die wirtschaftlichsten Projekte im Bereich der Windkraft und Photovoltaik zu realisieren, um auch unter verschärften Wettbewerbsbedingungen weiter wachsen und sich bei den Stromgestehungskosten mit der konventionellen Energieerzeugung vergleichen zu können. Bei der proaktiven Herangehensweise an diese Herausforderung steht der von Energiekontor seit Jahren erfolgreich entwickelte regionale Ansatz mit Expertenteams direkt vor Ort, wo das Unternehmen tätig ist, weiterhin im Fokus. Darüber hinaus sollen Innovation und Effizienzmaßnahmen sowie die Sondierung von Auslandsmärkten verstärkt werden. Ein zentraler Aspekt bei all diesen Aktivitäten ist die Mitwirkung und Mitbestimmung der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Den Generator und das Kernelement des Wachstumsmodells bildet der Ausbau der Stromerzeugung aus konzerneigenen Windparks. Durch den Verkauf des in den Windparks erzeugten Stroms werden kontinuierliche Erträge generiert. Zusammen mit den stetigen Einnahmen aus der Betriebsführung von Eigen- und Fremdparks sorgen die Erträge aus dem Stromverkauf für eine finanzielle Stabilität und bilden die Grundlage für ein nachhaltiges Wachstum des Unternehmens. Mit den durch die Eigenparks und die Betriebsführung erwirtschafteten Cash-Überschüssen deckt Energiekontor im Wesentlichen die Kosten der Projektentwicklung einschließlich der konzernweiten Personal- und Gemeinkosten ab. Die Erträge aus dem Verkauf der eigens entwickelten Wind- und Solarparks bestimmen das Jahresergebnis und werden zur Zahlung von Steuern und Dividenden sowie zur Bildung von Liquiditätsrücklagen verwendet. Das Unternehmenswachstum erfolgt in den einzelnen Segmenten in unterschiedlicher Weise. Im Bereich Projektentwicklung treibt Energiekontor das Wachstum durch die Verstärkung der Standortakquisition sowie die Expansion in neue Märkte voran. Demgegenüber wächst der Bereich Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks dadurch, dass das Unternehmen Projekte aus der Projektentwicklung in den eigenen Bestand übernimmt oder externe operative Windparks zukauft. Je mehr Windparks in den Eigenbestand übergehen, umso stärker steigen die Cash-Überschüsse aus dem Stromverkauf und der Betriebsführungstätigkeit. Damit wiederum stehen mehr Mittel für die Projektentwicklung zur Verfügung, die das Wachstum forcieren. Verstärkt wird dieser organische Wachstumsprozess durch flankierende Innovations- und Effizienzmaßnahmen, die zu weiteren Ertragssteigerungen führen und den Cash-Überschuss aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks weiter erhöhen. Erste Schritte ZUR UMSETZUNG DER PIONIERROLLE Die ersten Schritte, um Strom aus Wind- und Solarparks ohne staatliche Fördermaßnahmen zu reinen Marktpreisen anbieten zu können, sind langfristige Stromabnahmeverträge (englisch: Power Purchase Agreements, PPAs) mit großen Industriepartnern. Der Stromabnehmer sichert sich dadurch über lange Zeiträume feste Strompreise, die ihn vor extremen Schwankungen und deutlich steigenden Strompreisen auf dem freien Spotmarkt schützen. Dieser langfristige Vorteil ist vielen großen Industrieunternehmen und Energieversorgern einen kurzfristig höheren Strompreis wert. In Großbritannien hat Energiekontor bereits seit vielen Jahren erfolgreich Erfahrungen mit PPAs gesammelt und dadurch Vertrauen bei großen Industriepartnern gewonnen. In der Vergangenheit gab es hier zusätzlich zum PPA noch verschiedene Förderprogramme. Diese fallen jetzt nach und nach weg. Dank der oben beschriebenen Maßnahmen ist Energiekontor jedoch bereits heute in der Lage, Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien allein auf Grundlage von PPAs wirtschaftlich realisieren zu können. Insbesondere in Schottland, wo bei exzellenten Windbedingungen großflächige Windparks geplant sind, sollen solche Projekte entstehen. In den USA ist bei der Entwicklung großflächiger Solarparks in der Region West-Texas ebenfalls der Abschluss von PPAs vorgesehen. Und auch in Deutschland finden erste Gespräche mit Industriekunden zu langfristigen Stromabnahmeverträgen statt. Energiekontor hat die FINANZIELLE STABILITÄT Die Energiewirtschaft steht vor großen Herausforderungen, um die Energiewende erfolgreich umzusetzen. Energiekontor hat die finanzielle Stabilität durch Eigenparks und innovative Lösungen, um Windparks auch zukünftig erfolgreich zu realisieren. → DR. THILO MUTHKE ← Bereichsleiter Brandenburg-Ost Innovativ UND EFFIZIENT IN DIE ZUKUNFT Um in einem wachsenden Wettbewerb die wirtschaftlichsten Projekte realisieren zu können, braucht es innovative und effiziente Lösungen auf allen Ebenen des Unternehmens. Dafür setzt Energiekontor sowohl technische als auch strukturelle Neuerungen um. Mehr Flächenertrag durch Repowering - eine Maßnahme mit enormem Potenzial Die ersten Repowering-Maßnahmen hat Energiekontor bereits 2001/2002 erfolgreich umgesetzt. So lässt sich auf derselben Fläche durch den Einsatz weniger großer und moderner Turbinen der Ertrag vervielfachen. Beispiele sind das umfangreiche Repowering im Windpark Holßel (Landkreis Cuxhaven) aus dem Jahr 2012, wo 25 Anlagen der 1-MW-Klasse durch 20 Anlagen mit einer Leistung von jeweils 2,3 MW ersetzt wurden. Trotz einer Reduzierung der Anlagenanzahl hat sich der Stromertrag für diesen Park mit über 100 Gigawattstunden (GWh) p. a. mehr als verdoppelt. 2014 wurde das Repowering-Projekt Flögeln (18 MW) in Betrieb genommen, wo sich der Ertrag durch die größeren und höheren Anlagen sogar etwa verzehnfachte. Mit Debstedt (13,5 MW), Breitendeich (6,4 MW) und Grevenbroich (7,5 MW) sind 2016 gleich drei weitere Repowering-Projekte in Betrieb genommen worden. Ab 2020 fallen jährlich mehrere Gigawatt an Erzeugungskapazitäten aus der EEG-Vergütung. Diese Tendenz birgt ein enormes Potenzial für das Repowering von Altanlagen. Daraus ergeben sich erhebliche Chancen für Energiekontor als erfahrenen Projektentwickler und Spezialisten auf dem Gebiet, bestehende Windenergieanlagen durch neue, effizientere Technologien zu ersetzen und damit Windparks zu realisieren, deren Gestehungskosten unter denen fossiler Kraftwerke liegen - ein Meilenstein zur Verwirklichung unserer Vision einer 100-prozentigen Vollversorgung des Energiebedarfs mit erneuerbaren Energien. REPOWERING ist eine Investition IN DIE ZUKUNFT Repowering ist eine Investition in die Zukunft, von der alle profitieren. Das Repowering-Team ist ein kompetenter und erfahrener Partner, der mit Leidenschaft Projekte im Einklang mit allen Beteiligten umsetzt. → ANJA DAMMEYER ← Bereichsleiterin Repowering und Thüringen Höhere Verfügbarkeit und längere Laufzeiten verbessern die Wirtschaftlichkeit Durch Anwendung der prognostizierenden, vorbeugenden Instandhaltung kann die Lebensdauer des Gesamtprojekts entscheidend verlängert werden. Gleichzeitig lassen sich die Kosten für die Reparatur der Hauptkomponenten deutlich vermindern. Hierzu führt Energiekontor vorausschauende, regelmäßige Zustandsanalysen an den Windenergieanlagen durch, z. B. mittels Getriebeölüberprüfung oder Video-Endoskopie. Auf diese Weise kann rechtzeitig eingegriffen werden, bevor es zu möglichen Ertragseinbußen durch suboptimale Betriebsbedingungen oder Verschleißerscheinungen kommt. Auch die Umrüstung eines Windparks auf eine permanente Livedatenüberwachung mit automatisiertem Entstörungsworkflow reduziert die Stillstandzeiten. So werden die Instandhaltungskosten minimiert und die Verfügbarkeit der Anlagen auf teilweise über 99 Prozent verbessert. Längere Laufzeiten der Windparks werden durch geeignete Pacht- und Kreditverträge über den staatlich garantierten Förderzeitraum hinaus wirtschaftlich gesichert. Leistungssteigerung dank Rotorblattverlängerung und anderer technischer Innovationen Die Rotorblattverlängerung ist eine unternehmenseigene Technologie zur Steigerung der Erträge von Windenergieanlagen. Die mit der Rotorblattverlängerung einhergehende Vergrößerung des Rotordurchmessers wird durch ein zusätzliches, auf die bestehende Blattspitze aufgebrachtes Flügelsegment erreicht. Das Produkt zielt somit insbesondere auf Windenergieanlagen ab, die aufgrund ihres Standorts Reserven gegenüber ihrer Auslegung und ihren theoretischen Lastannahmen haben (z. B. Starkwindanlagen an Schwachwindstandorten). Der Effekt dieser Maßnahme spiegelt sich in einer Verschiebung der Leistungskennlinie wider und führt zu deutlichen Mehrerträgen im unteren und mittleren Lastbereich - also dort, wo Windenergieanlagen bei einer typischen Windverteilung die überwiegende Zeit im Jahr betrieben werden. Der Einsatz der Rotorblattverlängerung soll vor allem die Wirtschaftlichkeit der konzerneigenen Windparks verbessern. Weitere Beispiele für technische Leistungssteigerungen sind die Verbesserung der Blattaerodynamik durch Einsatz von sogenannten Vortex-Generatoren zur Vermeidung von Verwirbelungen am Rotorblatt, eine genauere Windnachführung und Maßnahmen zur Optimierung der Anlagensteuerung. GESTALTUNGSRÄUME für ein erfolgreiches HANDELN Entsprechende Gestaltungsspielräume, die wir unseren Mitarbeitern und Mitarbeiterinnen bieten, sind ein wichtiges Element unseres erfolgreichen Handelns. Denn sie geben der Kreativität, die es zur Umsetzung von Windparks braucht, den passenden Raum und ermöglichen persönliches Engagement. → BERT DRESSEN ← Bereichsleiter NRW Nord Innovation und Effizienz nicht nur in technischer Hinsicht Neben den oben beschriebenen Verfahren der Ingenieurskunst gehören für Energiekontor auch organisatorische Neuerungen zu den Maßnahmen der Effizienzsteigerung. So setzt Energiekontor bewusst auf eine starke Dezentralisierung von Arbeits- und Entscheidungsprozessen mit flachen Hierarchien. Zum einen vermeidet diese Art der Organisation eine unnötige Bürokratisierung und damit verbundene Prozesse und Kosten. Zum anderen werden damit Gestaltungsräume geschaffen, die es Teamleitern, aber auch jedem einzelnen Mitarbeiter erlauben, die Informationen und Kenntnisse aus dem jeweiligen Arbeitsumfeld flexibel und eigenverantwortlich für die bestmögliche Lösung der jeweiligen Anforderung in einem komplexen Geschäft einzusetzen. Dies ist für Energiekontor die Grundlage des Erfolgs, denn innovative Lösungen und nachhaltiger Erfolg in einem dynamischen Wettbewerbsumfeld können nur in einem Umfeld kreativer und motivierter Menschen entstehen. Auszeichnung ALS FAMILIENFREUNDLICHES UNTERNEHMEN In ihrem Leitbild hat die Energiekontor AG die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter des Unternehmens ins Zentrum gerückt. Dabei sind der Geschäftsführung nicht nur Bedingungen wichtig, die ein produktives Arbeiten fördern, wie Gestaltungsräume und eigenverantwortliches Handeln oder Teamgeist und Kollegialität. Im Zentrum steht vielmehr der Mensch an sich, der sich mit seiner Arbeit bei Energiekontor gut aufgehoben und wohlfühlen soll. Dafür wurde Energiekontor 2017 die Auszeichnung zum "Familienfreundlichen Unternehmen im Land Bremen" verliehen. Diese Auszeichnung ist an Rahmenbedingungen im Unternehmensalltag geknüpft, die in besonderer Weise die Vereinbarkeit von Beruf und Familie gewährleisten. Dabei richtet sich das Augenmerk nicht nur auf Eltern mit kleinen Kindern, sondern auf alle Beschäftigten: neben Eltern und Alleinerziehenden also auch auf kinderlose Frauen und Männer aller Altersstufen, die sich um die Vereinbarkeit von Familie mit Kindern bemühen oder um die Pflege von Angehörigen kümmern und dafür langfristig Verantwortung übernehmen. Die Energiekontor AG beschäftigt jeweils etwa zur Hälfte Frauen und Männer. Zu den bereits heute im Unternehmen umgesetzten Maßnahmen und Angeboten gehören die Vertrauensarbeitszeit, eine individuelle Arbeitszeitgestaltung, verschiedene Teilzeitmodelle, Arbeitszeitkonten, Zuschüsse zur Kinderbetreuung, Angebote zur betrieblichen Altersversorgung, ein Firmenfitnessprogramm, die Teilnahme an einem sogenannten "Zukunftstag", regelmäßig durchgeführte Veranstaltungen im Rahmen eines "Kulturmanagements" sowie Praktikumsplätze für Familienangehörige. UNS LIEGEN DIE Bedürfnisse der MITARBEITER AM HERZEN Der Erfolg von Energiekontor beruht auf den Fähigkeiten und dem Engagement unserer Beschäftigten. Uns liegen die Bedürfnisse der Mitarbeiter am Herzen, und hierfür ist eine gelungene Vereinbarkeit von Beruf und Privatleben sehr wichtig. Es fördert die Lebensqualität eines jeden einzelnen Mitarbeiters und ist somit gleichzeitig ein Garant für eine hohe Einsatzbereitschaft und Identifikation mit unserem Unternehmen und den Unternehmenszielen. → TORBEN MÖLLER ← VORSTAND Mit dem Siegel "Familienfreundliches Unternehmen" wird die familienfreundliche Personalpolitik der Energiekontor AG anerkannt und gewürdigt. Die Geschäftsleitung legt großen Wert darauf, diese weiter fortzuführen, um weitere Themen zu ergänzen und das Erreichte nachhaltig in der Firmenkultur zu verankern. Der Wert DER REGIONALEN PRÄSENZ Im Gegensatz zu einigen Mitbewerbern, deren Aktivitäten flächendeckend auf möglichst große Gebiete verteilt sind, konzentriert sich die Energiekontor AG auf bestimmte Schwerpunktregionen, um dadurch eine starke regionale Präsenz und eine langfristige Verankerung zu erreichen. Überall dort, wo Energiekontor national und international Wind- und Solarparks projektiert, ist das Unternehmen mit eigenen Büros vor Ort, deren spezialisierte Mitarbeiter mit Kultur, Sprache und Abläufen bei der Projektentwicklung in der jeweiligen Region vertraut sind und somit eine effektive und maßgeschneiderte Planung und Steuerung der Projekte gewährleisten. Dabei ist kaum ein Projektstandort mehr als zwei Fahrstunden von einem Büro entfernt. Energiekontor bietet den lokalen Gemeinden und Kommunen ein hohes Maß an Kompetenz und langjähriger Erfahrung. Die regionale Aufstellung erlaubt es, auf die jeweiligen Bedürfnisse von Kommunen, Anwohnern und Grundstückseigentümern in besonderer Weise einzugehen. Die intensive Zusammenarbeit mit Stadtwerken, Handwerk und Banken sowie Angebote zur Bürgerbeteiligung an den entwickelten Projekten fördern zudem die Wertschöpfung auf regionaler Ebene. Das alles schafft Vertrauen und erhöht die Akzeptanz für den Ausbau der erneuerbaren Energien. Da sich die regionale Präsenz im Laufe der Jahre für alle Beteiligten als eine wichtige und wertvolle Voraussetzung für die erfolgreiche Projektentwicklung bewährt hat, geht Energiekontor auch bei der Erschließung von Auslandsmärkten nach diesem Prinzip vor. MIT LEIDENSCHAFT UND Mut zu innovativen UND REGIONAL ANGEPASSTEN LÖSUNGEN Unser Antrieb ist bis heute unverändert: die Verbindung von Klimaschutz, Energieerzeugung und nachhaltigem wirtschaftlichen Erfolg. Dabei sind Leidenschaft, Erfahrung sowie der Mut zu innovativen, den regionalen Bedingungen angepassten Lösungen die Grundlage unseres Handelns. → JOSCHA GARTELMANN ← Bereichsleiter Niedersachsen Unsere Ländermärkte UND SCHWERPUNKTREGIONEN Die langjährigen Kernmärkte von Energiekontor sind Deutschland, Großbritannien und Portugal. Zur Verstärkung der Internationalisierung und zur Diversifikation der Geschäftstätigkeiten wurden sie um die Märkte Niederlande, USA und Frankreich erweitert. Diese neuen Märkte bergen ein attraktives Potenzial für das weitere Unternehmenswachstum. Deutschland Seit der Einführung des Stromeinspeisegesetzes und des späteren EEGs gilt Deutschland als Wegbereiter für den Ausbau der regenerativen Energien in Europa. Die Nuklearreaktorkatastrophe von Fukushima im März 2011 und der darauf folgende, erneute Beschluss der Bundesregierung zum Ausstieg aus der Kernenergie haben den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland beschleunigt. Mit der Einführung des Ausschreibungssystems in Deutschland für Solar (2015) und Onshore-Wind (2017) sind die Preise für die Vergütung des Stroms aus Wind- und Solarparks stark gesunken. Dank der vorausschauenden Entwicklung einer Vielzahl von Effizienzmaßnahmen zur Kosteneinsparung ist Energiekontor jedoch weiterhin in der Lage, wirtschaftlich profitable Projekte zu realisieren. Allerdings müssen hierfür einige Projekte z. B. mit höheren Anlagen und leistungsstärkeren Turbinen neu geplant werden. Durch die konsequente Akquisitionstätigkeit der Energiekontor-Gruppe in den Schwerpunktregionen Niedersachsen, Nord- und Süd-Nordrhein-Westfalen sowie Brandenburg und Thüringen konnte das Unternehmen eine nachhaltige Projektpipeline für die nächsten Jahre aufbauen. Im Bereich Solar werden neben den Schwerpunktregionen Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern Akquisitionstätigkeiten auch in Schleswig-Holstein durchgeführt. 2017 wurden die Zielregionen um die Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg erweitert. Mit mittlerweile drei Zuschlägen für Photovoltaik-Projekte hat Energiekontor gezeigt, dass es auch bei der Ermittlung der Stromvergütung über Auktionsverfahren erfolgreich agiert. Großbritannien Großbritannien ist und bleibt einer der Hauptmärkte für die Projektentwicklung der Energiekontor-Gruppe. Nach dem Wegfall der Fördermaßnahmen für Onshore-Wind konzentriert sich Energiekontor hier auf großflächige Standorte mit hervorragenden Windbedingungen, wie sie vor allem in Schottland zu finden sind. Dort hat das Unternehmen mit einem eigenen Büro in Glasgow durch seine intensive Akquisitionstätigkeit eine gut gefüllte Projektpipeline erarbeitet. Aber auch in England und Wales realisiert Energiekontor weiterhin Projekte. Die Basis bilden in den meisten Fällen langjährige Stromabnahmeverträge mit großen Industriekunden, sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs). Auf dieser Basis plant die Energiekontor-Gruppe die ersten Projekte ohne jegliche Fördermaßnahmen, um somit ihre Pionierrolle bei der Realisierung von Windparks zu reinen Marktpreisen zu unterstreichen. Inwieweit der Brexit mit möglichen Einfuhrzöllen sowie Währungs- und Zinsschwankungen Einfluss auf das Geschäft von Energiekontor haben wird, bleibt abzuwarten. Soweit möglich sind solche Effekte in den Wirtschaftlichkeitsberechnungen des Unternehmens präventiv bereits eingepreist. Portugal Portugal verfügt über eine Vielzahl von windreichen Standorten. Im Süden des Landes herrschen zudem gute Einstrahlungsbedingungen für die Umsetzung von Solarprojekten. Seit vielen Jahren gibt es jedoch keine neue Ausschreibung für Netzanschlüsse mehr. Neue Projekte können nur zu allgemeinen Marktbedingungen beantragt werden. Daher beschränken sich die Aktivitäten von Energiekontor in Portugal weiterhin auf das Management bestehender Windparks und die Ausstattung eigener Anlagen mit der Rotorblattverlängerung. Diese Anwendung erhöht nicht nur den Ertrag für konzerneigene Anlagen, sondern liefert auch wichtige Daten für die Weiterentwicklung und die Vermarktung dieser innovativen Technologie. Niederlande Im Sommer 2016 gründete Energiekontor ein eigenes Büro in Nijmegen. Mit Unterstützung von freien Mitarbeitern wurden seitdem geeignete Flächen für die Entwicklung von Windparks identifiziert. Erste Anlagenstandorte wurden bereits unter Vertrag genommen. Bei einem konkreten Projekt im Südosten des Landes sollen in Kooperation mit einem Bürgerverein bis zu acht Anlagen entstehen. Neben der Provinz Gelderland will Energiekontor auch in Noord Brabant, Limburg und Zuid Holland aktiv werden. Diese Provinzen mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten um die 7 m/s stehen noch nicht so stark im Fokus der Projektentwickler wie die windstärkeren Küstenregionen im Nordwesten des Landes, lassen jedoch aufgrund eines Verteilungsschlüssels ähnlich hohe Vergütungen für Strom aus Windenergieanlagen zu. Falls sich neue Gelegenheiten ergeben sollten, werden auch andere Provinzen mit berücksichtigt. Darüber hinaus versucht Energiekontor Kooperationen mit kleineren Entwicklern einzugehen, die den langen Entwicklungsprozess eines Windparks von mehreren Jahren beschleunigen könnten. USA In den USA hat Energiekontor nach eingehenden Analysen die Regionen South Dakota und West-Texas für die Entwicklung von Onshore-Wind- und Solarprojekten identifiziert. Im Norden des Landes herrschen mit Windgeschwindigkeiten in 80 Meter Höhe von 8 bis 10 m/s Bedingungen, wie man sie in Europa fast ausschließlich auf freier See vorfindet. Demgegenüber gehört der Südwesten der USA - und damit auch West-Texas - mit gegenüber Deutschland doppelt so hohen durchschnittlichen Globalstrahlungswerten von über 2.000 kWh /m2 pro Jahr zu den sonnenreichsten bevölkerten Regionen der Erde. Wegen der schnelleren Umsetzbarkeit konzentriert sich Energiekontor zunächst auf die Entwicklung von Solarprojekten. Dafür wurde vor Ort eine eigene Gesellschaft gegründet. Von Austin aus wird die Projektentwicklung mit eigenen Mitarbeitern vorangetrieben. Flächennutzungsrechte für mehrere Hundert MW zur Entwicklung von Photovoltaik-Projekten wurden bereits gesichert. Sobald die ersten PPAs abgeschlossen sind, sollen die Projektrechte an geeignete Investoren veräußert werden, um erste Erfahrungen im US-Markt zu sammeln. Im nächsten Schritt ist dann auch die Realisierung von Solarparks durch Energiekontor in Texas geplant. Ein ähnlicher Ansatz wird mit den Wind-Aktivitäten in South Dakota verfolgt. Frankreich Auch in Frankreich hat Energiekontor die Aktivitäten ausgebaut. Für die Entwicklung von Onshore-Wind- und Solarparks wurden die Regionen Normandie um die Stadt Rouen an der Nordwestküste Frankreichs sowie Okzitanien um Toulouse im Süden des Landes identifiziert. Während die Küstenstandorte hervorragende Windbedingungen von mehr als 8 m/s aufweisen, liegen im Süden des Landes die Globalstrahlungswerte von jährlich 1.300 bis 1.700 kWh / m2 weit über dem Durchschnitt in Deutschland. Wie in den USA liegt auch in Frankreich der Schwerpunkt zunächst auf der Entwicklung von Solarprojekten. Mithilfe freier Mitarbeiter wird die Akquisition geeigneter Flächen zunächst von Bremen aus geleitet. Die Gründung eines Büros im Raum Toulouse ist gerade in Vorbereitung. Die verborgenen WERTE IM EIGENBESTAND Ein wichtiger Teil der Unternehmensstrategie von Energiekontor ist der weitere Ausbau des Bestands an konzerneigenen Windparks, um mit den laufenden Einnahmen aus den Stromerlösen das Wachstum zu steigern und die Liquiditätszuflüsse zu verstetigen. Von den selbst entwickelten Projekten soll jährlich etwa die Hälfte in den Eigenbestand übernommen werden. Die Übernahme von Windparks in den eigenen Bestand hat allerdings Konsequenzen für die Bilanz sowie für die Gewinn- und Verlustrechnung (GuV) des Konzerns. Da die selbst entwickelten konzerneigenen Windparks lediglich zu externen Herstellkosten bilanziert werden, also ohne die Gewinnmargen aus der Errichtung bzw. dem Verkauf der Projekte, enthält die Konzernbilanz verborgene Werte in Form von stillen Reserven. Folglich verringert sich die Konzern-Eigenkapitalquote mit jedem weiteren Windpark, der aus der Projektentwicklung in den Eigenbestand übernommen wird, weil die Gewinnmarge im Rahmen der Konzernkonsolidierung eliminiert wird und daher nicht ergebniswirksam in die GuV-Rechnung eingeht. Auf der anderen Seite bergen die stillen Reserven einen bedeutenden substanziellen Mehrwert des Unternehmens, der jederzeit durch den vollständigen oder teilweisen Verkauf der konzerneigenen Windparks zu ihren Verkehrswerten realisiert werden könnte. In diesem Fall würde sich die Konzern-Eigenkapitalquote schlagartig erhöhen. Ein solcher Verkauf entspricht allerdings nicht der aktuellen Unternehmensstrategie. Der Hinweis soll lediglich verdeutlichen, wie viel zusätzliche Substanz im Unternehmen steckt, die nicht unmittelbar durch die Finanzkennzahlen widergespiegelt wird. Unabhängig davon werden die stillen Reserven der konzerneigenen Windparks sukzessive über die Nutzungsdauer aufgedeckt und führen somit, selbst bei ansonsten gleichbleibenden Bedingungen, zu einer allmählichen Ergebnisverbesserung sowie zu einer Erhöhung der Konzern-Eigenkapitalquote bzw. der möglichen Dividendenzahlungen. Grund dafür sind die geringeren jährlichen Abschreibungen, die durch die geringeren Abschreibungsbemessungsgrundlagen, in denen die stillen Reserven nicht enthalten sind, zustande kommen. Dieser langfristige Effekt wird jedoch innerhalb der kommenden Jahre noch keine deutliche Auswirkung haben, da planmäßig jedes Jahr neue Windparks mit stillen Reserven in den Eigenbestand übernommen werden, wodurch die Eigenkapitalquote voraussichtlich auf einem niedrigeren Niveau bleiben wird, als es der komfortablen Finanzlage des Konzerns entspricht. Mittelfristig ist der Ausbau des Eigenparkportfolios auf etwa 500 MW vorgesehen. Anerkennung AUSSERGEWÖHNLICHER UNTERNEHMERQUALITÄTEN Die jahrzehntelange unternehmerische Leistung für eine nachhaltige Energieversorgung findet mittlerweile auch über die Branche hinaus Anerkennung. So wurde die Energiekontor AG, stellvertretend durch den Vorstandsvorsitzenden, Peter Szabo, sowie die Unternehmensgründer, Dr. Bodo Wilkens und Günter Lammers, 2017 als einer der 29 Finalisten aus mehreren Hundert Bewerbungen für den Unternehmerpreis "Entrepreneur of the Year 2017" geehrt. Mit dem zum 21. Mal ausgetragenen Wettbewerb kürt die Prüfungs- und Beratungsgesellschaft EY (früher Ernst & Young) die besten inhabergeführten mittelständischen Unternehmen Deutschlands. Der "Entrepreneur of the Year" gehört zu den weltweit renommiertesten Auszeichnungen für Unternehmer. Seit über 30 Jahren zeichnet EY in 60 Ländern ausgewählte Unternehmerinnen und Unternehmer für besondere Leistungen aus. Zu den Beurteilungskriterien der Jury zählen Wachstum, Zukunftspotenzial, Innovation, Mitarbeiterführung und gesellschaftliche Verantwortung. ICH SEHE DIE AUSZEICHNUNG vor allem als Anerkennung für die LEISTUNG unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter Wir freuen uns sehr über die Nominierung als Finalist in diesem angesehenen Unternehmenswettbewerb. Ich sehe die Auszeichnung vor allem als Anerkennung für die Leistung unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, die das erfolgreiche Wachstum des Unternehmens ermöglicht haben, bei dem sich unser Aktienkurs innerhalb von drei Jahren vervierfacht hat. Die nötige Kreativität und Flexibilität zur Erreichung unserer Ziele schafft dabei eine dezentrale Organisationsstruktur mit eigenverantwortlichen Gestaltungsräumen für jeden Einzelnen. → PETER SZABO ← VORSTANDSVORSITZENDER Transparenz UND SICHERHEIT FÜR UNSERE ANLEGER Bei der Projektentwicklungs- und Unternehmensfinanzierung verfolgt die Energiekontor AG im Wesentlichen drei verschiedene Wege: a) Projektentwicklung aus Eigenmitteln Die Projektentwicklung als Kerngeschäft der Energiekontor AG wird mit Eigenmitteln finanziert. Aufgrund der Vielzahl an Unwägbarkeiten bei der Projektakquise, der Planung und dem Genehmigungsverfahren stecken in diesem Schritt der Umsetzung von Wind- und Solarparks die größten Risiken. Daher gehört es zu den wichtigsten strategischen Grundsätzen von Energiekontor, die Liquiditätsreserven auf einem ausreichenden Niveau zu halten, um stets genügende Mittel für die Projektentwicklung zur Verfügung zu haben. b) Zwischenfinanzierung von Projekten via Unternehmensanleihe Kurz nach Erhalt der Baugenehmigung eines Wind- oder Solarparks erfolgt typischerweise der Financial Close bzw. die Kreditvalutierung, also die Ausreichung der langfristigen Bankendarlehen. Voraussetzung dafür ist eine gesicherte Zwischenfinanzierung für die Zeit der Errichtung bis zur Inbetriebnahme der Wind- und Solarparks, also die Bereitstellung des für den Bau benötigten Eigenkapitals in Cash durch die Energiekontor AG. Für die Baufinanzierung der Wind- oder Solarparks werden Kontokorrentlinien bei Banken, sogenannte Betriebsmittelkredite (BMK), sowie Unternehmensanleihen mit einer Laufzeit von fünf Jahren genutzt. Mit dem Verkauf der Projekte wird die Zwischenfinanzierung abgelöst. Damit können die Kreditinanspruchnahmen wieder zurückgeführt und für das nächste Projekt eingesetzt werden. Die Energiekontor AG hat in den vergangenen 15 Jahren sieben Unternehmensanleihen mit einem Gesamtvolumen von insgesamt rund € 54 Mio. begeben. Nachdem die ersten vier Anleihen bereits planmäßig zurückgeführt wurden, valutiert der aktuelle Bestand per 31. Dezember 2017 mit rund € 22 Mio. Davon soll die Anleihe 5 mit einem Volumen von € 7 Mio. im Sommer 2018 planmäßig zurückgezahlt werden. c) Projektzukauf und -refinanzierung über die Stufenzinsanleihen Zur Finanzierung von Windparkzukäufen sowie zur Refinanzierung bereits im Eigenbestand befindlicher Windparks hat die Energiekontor AG ein weiteres Instrument entwickelt: die Stufenzinsanleihe. Diese wird beim Kauf der Bestandsanlagen herangezogen, um die Kaufpreisforderung des Verkäufers zu bedienen und das Fremdkapital vollständig aus der Betreibergesellschaft, üblicherweise eine Kommanditgesellschaft, abzulösen. Die Stufenzinsanleihe hat eine typische Laufzeit von acht bis zehn Jahren und eine Verzinsung, die sich nach einigen Jahren erhöht. Auch die Tilgung der Anleihen erfolgt in zwei Stufen. 20-30 Prozent werden nach fünf bis sechs Jahren getilgt. Die Resttilgung erfolgt endfällig. Die aktuelle Stufenzinsanleihe X mit einem Volumen von knapp € 23 Mio. hat eine Laufzeit von 18 Jahren und eine Anfangsverzinsung von 4 Prozent, die sich etappenweise auf 5 Prozent erhöht. Alle Stufenzinsanleihen sind am geregelten Markt handelbar. Wie bereits ihre Vorgängerinnen wurde die Stufenzinsanleihe X von der ECOreporter.de AG (www.ecoreporter.de) geprüft und in ihrem ECOanlagecheck vom 21. Juni 2017 aufgrund des durch konkrete Windparks unterlegten Besicherungskonzepts als nachhaltiges Finanzprodukt ausgezeichnet. Energiekontor hat in den vergangenen acht Jahren zehn Stufenzinsanleihen mit einem Gesamtvolumen von knapp € 123 Mio. begeben. Ein Teil der Stufenzinsanleihen im Umfang von rund € 48 Mio. wurde bereits zurückgezahlt. Was bedeutet DIE PIONIERROLLE FÜR ENERGIEKONTOR? Die aktuelle Marktentwicklung zeigt, dass der von Energiekontor eingeschlagene Weg genau der richtige ist. Das gesamte Marktumfeld für erneuerbare Energien ändert sich derzeit radikal, nicht nur in Deutschland, sondern weltweit. In der Vergangenheit haben gesetzlich geregelte Förderungen in Form von Zuschüssen, Umlagen, Subventionen und Steueranreizen dafür gesorgt, dass der Strom aus erneuerbaren Energien über einen definierten Zeitraum zu einem gewissen Niveau vergütet wird, und damit Investitionssicherheit geschaffen. Diese Fördermaßnahmen fallen zunehmend weg und werden in vielen Ländern durch Ausschreibungs- und Auktionsmodelle ersetzt. In Deutschland gilt das Ausschreibungsmodell für Solar seit 2015 und für Onshore-Wind seit 2017. Damit wächst der Druck auf Kosten und Margen entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Die Konkurrenz um geeignete Standorte für erneuerbare Energien geht mehr und mehr in eine Konkurrenz um die günstigsten Strompreise über. Wer hier im Wettbewerb bestehen und langfristig erfolgreich wirtschaften möchte, muss die niedrigsten Stromgestehungskosten aufweisen. Energiekontor sieht die Ausschreibungen in Deutschland ebenso wie die auslaufenden Steueranreize in den USA oder die zunehmend reduzierten Förderungen in anderen Ländern als Ansporn dafür an, Strom aus erneuerbaren Energien bereits jetzt in direkter Konkurrenz zu Strom aus konventionellen Energieträgern anbieten zu können. Realisierung von WIND- UND SOLARPARKS ZU REINEN MARKTPREISEN Als Pionier bei der Realisierung von Wind- und Solarparks zu reinen Marktpreisen leistet Energiekontor nicht nur einen wichtigen Beitrag, um den erneuerbaren Energien auf dem Weg zur 100-prozentigen Vollversorgung zum Durchbruch zu verhelfen. Wer mit den niedrigsten Stromgestehungskosten die besten Margen erwirtschaften kann, sichert sich natürlich auch einen Wettbewerbsvorteil gegenüber den anderen Markteilnehmern. Hier die Nase vorn zu haben, ist daher gleichzeitig eine notwendige Voraussetzung für ein erfolgreiches Wachstum innerhalb der Branche. → GÜNTER ESCHEN ← VORSTAND DIE ENERGIEKONTOR-AKTIE Allgemeine Informationen zur Aktie a) Name und Sitz der Gesellschaft Energiekontor AG, Mary-Somerville-Straße 5 28359 Bremen, Telefon: +49 421 3304- 0 Die Energiekontor AG hat weitere Büros in Bremerhaven, Hagen im Bremischen, Aachen, Dortmund und Bernau bei Berlin. Außerdem ist das Unternehmen mit Niederlassungen in England (Leeds), Schottland (Glasgow) und Portugal (Lissabon), den Niederlanden (Nijmegen) und den USA (Austin / Texas) vertreten. b) Gegenstand des Unternehmens (1) Gegenstand des Unternehmens ist die Planung, Entwicklung, Errichtung, Veräußerung und der Betrieb von Anlagen und Projekten im Energie- und Umweltbereich sowie der Vertrieb von elektrischer Energie, jeweils einschließlich der damit in Zusammenhang stehenden Tätigkeit der Finanzierung und des Handels. (2) Die Gesellschaft ist berechtigt, ihre Tätigkeit auch auf andere Handelszweige auszudehnen sowie im In- und Ausland gleichartige oder ähnliche Unternehmen zu erwerben, sich an solchen Unternehmen zu beteiligen und Zweigniederlassungen sowie Tochtergesellschaften zu errichten. (3) Die Gesellschaft kann sich darüber hinaus auf verwandten Gebieten betätigen und alle Geschäfte vornehmen, die geeignet sind, den Gesellschaftszweck unmittelbar oder mittelbar zu fördern, oder die damit in Zusammenhang stehen. c) Grundkapital Das gezeichnete und im Handelsregister eingetragene Kapital (Grundkapital) der Gesellschaft beträgt zum 31. Dezember 2017 € 14.578.160 und ist in 14.578.160 auf den Inhaber lautende Stückaktien eingeteilt. d) Geschäftsjahr Das Geschäftsjahr der Gesellschaft ist das Kalenderjahr. Genehmigtes Kapital Nachdem das zuvor bestehende genehmigte Kapital am 24. Mai 2016 auslief, hat die Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 ein neues genehmigtes Kapital geschaffen. Im Zuge dessen wurde der Gesellschaft ermöglicht, bei zukünftigen Kapitalerhöhungen u. a. auch Vorzugsaktien ausgeben zu können. Der Vorstand wurde ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 23. Mai 2021 das Grundkapital der Gesellschaft einmalig oder mehrfach um bis zu insgesamt € 7.326.580 durch Ausgabe von bis zu 7.326.580 neuen, auf den Inhaber lautenden Stamm- und / oder Vorzugsaktien mit oder ohne Stimmrecht gegen Bar- und / oder Sacheinlagen zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2016). Die Ermächtigung umfasst die Befugnis, bei mehrmaliger Ausgabe von Vorzugsaktien weitere Vorzugsaktien (mit oder ohne Stimmrecht) auszugeben, die den früher ausgegebenen Vorzugsaktien bei der Verteilung des Gewinns oder des Gesellschaftsvermögens vorgehen oder gleichstehen. Dabei ist den Aktionären grundsätzlich ein Bezugsrecht einzuräumen. Der Vorstand wird jedoch ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das gesetzliche Bezugsrecht der Aktionäre auszuschließen (für die genauen Bedingungen siehe Beschlussfassung in der Einladung zur Hauptversammlung am 26. Mai 2016 auf www.energiekontor.de > Investor Relations > Hauptversammlung). Von diesen Ermächtigungen wurde bisher kein Gebrauch gemacht. Bedingtes Kapital Auf der Hauptversammlung am 28. Mai 2014 wurde beschlossen, das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu insgesamt €500.000,00 durch Ausgabe von bis zu insgesamt 500.000 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien bedingt zu erhöhen (Bedingtes Kapital 2014 I). Die bedingte Kapitalerhöhung wird nur insoweit durchgeführt, wie die Inhaber von Bezugsrechten, die von der Gesellschaft im Rahmen des Aktienoptionsprogramms 2014 gewährt werden, ihre Bezugsrechte ausüben und die Gesellschaft nicht in Erfüllung der Bezugsrechte eigene Aktien gewährt. Die neuen Aktien nehmen jeweils vom Beginn des Geschäftsjahres an, in dem sie durch Ausübung des Bezugsrechts entstehen, am Gewinn teil. Im Rahmen des Aktienoptionsprogramms 2014 können bis zum 31. Dezember 2018 Bezugsrechte auf bis zu 500.000 Aktien der Gesellschaft nur an Mitglieder des Vorstands der Gesellschaft ausgegeben werden. Jedes Bezugsrecht berechtigt nach Maßgabe der vom Aufsichtsrat festzulegenden Bezugsrechtsbedingungen zum Bezug einer auf den Inhaber lautenden Stückaktie der Energiekontor AG. 2014 wurden 100.000 Bezugsrechte im Rahmen des Aktienoptionsprogramms an den Vorstand ausgegeben. Aktienrückkaufprogramm Gemäß Hauptversammlungsbeschluss vom 25. Mai 2011 sowie dem erneuten Beschluss vom 21. Mai 2015 wurden seit Beginn des Rückkaufprogramms bis zum 31. Dezember 2017 insgesamt 200.335 Aktien zum Zwecke der Einziehung und Kapitalherabsetzung im Namen der Energiekontor AG erworben, davon 14.800 Aktien im Geschäftsjahr 2017. Nach den Kapitalherabsetzungen vom September 2014 sowie vom November 2017 verbleiben zum 31. Dezember 2017 885 Aktien bei der Energiekontor AG. Directors' Dealings Am 29. Juni 2017 meldeten die Unternehmensgründer und Mitglieder des Aufsichtsrats der Energiekontor AG, Dr. Bodo Wilkens (Vorsitzender) und Günter Lammers, der Gesellschaft gemäß § 19 MAR (Marktmissbrauchsverordnung), dass sie am 27. Juni 2017 jeweils einen knapp 3 Prozent des Grundkapitals entsprechenden Anteil ihres Aktienbesitzes an der Energiekontor AG im Rahmen einer Privatplatzierung an mehrere institutionelle Investoren veräußert haben. Als Gründe für diese Transaktion wurden die Erhöhung des Freefloats und dadurch potenziell auch der Liquidität und der Attraktivität der Energiekontor-Aktie sowie die Diversifikation des jeweiligen Privatvermögens genannt. Das Mitglied des Aufsichtsrats Darius Oliver Kianzad sowie die Vorstände Peter Szabo (Vorsitzender), Günter Eschen und Torben Möller hielten im Berichtszeitraum keine Aktien der Gesellschaft. Aktionärsstruktur Dem Vorstand sind keine direkten oder indirekten Beteiligungen am Kapital (§ 315 Abs. 4 Nr. 3 HGB) größer als 10 Prozent bekannt, mit Ausnahme der nachfolgend dargestellten Beteiligungsverhältnisse, die sich nach der oben beschriebenen Transaktion gegenüber den Angaben im Geschäftsbericht 2016 entsprechend geändert haben: scroll Name, Funktion Aktien (Stück) Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender) 3.759.835 Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender) 3.752.474 Zum 31. Dezember 2017 ergibt sich unter Berücksichtigung der Kapitalherabsetzung vom November 2017 somit folgende Aktionärsstruktur der Energiekontor AG: Aktionärsstruktur zum 31.12.2017 Aktienkursentwicklung und Handelsvolumen der Energiekontor AG in den Jahren 2016/ 2017 Im folgenden Diagramm ist die Entwicklung der Aktien-Schlusskurse in Frankfurt (grün) sowie das tägliche Gesamt-Umsatzvolumen der Energiekontor AG an allen deutschen Handelsplätzen (grau) über einen Zeitraum von zwei Jahren vom 1. Januar 2016 bis zum 31. Dezember 2017 dargestellt. Aktienkursentwicklung und Handelsvolumen der Energiekontor AG in den Jahren 2016/2017 Aktienhandel und Marktkapitalisierung im Geschäftsjahr 2017 Die folgende Tabelle zeigt die monatlichen Höchst- und Tiefstwerte sowie die durchschnittlichen Schlusskurse (Frankfurt) der Energiekontor-Aktie im Jahr 2017. Aus dem durchschnittlichen Gesamt-Handelsvolumen und den gemittelten Schlusskursen wurde außerdem die mittlere monatliche Marktkapitalisierung berechnet. Aktienhandel und mittlere Marktkapitalisierung der Energiekontor AG scroll 2017 Monat Hoch (€) Tief (€) Durchschnitt Schluss (€) Mittlerer Tagesumsatz (Stück) Mittlere Marktkapitalisierung (Mio. €) Januar 16,45 15,01 15,59 9.175 228,5 Februar 16,40 15,15 15,76 5.765 230,9 März 17,83 15,80 16,48 10.432 241,4 April 19,40 17,41 18,05 12.708 264,5 Mai 19,37 17,94 18,80 12.597 275,5 Juni 19,21 16,09 17,55 15.118 257,1 Juli 17,33 16,24 16,87 19.455 247,2 August 19,19 17,22 18,28 20.514 267,9 September 17,89 15,02 16,43 23.869 240,8 Oktober 15,71 14,14 15,00 20.012 219,8 November 15,31 14,00 14,51 9.766 212,7 Dezember 14,50 13,81 14,17 7.727 206,6 Quelle: Oddo Seydler 2017 Lagebericht UND KONZERNLAGEBERICHT Gemäß § 315 Abs. 3 HGB i. V. m. § 298 Abs. 3 HGB wurden der Lagebericht der Energiekontor AG, Bremen, als Mutterunternehmen des Energiekontor-Konzerns und der Lagebericht des Energiekontor-Konzerns zusammengefasst. Soweit keine anderweitigen einschränkenden Hinweise gegeben werden, gelten die nachfolgenden Ausführungen sowohl für die Energiekontor AG als auch für den Konzern. GRUNDLAGEN DES KONZERNS Geschäftsmodell der Energiekontor AG Die Energiekontor AG hat sich auf die Projektierung und den Betrieb von Wind- und Solarparks im In- und Ausland spezialisiert. Als einer der Pioniere auf diesem Gebiet greift das Unternehmen auf eine Erfahrung von über 25 Jahren zurück und deckt dabei im Bereich Onshore-Windparks die gesamte Wertschöpfungskette von der Akquisition und Projektentwicklung über die Finanzierung und die Errichtung der Anlagen bis zur Betriebsführung ab. Bis zum Ende des Geschäftsjahres 2017 hat die Energiekontor-Gruppe 620 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 930 MW in 117 Windparks in Deutschland, Großbritannien und Portugal sowie drei PV-Freiflächenanlagen von rund 20 MW in Deutschland projektiert und errichtet. Das Gesamtinvestitionsvolumen dieser Projekte beträgt etwa € 1,5 Mrd. Neben dem Verkauf der schlüsselfertigen Projekte betreibt die Energiekontor-Gruppe als unabhängiger Stromproduzent ein Portfolio konzerneigener Windparks. Ende 2017 befanden sich rund 260 MW operativ im eigenen Bestand. Das Unternehmen ist in den Ländermärkten Deutschland, Großbritannien, Portugal, Niederlande, USA und Frankreich aktiv. Organisatorisch ist die Energiekontor-Gruppe in drei Geschäftsbereiche unterteilt, nach denen auch die Segmentberichterstattung erfolgt: a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Das Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) umfasst die Projektierung von Onshore-Wind- und Solarparks, die entweder in den Eigenbestand übernommen oder an Dritte veräußert werden. In diesem Geschäftsbereich wird die gesamte Wertschöpfungskette von der Akquisition über die Planung, die Finanzierung und den Bau bzw. das Repowering bis hin zum Verkauf der Anlagen abgebildet. Der Verkauf der Wind- und Solarparks erfolgt im In- und Ausland an institutionelle Investoren, private Komplettabnehmer oder Bürger vor Ort. Für jeden Wind- / Solarpark wird eine eigenständige Projektgesellschaft gegründet. Das Repowering von Standorten, d. h. der Ersatz von alten Anlagen durch neue, leistungsstärkere Anlagen, ist für die Energiekontor-Gruppe ein wichtiger Teil der Geschäftstätigkeit. Bereits 2001/2002 wurden erste Repowering-Projekte erfolgreich umgesetzt. b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Dieses Segment umfasst die Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks. Der Ausbau des Bestands an konzerneigenen Windparks ist der Kernbestandteil für das organische Wachstum des Unternehmens. Außerdem erlaubt der Betrieb eigener Wind- und Solarparks Energiekontor die Deckung der laufenden Unternehmenskosten, z. B. im Falle von Verzögerungen bei der Projektrealisierung, sowie eine erhöhte Unabhängigkeit von politischen Rahmenbedingungen sowie Zins- und Rohstoffpreisentwicklungen. Durch die Anlagen im eigenen Bestand werden zudem stille Reserven gebildet. Im Bedarfsfall könnten diese Anlagen veräußert und die darin gebundenen Finanzmittel zuzüglich der stillen Reserven freigesetzt werden. Zusätzliches Potenzial liegt in der Möglichkeit, die unternehmenseigenen Windparks beispielsweise durch Repowering oder effizienzsteigernde Maßnahmen, wie der dem dritten Segment zugeordneten und unter c) beschriebenen Rotorblattverlängerung, aufzuwerten. Den ersten Windpark hat die Energiekontor-Gruppe im Jahr 2002 in den eigenen Bestand übernommen. Das Portfolio ist seitdem kontinuierlich weiter ausgebaut worden. Dies geschieht derzeit hauptsächlich durch die Übernahme selbst entwickelter Projekte in den Eigenbestand. So soll etwa die Hälfte aller pro Jahr selbst entwickelten Projekte in den Eigenbestand übergehen. In der Vergangenheit wurden auch wirtschaftlich interessante operative Windparks zugekauft. Hierbei handelte es sich sowohl um Projekte, die in früheren Jahren von Energiekontor selbst entwickelt und verkauft wurden, als auch um Projekte von anderen Entwicklern und Betreibern. Die Gesamtleistung der von Energiekontor in Deutschland, Großbritannien und Portugal betriebenen Windparks betrug zum Ende des Geschäftsjahres 2017 259,2 MW. Konzerneigene Windparks, Stichtag 31.12.2017 scroll Name des Windparks Gesamtleistung / MW Debstedt 3,0 Breitendeich 6,0 Sievern (Tandem II) 2,0 Briest (Tandem II) 7,5 Briest II 1,5 Geldern 3,0 Mauritz-Wegberg (Energiekontor hält 88,52 Prozent) 7,5 Halde Nierchen I 5,0 Halde Nierchen II 4,0 Osterende 3,0 Nordleda (Energiekontor hält 51 Prozent) 6,0 Kajedeich 4,1 Engelrod 5,2 Krempel 14,3 Schwanewede 3,0 Giersleben 11,3 Beckum 1,3 Balje-Hörne 3,9 Hanstedt-Wriedel 16,5 Lengers 4,5 Krempel II 6,5 Prenzlau 1,5 Flögeln 9,0 Altlüdersdorf 13,5 Thüle 14,0 Kreuzau-Steinkaul 5,5 Niederzier-Steinstraß 8,3 Heinsberg-Waldenrath 7,2 Windparks in Deutschland 178,1 Marão 10,4 Montemuro 10,4 Penedo Ruivo 13,0 Mafomedes 4,2 Windparks in Portugal 38,0 Hyndburn 24,6 Withernwick 18,5 Windparks in Großbritannien 43,1 Insgesamt 259,2 c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges Sämtliche Leistungen, die nach der Inbetriebnahme der Wind- und Solarparks auf eine Optimierung der operativen Wertschöpfung abzielen, werden in dem Segment Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges zusammengefasst. Dazu zählen insbesondere die technische und kaufmännische Betriebsführung von Windparks einschließlich der Direktvermarktung des erzeugten Stroms sowie alle Maßnahmen zur Kostensenkung, Lebensdauerverlängerung und Ertragssteigerung zur Optimierung der Erträge von Windenergieanlagen, z. B. durch: ― Rotorblattverlängerung und Verbesserung der Blattaerodynamik ― Updates in der Anlagensteuerung bzw. Tausch der alten gegen neue, moderne Steuerungen ― genauere Windnachführung und Steigerung der Generatorleistung ― Reduzierung der Ausfallquoten durch vorbeugende Instandhaltung ― Reduzierung der Stillstandzeiten durch Umrüstung aller Windparks auf eine permanente Livedatenüberwachung mit automatisiertem Entstörungsworkflow ― konsequente Reduzierung der Stromgestehungskosten bei Bestandsparks Unabhängig davon, ob die projektierten Anlagen veräußert werden oder in den Eigenbestand übernommen werden, erbringt Energiekontor in der Regel die kaufmännische und technische Betriebsführung und generiert so einen laufenden Cashflow für das Unternehmen. Im kaufmännischen Bereich gehören insbesondere das vorausschauende Liquiditätsmanagement, die Abrechnung mit dem Energieversorger, den Service- und Wartungsfirmen und den Verpächtern und die langfristige Optimierung der Wirtschaftlichkeit zu den Kernaufgaben. Ebenso fällt die Kommunikation mit Banken, Versicherungen, Steuerberatern und Investoren darunter. Weiterhin werden die Abrechnungen zum Einspeisemanagement, variabel, entweder über das Pauschal- oder Spitzenlastverfahren, durchgeführt. Im technischen Bereich umfassen die Aufgaben neben der Überwachung der Windkraftanlagen sowie der Aus- und Bewertung von Daten hauptsächlich die Koordination von Reparatur- und Wartungseinsätzen sowie die Planung und Umsetzung von Maßnahmen zur vorbeugenden Instandhaltung. Durch dieses Verfahren kann die Lebensdauer der einzelnen Anlage und des Gesamtprojekts entscheidend verlängert werden. Gleichzeitig lassen sich die Kosten für die Reparatur der Hauptkomponenten deutlich vermindern. Oberstes Ziel ist es, die Verfügbarkeit und den Ertrag der Anlagen zu maximieren und einen sicheren Betrieb über die gesamte Laufzeit zu garantieren. Dazu werden die Anlagendaten rund um die Uhr mittels Livedaten und automatisierten Workflows überwacht. Zusätzlich garantieren wir den rechtssicheren Betrieb des Windparks durch Einhaltung aller gesetzlichen Auflagen und übernehmen dabei auch die Anlagenverantwortung. Auch technische Innovationen, wie die Rotorblattverlängerung, gehören zu den Maßnahmen der Leistungs-, Ertrags- und Kostenoptimierung. Hierbei handelt es sich um ein von Geschäftsaktivitäten von Energiekontor am Beispiel eines Onshore-Windenergieparks (Schema) Energiekontor patentiertes Verfahren zur Vergrößerung des Rotordurchmessers, das seit einigen Jahren erfolgreich in der Praxis getestet und eingesetzt wird. Die Montage erfolgt dabei am hängenden Blatt, d. h. ohne Demontage des Blattes. Dadurch können Krankosten und Stillstandzeiten deutlich minimiert werden. Derzeit wird die Herstellung der Rotorblattverlängerungen für den Serienbetrieb vorbereitet. In den letzten drei Jahren hatten die Verbesserungsmaßnahmen an den eigenen Windparks bereits positive Auswirkungen auf das Betriebsergebnis. Ziele und Strategie In den fast drei Jahrzehnten seit der Unternehmensgründung hat sich der Markt für erneuerbare Energien fortlaufend verändert und kontinuierlich weiter entwickelt. Im Jahr 1990, zum Zeitpunkt der Einführung des ersten Stromeinspeisegesetzes, wurden die erneuerbaren Energien noch vielfach als "Spinnerei" von Ökoidealisten angesehen. Insbesondere die großen Stromkonzerne, die mittlerweile auch eine wichtige Rolle im Sektor der erneuerbaren Energien spielen, standen den neuen Technologien zunächst äußerst kritisch gegenüber. Heute, über ein Vierteljahrhundert später, haben sich die erneuerbaren Energien zu einer reifen, etablierten und anerkannten Technologie entwickelt, die in vielen Industrienationen bereits einen signifikanten Teil zur Energieversorgung beiträgt. Allein in Deutschland liegt der Anteil der erneuerbaren Energien an der gesamten Energieerzeugung derzeit bereits bei rund einem Drittel. Je höher der Anteil der erneuerbaren Energien an der Deckung der Nachfrage ist, desto nachhaltiger und umweltschonender wird die gesamte Energieversorgung. Neues Selbstverständnis der Pionierrolle Energiekontor hat seit jeher eine klare Zukunftsvision: eine Welt, in der der gesamte Energiebedarf zu 100 Prozent aus erneuerbarer Energie gedeckt wird. Diese Vision hat das Unternehmen seinem Leitbild vorangestellt. Sie ist der oberste Leitgedanke der unternehmerischen Tätigkeit von Energiekontor und die stärkste Motivation für die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter bei ihrem Bemühen, diesem Ziel mit kreativen Ideen und Freude am gemeinsamen Erfolg jeden Tag ein Stück näher zu kommen. Eine nachhaltige Durchdringung des Energiemarktes mit 100 Prozent erneuerbaren Energien ist möglich, wenn die Erzeugungskosten für Strom aus erneuerbaren Energien unter denen aus fossilen und nuklearen Energieträgern liegen. Um den erneuerbaren Energien zum Durchbruch zu verhelfen, möchte Energiekontor nicht nur an der Energiewende teilhaben, sondern als Pionier vorangehen und als einer der Ersten Wind- und Solarparks realisieren, deren Stromgestehungskosten niedriger sind als die der konventionellen Energiewirtschaft. Sobald dies erreicht ist, fallen viele Barrieren weg, so z. B. die ökonomische: die Nutzer werden sich stets für den günstigeren Anbieter entscheiden, sofern keine weiteren Nachteile damit verbunden sind, zumal, wenn dieser den Strom umweltfreundlich bereitstellt. Aber auch eine gesellschaftliche: der Rückhalt in Politik und Gesellschaft wird sich deutlich erhöhen, insbesondere wenn Wind- und Solarenergie nicht mehr von öffentlichen Fördermaßnahmen abhängig sind. Die Ausbreitung der erneuerbaren Energien wird damit einen starken Schub bekommen. Nachhaltiges Wachstum auf solidem Fundament Als Pionier bei der Realisierung von Wind- und Solarparks zu reinen Marktpreisen leistet Energiekontor nicht nur einen wichtigen Beitrag, um den erneuerbaren Energien auf dem Weg zur 100-prozentigen Vollversorgung zum Durchbruch zu verhelfen. Die Vorreiterrolle sichert Energiekontor gleichzeitig einen Vorsprung gegenüber anderen Mitbewerbern und somit eine starke Position in der Branche. So sollten die seit Langem vorbereiteten und immer weiter entwickelten Effizienzmaßnahmen zur Kostenreduzierung entlang der gesamten Wertschöpfungskette Energiekontor den entscheidenden Wettbewerbsvorteil verschaffen, um als innovativer Wegbereiter und unabhängig von staatlichen Fördermaßnahmen den Ausbau der erneuerbaren Energien voranzutreiben. Nachhaltiges Wachstum auf solidem Fundament Das Wachstumsmodell der Energiekontor AG orientiert sich insgesamt eng am Leitbild des Unternehmens. Durch die Verstärkung des regionalen Ansatzes und die Erschließung neuer Auslandsmärkte soll das organische Unternehmenswachstum gefestigt werden, um den Ausbau erneuerbarer Energien auch in einem verschärften Wettbewerbsumfeld weiter aktiv zu beschleunigen. Dabei setzt die Geschäftsführung stark auf die Mitwirkung und Entfaltung der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und schafft den dafür notwendigen organisatorischen Rahmen. Grundlage und Fundament der Wachstumsstrategie ist die finanzielle Stabilität von Energiekontor, die ganz wesentlich auf den stabilen Cash-Überschüssen aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks und aus der kaufmännischen und technischen Betriebsführungstätigkeit basiert. Verstärkung des regionalen Ansatzes Energiekontor hat seit jeher auf einen regionalen Ansatz Wert gelegt. Dieser erlaubt eine enge Zusammenarbeit mit den Kommunen und Regionen sowie maßgeschneiderte regionale Vorgehensweisen mit hoher Akzeptanz vor Ort. Zugleich wird hierdurch in der jeweiligen Region ein Wettbewerbsvorteil generiert und die Projektentwicklung beschleunigt. Organisatorisch wird dieser Ansatz mit eigenen Teams vor Ort und weitgehend eigenständigen Entscheidungskompetenzen umgesetzt. Dieses Prinzip soll weiter verstärkt werden, indem die Anzahl der Regionen, in denen Energiekontor präsent ist, in Deutschland und auch im Ausland deutlich ausgebaut wird. Erschließung neuer Auslandsmärkte Ein wesentliches Element der Energiekontor-Wachstumsstrategie ist die verstärkte Internationalisierung durch sukzessive Erweiterung des bestehenden Länderportfolios (Deutschland, Großbritannien, Portugal), um zusätzliche Wachstumspotenziale für die nächsten Jahre zu erschließen. Im Zuge dessen wird momentan auch der Solarbereich, besonders in Ländern mit günstigen Einstrahlungsbedingungen und entsprechenden Stromgestehungskosten, weiter ausgebaut. Aktuell erschließt Energiekontor die folgenden neuen Auslandsmärkte: ― die Niederlande (Wind) ― Frankreich (Solar, Wind) ― die USA (Solar, Wind) Während in den Niederlanden Onshore-Windparks entwickelt werden, liegt der Fokus in Frankreich und den USA zunächst primär auf dem Bereich Solar. Nach ersten Akquisitionserfolgen hat Energiekontor insbesondere in den Niederlanden und den USA bereits deutliche Fortschritte in der Projektentwicklung erzielt. So wurden in beiden Ländern Flächen gesichert und eigene Büros eröffnet, von wo aus neu eingestellte Muttersprachler die Entwicklung der Projekte in eigenen Gesellschaften vor Ort koordinieren und vorantreiben. Die getroffene Länderauswahl kann im Rahmen weiterer Sondierungsprozesse auch erweitert oder - falls die Geschäftsleitung zu dem Schluss kommen sollte, dass ein vertieftes Engagement in einem oder mehreren der Länder nicht erfolgsversprechend ist - verringert werden. Energiekontor geht dabei stets nach demselben Prinzip vor. So ist bei jedem neuen Ländermarkt zunächst kein unmittelbarer Markteintritt und kostenintensiver Aufbau der Projektentwicklung geplant, sondern die Durchführung eines systematischen Sondierungs-, Analyse- und Auswahlprozesses, in dessen Rahmen die spezifischen Bedingungen in den einzelnen Ländern (rechtlich, politisch, Fördersystem, Netzanschlussregelungen, Genehmigungspraxis etc.) für Wind- und Solarprojekte analysiert und bewertet werden. Darüber hinaus werden erste Partner für die Flächenakquisition und die weitere Markterschließung identifiziert und ggf. vertraglich gebunden, um frühzeitig die strukturellen Voraussetzungen für einen möglichen Markteintritt zu schaffen. Ziel dieses sukzessiven und kostenschonenden Sondierungsprozesses - der im Wesentlichen mit vorhandenem Personal durchgeführt werden kann - ist es, die für einen weiteren Markteintritt am besten geeigneten Auslandsmärkte zu identifizieren. Erst wenn die finale Markteintrittsentscheidung getroffen ist, wird mit dem Aufbau eigener Niederlassungen, eigenen Personals und der Projektentwicklung vor Ort begonnen. Durch diese Vorgehensweise sollen die Erfolgschancen für die Markterschließung verbessert und die Risiken der Fehlallokation von Ressourcen reduziert werden. Innovation und Effizienzmaßnahmen Energiekontor will als Pionier einen Beitrag zur Vision einer 100-prozentigen Versorgung des Strombedarfs mit erneuerbarer Energie leisten und als eines der ersten Unternehmen Wind- und Solarparks zu reinen Marktpreisen in direkter Konkurrenz zur konventionellen Energiewirtschaft realisieren. Dies gewährleistet zugleich die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens in einem zunehmend marktorientierten Umfeld. Dafür hat Energiekontor in den vergangenen Jahren eine Reihe von Maßnahmen entwickelt, die die wirtschaftliche Effizienz bei der Planung, dem Bau und dem Betrieb von Wind- und Solarparks steigern und die Prozesse entlang der gesamten Wertschöpfungskette optimieren. Beispiele dafür sind technische Innovationen wie die Rotorblattverlängerung und die Optimierung von Zulieferkette, Laufzeit und Finanzierung sowie die Verbesserung unternehmensinterner Abläufe und Strukturen. Hierbei gibt es drei Stoßrichtungen: ― die Erhöhung der Wirtschaftlichkeit der von Energiekontor geplanten Projekte ― die Ergebnissteigerung bei den Windparks im konzerneigenen Bestand ― die beschleunigte Lösungsfindung in der Projektentwicklung Diese Maßnahmen sind eng verzahnt mit der Vertiefung der dezentralen Organisation und einer mitarbeitergeführten Projektorganisation. Gestaltungsräume und organisatorische Dezentralisierung Innovation und Effizienz sind nicht zwangsläufig auf technische Neuerungen beschränkt. Zur Effizienzsteigerung des Unternehmens gehört für Energiekontor die Vertiefung der dezentralen Organisation. So setzt die Geschäftsleitung bewusst auf eine starke Dezentralisierung von Arbeits- und Entscheidungsprozessen mit flachen Hierarchien, um somit eine unnötige Bürokratisierung zu vermeiden und Flexibilität und schnelle Entscheidungen auch bei wachsender Mitarbeiterzahl zu gewährleisten. Zugleich schafft das Unternehmen Gestaltungsräume für kreative und flexible Lösungswege und motiviert jeden einzelnen Mitarbeiter zum eigenverantwortlichen Handeln. Eigenparkbestand als verlässlicher Wachstumsgenerator Den Motor und das Kernelement des Wachstumsmodells bildet der Ausbau der Stromerzeugung aus konzerneigenen Windparks. Durch den Verkauf des in den Windparks erzeugten Stroms werden kontinuierliche Erträge generiert. Ein weiterer Garant für kontinuierliche Einnahmen ist die Übernahme der Betriebsführung der fertiggestellten und laufenden Windparks und zukünftig evtl. auch der Solarparks durch spezialisierte Teams der Energiekontor-Gruppe. Dies gilt sowohl für die Windparks im Eigenbestand als auch für die schlüsselfertigen Anlagen, die an Energieversorger, strategische Investoren oder Finanzinvestoren veräußert werden. Durch die Übernahme der Betriebsführung bleibt die überwiegende Zahl der Käufer der Energiekontor AG als Kunden verbunden und sichert dem Unternehmen somit laufende Einnahmen aus den Windparks auch über den Fertigstellungstermin hinaus. Wachstumsmodell der Energiekontor AG Zusammen mit den stetigen Einnahmen aus der Betriebsführung von Eigen- und Fremdparks sorgen die Erträge aus dem Stromverkauf für eine finanzielle Stabilität und bilden die Grundlage für ein nachhaltiges Wachstum des Unternehmens. Mit den erwirtschafteten Cash-Überschüssen deckt Energiekontor im Wesentlichen die Kosten der Projektentwicklung einschließlich der konzernweiten Personal- und Gemeinkosten ab. Die Erträge aus dem Verkauf der selbst entwickelten Wind- und Solarparks generieren das Jahresergebnis und werden zur Zahlung von Steuern und Dividenden sowie zur Bildung von Liquiditätsrücklagen verwendet. Die Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks soll ausgebaut werden durch: ― Übernahme selbst entwickelter und errichteter Projekte ― Repowering des Eigenbestands ― Optimierung und Effizienzsteigerung Etwa die Hälfte der selbst entwickelten Projekte sollen in den Eigenbestand übernommen werden, die andere Hälfte ist für den Vertrieb vorgesehen. Die Unternehmensführung behält sich vor, dieses Verhältnis je nach Geschäftslage anzupassen. Unterschiedliche Wachstumsdynamik Das Unternehmenswachstum erfolgt in den einzelnen Segmenten in unterschiedlicher Weise. Im Bereich Projektentwicklung treibt Energiekontor das Wachstum durch die Verstärkung der Standortakquisition und des regionalen Ansatzes sowie die Expansion in neue Märkte voran. Demgegenüber wächst der Bereich Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks dadurch, dass das Unternehmen Projekte aus der Projektentwicklung in den eigenen Bestand übernimmt. Je mehr Windparks in den Eigenbestand übergehen, umso stärker steigen die Cash-Überschüsse aus dem Stromverkauf und der Betriebsführungstätigkeit. Damit wiederum stehen mehr Mittel für die Projektentwicklung zur Verfügung, um das Wachstum zu forcieren. Das weitere Wachstum wird somit im Wesentlichen durch den weiteren Ausbau des Eigenparkportfolios und die Steigerung der Cash-Überschüsse aus dem Betrieb eigener Windparks und der Betriebsführung determiniert. Verstärkt wird dieser organische Wachstumsprozess durch flankierende Innovations- und Effizienzmaßnahmen, die zu weiteren Ertragssteigerungen führen und den Cash-Überschuss aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks weiter erhöhen. Ein positiver Nebeneffekt dieser Wachstumsstrategie besteht darin, dass die Abhängigkeit vom Projektvertrieb und den Einnahmen aus Projektverkäufen reduziert wird. Selbst wenn keine Einnahmen aus Projektverkäufen erzielt werden könnten, ist die Liquiditätsausstattung des Konzerns sowie die Finanzierung der Projektentwicklung (einschließlich der konzernweiten Personal- und Gemeinkosten) durch die erwirtschafteten Cash-Überschüsse aus der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks und der Betriebsführung sichergestellt. Das Risiko finanzieller Schieflagen ist dadurch weitestgehend minimiert. Das Energiekontor-Wachstumsmodell unterscheidet sich insofern auch von den Geschäftsmodellen vieler Wettbewerber in der Branche, die nicht über ein vergleichbares Portfolio an eigenen Windparks verfügen. Wirtschaftliche Zielsetzung Mit dieser Strategie plant Energiekontor mittelfristig, das EBT aus der Projektentwicklung stabil und nachhaltig auf ca. € 30 Mio. p. a. zu erhöhen. Hierbei ist bereits berücksichtigt, dass in jedem Jahr etwa die Hälfte der realisierten Projekte in den Eigenbestand übernommen werden soll, wobei die Errichtungsgewinne dieser Eigenbestandsparks im Rahmen der Konzernkonsolidierung eliminiert werden und sich daher nicht auf den Konzerngewinn auswirken. Der Ausbau des Portfolios an konzerneigenen Windparks soll Energiekontor als mittelständischen regenerativen Stromproduzenten etablieren und eine weitgehende Unabhängigkeit von allgemeinen Marktentwicklungen gewährleisten. Es ist geplant, den Eigenparkbestand weiter auszubauen und mit den Einnahmen aus dem Eigenparkbestand und der Betriebsentwicklung nachhaltig ein EBT von € 25-30 Mio. p. a. zu erwirtschaften. Der Ausbau des Eigenparkportfolios soll dabei aus der eigenen Projektentwicklung, dem Repowering von Bestandsparks und ggf. dem Zukauf von Fremdparks erfolgen. Die Finanzierung dieser Neuinvestitionen ist durch Projektfinanzierungskredite, projektbezogene Anleihen, Eigenleistung sowie laufende Liquiditätsüberschüsse aus dem Betrieb des Eigenparkportfolios vorgesehen. Energiekontor hat in den vergangenen Jahren die Voraussetzungen für einen stabilen und nachhaltigen Wachstumskurs geschaffen und ist für die Herausforderungen der Zukunft in einem kompetitiven Marktumfeld bestens gerüstet. Innovation (Forschung und Entwicklung) Die Gesellschaft betreibt keine Forschung und Entwicklung im klassischen Sinn. Allerdings sind insbesondere die im Geschäftsbereich Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges zusammengefassten Aktivitäten darauf ausgerichtet, die Leistungsfähigkeit und die Effizienz der Wind- und Solarparks zu verbessern. Dazu gehören neben dem Repowering konzerneigener Windparks oder der vorbeugenden Instandhaltung der Anlagen auch technologische Innovationen, wie die Optimierung der Blattaerodynamik und die Rotorblattverlängerung. Bei Letzterem handelt es sich um ein Verfahren zur Vergrößerung des Rotordurchmessers, für das der Energiekontor AG ein Patent erteilt wurde. Seit mehreren Jahren laufen hierzu erfolgreich Tests an Prototypen der 1-MW-Klasse in Deutschland und Portugal. Die Auswertung der Testergebnisse lässt auf Mehreinnahmen von rund 7 Prozent schließen. Bereits 2013 wurden in Portugal Genehmigungen für 26 Anlagen der 1,3-MW-Klasse erteilt. Mittlerweile wurden in Portugal bereits 16 Anlagen vom Typ Bonus 1.3 mit der Rotorblattverlängerung ausgerüstet. Sie liefern einen konstanten Mehrertrag von mehr als 5 Prozent. Die Ausstattung weiterer Anlagentypen ist in Vorbereitung. So sollen zum einen weitere Anlagen des Typs Bonus 1.3 ausgerüstet werden. Zum anderen entwickelt Energiekontor die Blattverlängerung und den Installationsprozess weiter fort und plant die Installation von Prototypen bei der 1,5-MW- und 2-MW-Klasse. Die Nutzung der Rotorblattverlängerung ist immer dann sinnvoll, wenn kurz- bis mittelfristig kein Repowering des Projekts möglich ist. Der Einsatz der Rotorblattverlängerung soll vor allem bei den konzerneigenen Windparks stärker ausgebaut werden, um die Wirtschaftlichkeit der Parks zu verbessern. Weiterhin optimiert Energiekontor derzeit den Prozess der vorbeugenden Instandhaltung, um mit modernen Analysen (u. a. Big Data) noch präzisere Vorhersagen über die Lebensdauer von Anlagenkomponenten zu erhalten. Hierfür arbeitet das Unternehmen eng mit Forschungsinstituten und Hochschulen zusammen. Neben der Rotorblattverlängerung gibt es zahlreiche weitere Möglichkeiten zur Ertragssteigerung von Windkraftanlagen. So testet Energiekontor in den konzerneigenen Windparks momentan Prototypen eines neuen Vortex-Generators zur Vermeidung von Verwirbelungen am Rotorblatt. Mit dieser aerodynamischen Optimierung werden Mehrerträge von 1,5 bis 4 Prozent erwartet. Darüber hinaus entwickelt Energiekontor angepasste, effizientere Wartungs- und Reparaturkonzepte, um die Eigenparks auch nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung wirtschaftlich weiterbetreiben zu können. Steuerungssystem Die Steuerung der Energiekontor-Gruppe basiert auf dem regelmäßigen Austausch zwischen der Geschäftsleitung und den einzelnen Unternehmenseinheiten. Hierzu finden wöchentliche Sitzungen und ggf. anlassbezogene Sondermeetings statt. Das interne Steuerungssystem umfasst alle Unternehmensbereiche. So können kurze Reaktionszeiten auf Veränderungen in allen Bereichen und auf allen Entscheidungsebenen der Energiekontor-Gruppe gewährleistet werden. Ausgangspunkt für die Steuerung der Gruppe bzw. der einzelnen Unternehmenseinheiten sind die innerhalb der Führungsebene erarbeiteten nachhaltigen Zielvorgaben, die sich aus der Gesamtstrategie ableiten. Hierzu gibt es interne Richtlinien zu Prozessen, Kostenstrukturen und Risikobewertung. In Monats-, Quartals- und Wochenzyklen berichten die einzelnen Unternehmenseinheiten über die aktuellen Entwicklungen und über etwaige oder potenzielle Zielabweichungen. Neben diesen operativen Indikatoren werden laufend die Marktsituation sowie anstehende regulatorische, rechtliche und politische Änderungen in den einzelnen Ländermärkten analysiert und bewertet, um frühzeitig in den entsprechenden Gremien über geeignete Strategien und Maßnahmen entscheiden zu können. Die Steuerung der Aktivitäten in den operativen Einheiten erfolgt auf Basis ausgewählter Steuerungsgrößen. Die wichtigsten operativen Steuerungsgrößen sind die Akquisitions-, Rohmargen- und Cash-Überschussziele in den einzelnen Segmenten und Bereichen. Für jeden Bereich und jedes Segment existieren spezifische Zielvorgaben, an denen der Erfolg des Geschäftsverlaufs gemessen wird. Die Rohmargen sind dabei als Differenz zwischen den erwarteten Verkaufserlösen und den externen Herstellkosten der Wind- und Solarparks zum Zeitpunkt der Kreditvalutierung definiert. Die Kreditvalutierung entspricht dem Zeitpunkt, an dem das Eigenkapital bereitgestellt, der erste Abruf aus der Projektfinanzierung ausgezahlt und die aufschiebenden Bedingungen in den Bau- und Lieferverträgen aufgehoben werden. Die erwarteten Verkaufserlöse werden unter Zugrundelegung der Zielrenditen des Investorenmarktes und der Parameter aus der Projektfinanzierung ermittelt. Die üblichen Zielrenditen des Investorenmarktes fungieren als Richtwert und sind aus aktuellen Preisindikationen und den in der Vergangenheit getätigten Transaktionen bekannt. Die nachhaltigen Rohmargenziele bilden die zentrale Grundlage für die Budgetplanung und Ressourcenallokation. Eine wichtige Rolle im Rahmen der Ressourcenallokation spielen darüber hinaus die Akquisitionsziele der einzelnen Projektentwicklungsbereiche (Inland, Ausland, Solar, Repowering), da durch die Projekt- und Standortakquisition die Grundlagen für das nachhaltige Unternehmenswachstum in der Zukunft gelegt werden. Schon in der frühen Phase vor Abschluss der Standort-Nutzungsverträge werden Wirtschaftlichkeits- und Sensitivitätsanalysen mit festgelegten Wirtschaftlichkeits-Parametern durchgeführt, um durch die Akquisitionsaktivitäten eine belastbare Projektpipeline aufzubauen, die auch möglichen Veränderungen der regulatorischen oder der sonstigen ökonomischen Rahmenbedingungen (Einspeisevergütung, Anlagenkaufpreise, Zinsniveau etc.) standhält. Bestimmte Bereiche mit regelmäßigen Einnahmen wie z. B. die Betriebsführung oder die Vertriebsbereiche werden als Profit-Center geführt. Für diese Bereiche werden Cash-Überschussziele definiert, worunter die geplanten Liquiditätsüberschüsse aus Liquiditätszugängen und Liquiditätsabgängen innerhalb einer Planungsperiode zu verstehen sind. Ziel der Profit-Center ist es, Cash-Überschüsse zu erwirtschaften bzw. die Profit-Center zumindest mit einem ausgeglichenen Liquiditätssaldo zu führen. Die übergeordnete Steuerungsgröße für die Energiekontor AG und den Konzern ist das EBT (Earnings Before Taxes), das für die einzelnen operativen Einheiten auf unterschiedliche Rohmargen- und Cash-Überschussziele heruntergebrochen wird. Das EBT entspricht dem Ergebnis vor Steuern. Es unterscheidet sich vom EBIT (Earnings Before Interest and Taxes) dadurch, dass das Finanzergebnis bereits berücksichtigt ist, und wird wie folgt ermittelt: Insgesamt erfolgt die Planung, Budgetierung und Steuerung der Energiekontor-Gruppe auf der Grundlage eines ausgeprägt liquiditätsorientierten Ziel- und Steuerungssystems, anhand dessen der Geschäftserfolg einzelner Bereiche und des Gesamtunternehmens relativ einfach ermittelt und gemessen werden kann. WIRTSCHAFTSBERICHT Gesamtwirtschaftliche und branchenspezifische Rahmenbedingungen Wie erwartet haben sich die globalen ökonomischen Aktivitäten im Jahr 2017 gefestigt. Im Januar 2018 hat der Internationale Währungsfonds (IWF) seine Schätzungen vom Oktober 2017 sogar noch einmal nach oben korrigiert1 . Demnach wird das globale Wirtschaftswachstum für 2017 auf 3,7 Prozent veranschlagt (3,2 Prozent im Vorjahr). Die etablierten Volkswirtschaften sollten im Mittel eine Steigerung des Wirtschaftswachstums von 1,7 Prozent im Jahr 2016 auf 2,3 Prozent in den Jahren 2017 und 2018 vorweisen können. Angeführt wird dieses Wachstum von den USA. Der IWF erwartet aufgrund der Steuerreform eine Stimulierung der US-Wirtschaft mit Wachstumsraten von 2,3 Prozent im Jahr 2017 und prognostizierten 2,7 Prozent für 2018 gegenüber 1,5 Prozent im Jahr 2016, die auch bis 2020 anhalten sollte. Aber auch für Deutschland wird ein weiteres Wachstum von 2,3 Prozent für 2018 vorhergesagt, was deutlich über dem des Jahres 2016 (1,9 Prozent) liegt, jedoch unter den geschätzten 2,5 Prozent für das Jahr 2017. Die Tendenz eines sich allmählich verlangsamenden Wachstums nach einem starken Wirtschaftsjahr 2017 wird auch für andere europäische Länder sowie Japan und Kanada vorausgesagt. Das gilt auch für die Volksrepublik China, deren geschätzte Zunahme des Bruttoinlandsprodukts 2017 bei 6,8 Prozent lag und sich in den nachfolgenden beiden Jahren auf immer noch respektable 6,6 und 6,4 Prozent verringern soll. Insgesamt liegen die Schätzungen jedoch höher als noch vor einem Jahr. Auch das Branchenwachstum im Bereich der erneuerbaren Energien wird sowohl bei der Windkraft als auch der Solarenergie weiterhin von China angeführt, gefolgt von den USA. Zusammen decken die beiden Länder jeweils deutlich mehr als die Hälfte des jährlichen Zubaus an Wind- und Solarkraft ab. Demgegenüber sorgten Kürzungen bei der Förderung von erneuerbaren Energien und Diskussionen um den Fortbestand der Förderbedingungen in einigen europäischen Industrieländern für leichte Rückgänge der Zubauzahlen und Unsicherheiten bei Investitionen. Mit offenen Fragen behaftet sind weiterhin der Brexit in Europa und die Schutzzölle in den USA. Antrieb für das weitere Branchenwachstum bleiben dennoch vor allem die internationalen Ziele zu Klimaschutz und nachhaltiger Energieversorgung. Die Länder innerhalb der EU haben sich zu verbindlichen Ausbauzielen verpflichtet. Das internationale Abkommen als Ergebnis der UN-Klimakonferenz in Paris Ende 2015 hat gezeigt, dass mittlerweile ein weltweiter Konsens bzgl. des Klimaschutzes und der notwendigen Eindämmung von Kohlendioxidemissionen herrscht, auch wenn dies im Zuge von Regierungswechseln zuweilen infrage gestellt wird. Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien sinken auch die Stromgestehungskosten. In Europa wird der Preis für den Strom aus erneuerbaren Energien zunehmend über Ausschreibungen geregelt. Das hat 2017 insbesondere in Deutschland zu einem signifikanten Rückgang der Vergütung für Strom aus Wind- und Solarparks geführt. Allgemein sollen die erneuerbaren Energien an die freien Marktbedingungen herangeführt werden. In manchen Regionen konkurrieren die führenden erneuerbaren Technologien, Windenergie und Photovoltaik, mittlerweile direkt mit Strom aus konventionellen Energieträgern. Nachfolgend werden die Kernmärkte sowie die neuen Märkte der Energiekontor AG für die Bereiche Wind und Solar im Einzelnen betrachtet. 1) International Monetary Fund (IMF/ IWF): "World Economic Outlook, Update" vom 22.01.2018 Wind 2017 wurde weltweit mit rund 53 GW nur geringfügig weniger Windkraft neu installiert als im Vorjahr (ca. 55 GW). Nach wie vor stehen China (+19,5 GW) und die USA (+7,0 GW) an der Spitze bei den neu installierten Windkraftanlagen. In beiden Ländern war der Zubau jedoch erneut geringer als im Vorjahr (China 2016: +23,3 GW, USA 2016: +8,2 GW)2 . Während in Asien und Nord-Amerika der Zubau von Windkraftkapazität im dritten Jahr in Folge rückgängig war, stieg der Zubau in Europa erneut an. So erlebte Deutschland mit +6,6 GW den größten Zubau an Windkraft seit Beginn der Windenergieentwicklung, +5,3 GW davon entfielen auf den Ausbau der Windenergie an Land, gefolgt von Großbritannien mit +4,3 GW neu installierter Gesamtleistung3 . Netto, also unter Berücksichtigung von Rückbau und Repowering alter Anlagen, wurden 2017 in Deutschland etwa 4,9 GW Onshore-Kapazität neu geschaffen. Der drittstärkste Zubau an Windkraft in Europa wurde mit +1,7 GW in Frankreich verzeichnet. Bei der akkumulierten Gesamtleistung ergibt sich ein ähnliches Bild wie im Vorjahr. Mit rund 188 GW an installierter Windenergiekapazität in China und ca. 89 GW in den USA stehen in diesen beiden Ländern Ende 2017 mehr als die Hälfte aller weltweit installierten Windkraftanlagen. Deutschland verfügt Ende 2017 über eine Gesamtkapazität von etwa 56 GW an Windkraft, rund 51 GW davon an Land. Die weltweit installierte Leistung stieg 2017 auf knapp 540 GW insgesamt (487,7 GW im Vorjahr)2 . 2) Global Wind Energy Council (GWEC): "Global Wind Statistics 2017" vom 14.02.2018 3) Deutsche WindGuard GmbH: "Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland, Jahr 2017" Deutschland In Deutschland sollen bis zum Jahr 2025 im Rahmen der Energiewende 40 bis 45 Prozent des benötigten Stroms aus erneuerbaren Energien generiert werden, bis zum Jahr 2035 sollen es 55 bis 60 Prozent sein. Bis zum Jahr 2050 soll der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch sogar auf mindestens 80 Prozent gesteigert werden4 . Insgesamt soll nach dem angekündigten Willen der neu formierten Bundesregierung an dem Ziel festgehalten werden, den Energiebedarf in Deutschland bis 2030 zu 65 Prozent mit erneuerbaren Energien zu decken. Den Rahmen für den Ausbau regenerativer Energien bildet in Deutschland das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Seit der Einführung des EEGs stieg der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 6 Prozent im Jahr 2000 auf über ein Drittel im Jahr 2017. Seit Anfang 2017 gilt in Deutschland das neue EEG 2017. Darin ist festgelegt, dass die Förderung der erneuerbaren Energien für neue Genehmigungen seit dem 1. Januar 2017 über ein Ausschreibungsmodell geregelt wird. Dem Ausschreibungsprozedere wird ein einstufiges Referenzertragsmodell zugrunde gelegt. Demnach gilt ein einziger Fördersatz über einen Zeitraum von 20 Jahren. Geboten wird einheitlich auf einen 100 %-Referenzstandort, der über die durchschnittlich zu erwartende Windgeschwindigkeit definiert ist. Abhängig von der Standortqualität des konkreten Projekts (Windhöffigkeit), für das geboten wird, ergibt sich die tatsächliche Vergütungshöhe durch Korrekturfaktoren entlang der Referenzertragskurve (ein windschwacher Standort wird höher vergütet als ein windstarker). Damit verschiebt sich die Wirtschaftlichkeit deutlich zugunsten windschwacher Standorte, was dem Wunsch nach einem Ausbau der Windenergie bis nach Süddeutschland entspricht. Für die ersten Ausschreibungsrunden im Jahr 2017 wurde der Höchstgebotspreis für den 100 %-Referenzstandort auf 7 €-ct / kWh festgelegt. Seit Einführung des EEGs im Jahr 2000 galt für die Förderung der Windenergie an Land das zweistufige Referenzertragsmodell. Die Vergütung des in den Windparks erzeugten Stroms erfolgte dabei in zwei Stufen. Dabei fiel eine erhöhte Anfangsvergütung nach frühestens fünf Jahren auf die sogenannte Grundförderung zurück. Die Dauer des Zeitraums, in dem die erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird (maximal 20 Jahre), hing dabei von der Güte des Standorts ab; je windschwächer der Standort, desto länger der Zeitraum einer erhöhten Anfangsvergütung. Nach einer Übergangregelung des EEGs 2017 gilt dies noch für alle Windparks, die bis zum 31. Dezember 2016 eine Genehmigung erhalten haben und bis zum 31. Dezember 2018 in Betrieb genommen werden. Mit der EEG-Novelle 2014 wurde außerdem die Festlegung eines Ausbaukorridors eingeführt. Dieser bestimmt seitdem die bereits im Vorgänger-EEG enthaltene Degression des zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme fixierten Vergütungssatzes. Als Ziel wurde ein jährlicher Zubau von 2.500 MW gesetzt. Je mehr diese Zielmarke durch tatsächlich installierte Leistung an Windkraftanlagen überschritten wird, desto drastischer fällt die Degression des Vergütungssatzes aus (sogenannter "atmender Deckel"). Im Falle von Repowering-Projekten wird auf diesen Ausbaupfad von 2.500 MW nur der Teil angerechnet, der die ursprüngliche Leistung am jeweiligen Standort übersteigt. Als Besonderheit des neuen EEG 2017 kommt die Festlegung sogenannter Netzausbaugebiete hinzu. Als solche sind die nördlichen Bundesländer Niedersachsen (teilweise), Bremen / Bremerhaven, Hamburg, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern gekennzeichnet, in denen die Gesamtmenge der Projekte, die in den Ausschreibungen einen Zuschlag erhalten können, auf 58 Prozent der in den Jahren 2013 bis 2015 durchschnittlich in Betrieb genommenen Kapazität begrenzt wird. Durch die große Anzahl neuer Projekte in den Schwerpunktregionen Nordrhein-Westfalen und Brandenburg sowie den Ausbau neuer Ländermärkte ist Energiekontor von dieser Regel nur marginal betroffen. Nach der Übergangsregelung des EEGs 2017 erhalten alle Windparks, die bis Ende 2016 eine Genehmigung erhalten haben und bis Ende 2018 in Betrieb genommen werden, noch den je nach Fertigstellungdatum abgestuften alten Tarif. So wurde im Jahr 2017 die Förderung (Grundvergütung und erhöhte Anfangsvergütung) der bis zum 31. Dezember 2016 genehmigten Windparks ab dem 1. März 2017 gleichmäßig über sechs Monate um jeweils 1,05 Prozent pro Monat abgesenkt. Ab dem 1. Oktober 2017 verringerte sich der anzulegende Wert dann quartalsweise gemäß dem oben beschriebenen "atmenden Deckel" in Abhängigkeit vom jährlichen Zubau von Windenergieanlagen an Land um 2,4 Prozent. Für das Jahr 2017 entspricht diese Degressionskaskade einer Absenkung der Vergütung von 8,38 €-ct / kWh zum 1. Januar 2017 auf 7,68 €-ct / kWh zum 1. Dezember 2017. Ziel dieser unterjährigen Degression ist die zügige Inbetriebnahme bereits genehmigter Projekte sowie die Angleichung der Förderhöhe an die im Zuge der Ausschreibungen zu erwartenden Vergütungen. Die ersten drei Ausschreibungen für Onshore-Wind fanden 2017 im Mai (800 MW), August (1.000 MW) und November (1.000 MW) statt. Die Gesamtmenge der geförderten Leistung für Onshore-Windenergie ist damit auf 2.800 MW pro Jahr begrenzt. Das gilt auch für die Jahre 2018 und 2019 (Ausschreibungen für jeweils 700 MW im Februar, Mai, August und Oktober). Ab 2020 soll die Gesamtkapazität auf 2.900 MW erhöht werden. Alle drei Ausschreibungen des Jahres 2017 waren mehrfach überzeichnet. Die durchschnittlichen, gewichteten Zuschlagspreise fielen von 5,71 €-ct / kWh in der Mai-Ausschreibung über 4,28 €-ct / kWh im August auf 3,82 €-ct / kWh im November. Damit hat sich die Vergütung für Strom aus Onshore-Wind innerhalb eines Jahres mehr als halbiert. 93 Prozent der Projekte mit einem Zuschlag (65 von 70) im Mai 2017 wurden Bürgerenergiegesellschaften zugesprochen. Im August waren es 95 Prozent und im November 99 Prozent. Grund für diese aus dem Blickwinkel eines professionellen Projektierers ernüchternden Ergebnisse war eine Sonderregelung (Präqualifikationsvoraussetzung) im EEG: während Projektentwickler eine finanzielle Sicherheit von 30.000 € / MW vorlegen müssen und nur mit genehmigten Projekten an der Ausschreibung teilnehmen können, brauchten Bürgerenergiegesellschaften keine Genehmigung und nur eine um 50 Prozent verminderte Sicherheit vorzuweisen. Für die Realisierung der Projekte wird gemäß EEG eine Frist von 30 Monaten eingeräumt. Bürgerenergiegesellschaften haben weitere 24 Monate Zeit, um die Projektrealisierung zu gewährleisten. Außerdem erhalten die Bürgerenergiegesellschaften nicht den Gebotspreis, sondern den höchsten in der jeweiligen Ausschreibungsrunde bezuschlagten Preis, während Projektentwickler als Vergütung den gebotenen Preis (pay as bid) bekommen. Die Sonderregelung hat 2017 nach Meinung der Energiekontor AG, der Branchenverbände und anderer führender Projektentwickler zu einer deutlichen Wettbewerbsverzerrung geführt. Der Gesetzgeber hat dies erkannt und die Sonderregelung zunächst für die ersten beiden Ausschreibungsrunden 2018 weitgehend ausgesetzt, um die Akteursvielfalt zukünftig wiederherzustellen. So gelten im ersten Halbjahr 2018 für alle Marktteilnehmer die gleichen Bedingungen insofern, als jeder Bieter eine Genehmigung und die volle Sicherheit für seine Projekte vorweisen muss und insgesamt 30 Monate Zeit für die Projektrealisierung hat. Außerdem hat die Bundesnetzagentur den Höchstgebotspreis für den 100 %-Referenzstandort, der sich aus dem Durchschnitt aller mittleren, gewichteten Zuschlagspreise aus 2017 ergeben und 5,0 €-ct / kWh betragen hätte, für 2018 auf 6,3 €-ct / kWh angehoben. Beide Schritte werden durch die Energiekontor AG ausdrücklich begrüßt, da auf diese Weise strategisches Bieten unterbunden und eine zügige und wirtschaftliche Projektrealisierung gewährleistet wird. In der ersten Ausschreibung vom Februar 2018 hat dies dazu geführt, dass der mittlere Zuschlagspreis bei einer nur geringfügigen Überzeichnung auf 4,73 €-ct / kWh angestiegen ist. Nur noch 19 der insgesamt 83 Projekte mit einem Zuschlag gingen an Bürgerenergiegesellschaften. Die Gesamtleistung der bis Ende 2016 genehmigten und rechtzeitig im Anlagenregister gemeldeten Windenergieanlagen betrug 9,1 GW. Davon wurden 2017 5,3 GW in Betrieb genommen. Abzüglich der zurückgezogenen Genehmigungen im Umfang von ca. 0,5 GW verbleiben Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 3,3 GW, die im Jahresverlauf 2018 nach der Übergangsregelung in Betrieb gehen dürfen3 . Da die Mehrzahl der Projekte, die 2017 im Zuge des Ausschreibungsverfahrens einen Zuschlag erhalten haben, erst innerhalb von fünf Jahren fertiggestellt sein müssen, ist dennoch zu befürchten, dass in den Jahren 2018 und 2019 nicht genügend Windparks in Deutschland errichtet werden, um die Ausbauziele zu erreichen. Daher erwägt die neu formierte Bundesregierung eine Erhöhung der Ausschreibungsvolumina in den Ausschreibungsrunden im August und Oktober 2018 von derzeit 700 MW auf weit über 1.000 MW. Außerdem sind für 2018 und 2019 Sonderausschreibungen für Wind- und Solarprojekte mit einer Kapazität von jeweils 2 GW geplant. Zusätzlich soll es im April und November 2018 zwei gemeinsame Ausschreibungen für Wind- und Solarprojekte geben, in denen die beiden Technologien miteinander in Wettbewerb treten. Hierfür sind Projekte mit einer Gesamtleistung von 400 MW geplant, die jedoch vom Ausschreibungsvolumen für 2019 wieder abgezogen werden soll. Das trotz der korrigierenden Maßnahmen der Bundesregierung aktuell sehr niedrige Preisniveau stellt die gesamte Branche mit allen an der Projektrealisierung beteiligten Wertschöpfungsstufen vor große wirtschaftliche Herausforderungen für 2018 und die nachfolgenden Jahre. So müssen aus Sicht der Energiekontor AG die Parameter einiger geplanter Windparks neu ausgelegt werden, damit sie wirtschaftlich rentabel bleiben, wodurch es zu Verzögerungen bei der Umsetzung kommen kann. Gleichzeitig bieten derartige Veränderungsprozesse aber auch Marktchancen für Projektierer wie die Energiekontor AG. Dazu gehört z. B. eine mögliche Kooperation mit kleineren Entwicklern, deren finanzielle Möglichkeiten für eine erfolgreiche Teilnahme an den Ausschreibungen begrenzt sind. Unabhängig von der weiteren Entwicklung der Zuschlagspreise im Zusammenhang mit dem Ausschreibungsverfahren verfolgt Energiekontor seit jeher das Ziel, als Pionier der Branche die ersten Projekte zu realisieren, deren Stromgestehungskosten unterhalb der Kosten konventioneller Kraftwerke liegen, um den erneuerbaren Energien zum Durchbruch zu verhelfen. Gerade in der momentanen Situation zeigt sich, dass dieses Ziel der richtige Ansatz ist, um gleichzeitig wettbewerbsfähig zu bleiben. 4) Website des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) Großbritannien Onshore-Wind wird in Großbritannien seitens der britischen Regierung mittlerweile als reife Technologie angesehen und ist folglich nicht mehr Teil des Contracts for Difference (CfD) genannten Ausschreibungssystems zur Förderung erneuerbarer Energien. Daher basieren alle in Großbritannien realisierten Windparks auf reinen Marktpreisen und können nur noch auf Basis langfristig vereinbarter Stromabnahmeverträge, sogenannter Power Purchase Agreements (PPAs), realisiert werden. Diese PPAs werden normalerweise zwischen der Betreibergesellschaft und dem Energieversorger abgeschlossen. Bei den Energiekontor-Projekten werden die PPAs hingegen direkt zwischen der Betreibergesellschaft und einem Endabnehmer, zumeist internationale Großunternehmen, verhandelt (sogenannte Enduser PPAs). In einem PPA wird die Grundvergütung des produzierten Stroms für eine feste Laufzeit vereinbart. Im Regelfall ist eine Inflationierung des vereinbarten Tarifs über die Laufzeit des PPA vorgesehen. Zudem erhalten die meisten Windparks weiterhin Embedded Benefits, eine Vergünstigung für Kraftwerke, die nicht in das Hochspannungsnetz einspeisen, sondern nur das Mittelspannungsnetz nutzen. Seit dem Wegfall der Fördermaßnahmen in Großbritannien ist die Onshore-Wind-Industrie darauf bedacht, die Rentabilität der Projekte durch verbesserte Anlagenparameter (wie z. B. leistungsstärkere Turbinen mit größerer Nabenhöhe) bei gleichzeitiger Kostenreduktion zu erhalten. Während schottische Behörden die Genehmigung hoher Windkraftanlagen unterstützen, gibt es in England nur wenige Beispiele für die Genehmigung höherer Anlagen. Insgesamt steht man in Schottland, das über ein unabhängiges, eigenes Planungsrecht verfügt, dem Ausbau der Windenergie an Land positiver gegenüber. Daher konzentriert sich Energiekontor seit Jahren auf die Sicherung von geeigneten Flächen in Schottland, wo bei hervorragenden Windbedingungen großflächige Windparks entstehen sollen. Der beschlossene Austritt Großbritanniens aus der EU (Brexit) hat insoweit einen Einfluss auf das Geschäft der Energiekontor AG, als die mögliche Wiedereinfuhr von Zöllen sowie Zinsschwankungen die Kosten für den Bau von Windparks sowie deren Finanzierung erhöhen könnten. Solche Effekte werden in den Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Entwicklungsprojekte von Energiekontor bereits präventiv eingepreist. Durch Währungsschwankungen würden im Wesentlichen die Einnahmen aus britischen Windparks im Eigenbestand beeinflusst, sofern die erwirtschaftete Liquidität in Euro umgewandelt und an die Konzernmutter in Deutschland ausgeschüttet werden soll. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass es kurzfristig gewisse Unsicherheiten über mögliche Auswirkungen des Brexit auf den europäischen Binnenmarkt gibt und Investitionen anderer EU-Staaten in Großbritannien möglicherweise vorläufig zurückgehalten werden. Mittelfristig rechnet Energiekontor jedoch weiterhin mit keinen nachhaltigen Auswirkungen auf das Projektgeschäft im Bereich der erneuerbaren Energien. Portugal Portugal gilt als eines der fortschrittlichsten europäischen Länder mit Blick auf die Umwelt-, Klima- und Energiepolitik. Die ehrgeizigen Pläne der portugiesischen Regierung sehen vor, dass 31 Prozent des Gesamtenergieverbrauchs in Portugal bis 2020 durch regenerative Energien gedeckt werden. 2015 waren es bereits rund 25 Prozent5 . 2016 trugen Wasserkraft, Wind, Solar und andere erneuerbare Energien weit über die Hälfte zur Stromproduktion in Portugal bei6 . Dennoch droht Portugal seine Ziele für 2020 zu verfehlen, weil der Ausbau erneuerbarer Energie seit Jahren ins Stocken geraten ist. So gibt es weiterhin keine neuen Ausschreibungsverfahren zur Vergabe von Netzlizenzen als Voraussetzung für die Entwicklung neuer Projekte. Zwar können Netzanschlüsse für Wind- und Solarparks beantragt werden, allerdings erfolgt die Vergütung des Stroms zu den allgemeinen Strommarktpreisen. Projektträger haben daher also nur die Möglichkeit, sich für Lizenzen zu Marktpreiskonditionen zu bewerben (MIBEL). Genau wie in Deutschland sind in Portugal die Energieversorger zur Abnahme von Windstrom gesetzlich verpflichtet. Eine Hürde stellen dabei die vielerorts erhöhten Auflagen hinsichtlich Umwelt- und Naturschutz dar. Für einen Netzzugang braucht der Projektierer daher zwei wesentliche Voraussetzungen: eine ausreichende Kapazität für die Aufnahme eines weiteren Wind- oder Solarparks am Netzanschlusspunkt und eine positive Umweltverträglichkeitsprüfung. 5) Sara Stefanini: "Portugal's clean-power problem", Artikel vom 05.09.2016 6) Website des portugiesischen Verbands für erneuerbare Energien, APREN (Associação Portuguesa de Energias Renovaveis) Niederlande Die niederländische Regierung hat sich zum Ziel gesetzt, die Windenergie an Land bis 2020 auf 6.000 MW auszubauen. Das bedeutet in etwa eine Verdopplung gegenüber der Kapazität, die Ende 2015 verfügbar war. Bis Ende 2020 sollen 14 Prozent des gesamten Energieverbrauchs aus regenerativen Quellen stammen, bis 2023 sollen es 16 Prozent sein. Die Förderung von erneuerbaren Energien wird in den Niederlanden durch das aktuelle Gesetz zur "Stimulering Duurzame Energieproductie" (SDE+) geregelt, dem ähnlich wie im deutschen EEG ein Ausschreibungssystem zugrunde liegt. Seit 2015 ist die Förderung von Onshore-Windenergie nach Windgeschwindigkeiten differenziert. Die maximale Vergütung (Börsenstrompreis + Prämie) liegt je nach Windgeschwindigkeit momentan etwa zwischen 5,4 €-ct / kWh und 7,3 €-ct / kWh. Die Förderdauer beträgt 15 Jahre mit der Option der Verlängerung um ein Jahr, abhängig davon, inwieweit der jährliche Fördertopf für Windparks ausgeschöpft ist. Die Voraussetzungen für einen Antrag auf Förderung sind Genehmigung, Machbarkeitsstudie, Windgutachten und Nutzungsverträge. Bis 2020 steht ein festes Jahresbudget von jeweils € 8 Mrd. zur Verfügung. Die Förderung erfolgt dabei in mehreren Phasen, in denen man für jede Windkategorie einen Antrag einreichen kann. Sobald die Fördergrenze erreicht ist, geht es in eine freie Ausschreibung, in der alle Technologien um die restliche Fördermenge miteinander konkurrieren und der Antrag mit dem niedrigsten Gebot als Erstes bearbeitet wird. Die Zuständigkeit für die Genehmigung liegt bei den einzelnen Provinzen und Gemeinden. Erst ab einer Größe von 100 MW entscheiden Staat und Provinzen gemeinsam über die Genehmigung. Frankreich Mit dem im August 2015 verabschiedeten "Loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte", dem französischen Energiewendegesetz, kurz: LTE, setzt sich Frankreich ambitionierte Ziele für den Ausbau der erneuerbaren Energien. So soll u. a. der Anteil an erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch bis 2020 auf 23 Prozent und bis 2030 auf 32 Prozent gesteigert werden (Ende 2016 waren es laut Eurostat 16,0 Prozent)7 . Außerdem soll der Anteil der Kernenergie am Strommix auf 50 Prozent reduziert werden (voraussichtliches Zieldatum 2030 oder 2035). Ausgehend von einem Zubau von fast +1,7 GW auf etwa 13,5 GW im Jahr 20178 soll die Kapazität an Onshore-Windenergie in Frankreich bis 2018 auf 14,3 GW und bis 2023 auf 21,8 bis 26 GW ausgebaut werden. Im Laufe des Jahres 2016 wurden die Modalitäten für die Vergütung von Strom aus Onshore-Windkraftanlagen konkretisiert. Nach deutschem Vorbild wurde eine Direktvermarktungspflicht für Onshore-Windparks eingeführt, die das bisherige Tarifmodell ersetzen soll. Demnach erhält der Betreiber eines Windparks zusätzlich zum jeweiligen Marktpreis eine "gleitende" Marktprämie, die dem Delta zwischen dem technologiespezifischen Referenztarif zuzüglich einer Managementprämie von 0,28 €-ct / kWh und dem durchschnittlichen gewichteten Markterlös je Kalendermonat (die Basis ist der Epex Spot Day Ahead) entspricht9 . Unterschieden werden zwei Kategorien innerhalb des Guichet Ouvert genannten (GO) Referenztarif-Systems: zum einen alle Onshore-Windprojekte, für die zwischen dem 1. Januar und dem 31. Dezember 2016 ein Genehmigungsantrag gestellt wurde. Der Strom aus diesen Windparks wird über einen Zeitraum von 15 Jahren vergütet, in den ersten zehn Jahren mit einem Referenztarif von 8,2 €-ct / kWh und in den folgenden fünf Jahren je nach Ertrag mit 2,8 bis 8,2 €-ct / kWh. Zur zweiten Kategorie gehören alle neuen Anlagen, die nicht unter die erste Kategorie fallen und die nach dem Tariferlass Te 2017 vom 6. Mai 2017 nur noch für Anlagen bis zu 3 MW bzw. für Windparks mit einer Gesamtleistung von bis zu 18 MW gelten. Die Laufzeit beträgt hier 20 Jahre mit einem Referenztarif von 7,2 (bis 80 Meter Rotordurchmesser) bis 7,4 €-ct / kWh (ab 100 Meter Rotordurchmesser) zuzüglich der Managementprämie von 0,28 €-ct / kWh bis zum Erreichen eines individuell festgelegten jährlichen Produktionsdeckels. Danach fällt der Referenztarif auf 4,0 €-ct / kWh. Parallel zu diesem System wurde u. a. auf Druck der EU ein Ausschreibungssystem (Appel d'Offre oder AO) eingeführt. In der ersten Ausschreibungsrunde vom Dezember 2017 mit einem Volumen von 500 MW (eingereicht wurden 900 MW) wurde ein durchschnittlicher Zuschlagspreis von 6,54 €-ct / kWh erzielt. Rund ein Drittel dieser Projekte erhalten zusätzlich einen Bürgerbeteiligungs-Bonus von bis zu 0,3 €-ct / kWh. Gegenwärtig wird geprüft, ob das Ausschreibungssystem tatsächlich zu mehr Wettbewerb führt. So lange wird an beiden Systemen (GO und AO) festgehalten, weil befürchtet wird, dass ansonsten die Ausbauziele nicht erreicht werden. Nach Einschätzung des französischen Ministeriums und Vertretern der Windbranche wird diese Ausnahme jedoch nicht länger als ein bis zwei Jahre bestehen bleiben. 7) Ministère de l'Environnement, de l'Énergie et de la Mer: "Chiffres clés des énergies renouvelables - Édition 2016", Februar 2017 8) Deutsch-französisches Büro für die Energiewende (DFBEW): "Windenergie an Land - aktuelle Entwicklungen", März 2018 9) Deutsch-französisches Büro für die Energiewende (DFBEW): "Neuordnung der Fördermechanismen für erneuerbare Energien in Frankreich (Stand: Februar 2017)", März 2017 und Antwort auf schriftliche Anfrage USA Der Ausbau erneuerbarer Energien in den USA ist auf Bundesstaatenebene geregelt. Ähnlich wie in Europa gibt es Ausbauziele für erneuerbare Energien, die allerdings nicht bindend und je nach Bundesstaat unterschiedlich definiert sind. Für 29 Bundesstaaten und Washington D.C. legen diese sog. Renewable Portfolio Standards (RPS) entweder absolute Ausbauziele in Megawatt oder einen prozentualen Anteil der erneuerbaren Energien am Energiemix im jeweiligen Staat fest. In Kalifornien und New York liegen diese RPS beispielsweise bei 50 Prozent bis 2030. Das ehrgeizigste Ziel mit 100 Prozent bis 2045 hat sich Hawaii gesetzt. Durch den starken Preisverfall vor allem für PV-Module tritt die Relevanz der RPS jedoch zunehmend in den Hintergrund. So geht der Ausbau erneuerbarer Energien in einigen Staaten aus rein wirtschaftlichen Gründen weiter, obwohl die RPS-Ziele dort bereits erreicht worden sind. Dies verdeutlicht, dass eine Energiewende hin zur Stromversorgung aus erneuerbaren Energien mittlerweile auch in den USA stattfindet. Wie in Großbritannien bildet auch in den USA ein Power Purchase Agreement (PPA), also ein Stromabnahmevertrag zwischen der Projektgesellschaft und einem industriellen Großkunden oder einem Energieversorger, die Grundlage für die Wirtschaftlichkeit eines Projekts. Diese PPAs werden in der Regel über privat organisierte Ausschreibungen vergeben oder direkt verhandelt. Darüber hinaus gibt es in den USA kein zentrales Fördersystem, wie z. B. einen Einspeisetarif. Allerdings besteht die Möglichkeit, sich als "Qualified Facility" registrieren zu lassen. In diesem Fall muss der Netzbetreiber den Strom zu Stromgestehungskosten abnehmen ("avoided cost"). Zusätzlich gibt es auf lokaler, staatlicher und Bundesstaaten-Ebene Fördersysteme. Für Projekte in der Größenordnung eines Energieversorgers sind die lokalen Förderprogramme eher nachrangig. Eine indirekte Förderung wird jedoch auf staatlicher Ebene über Steuererleichterungen bereitgestellt. Die entsprechenden Mechanismen sind der Investment Tax Credit (ITC) bzw. der Production Tax Credit (PTC). Sie wurden ursprünglich Anfang der 90er-Jahre eingeführt, 2009 von der Obama-Administration mit dem "American Recovery and Reinvestment Act (ARRA)" neu aufgelegt und 2015 durch den "Consolidated Appropriations Act" bis 2020 verlängert. Für Windenergie kommt der PTC zum Tragen, also die steuerliche Geltendmachung der Überschüsse beim Verkauf von Strom aus Windkraftanlagen für die ersten zehn Betriebsjahre. Hierzu wird typischerweise ein Vertrag mit einem Tax Equity Investor (TEI), der die PTCs steuerlich nutzen kann, als Partner oder Betreiber der Anlagen abgeschlossen. Je nach Baubeginn der Windparks wird der PTC in den nächsten Jahren stufenweise reduziert (2018 um 40 Prozent und 2019 um 60 Prozent)10 . Darüber hinaus gibt es mit dem Modified Accelerated Cost Recovery System (MACRS) ein beschleunigtes Abschreibungssystem. Die Investition in eine auf erneuerbaren Energien basierende Anlage berechtigt in den USA zu einer Sonderabschreibung innerhalb von fünf Jahren. Zusätzlich können 50 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten im ersten Jahr abgeschrieben werden. Das MACRS findet dann nur für die restlichen 50 Prozent Anwendung. Während das MACRS bestehen bleiben soll, läuft die Möglichkeit der 50-prozentigen Sonderabschreibung sukzessive aus: 2018 sind es 40 Prozent, 2019 30 Prozent und 2020 0 Prozent. Die Erfüllung der RPS wird über sog. Renewable Energy Credits (RECs) gewährleistet. Diese RECs sind ähnlich wie Emissionszertifikate in Europa handelbar. Für eine Megawattstunde erhält man einen REC. Der REC-Preis liegt derzeit allerdings nur bei ca. 1 US-$ / MWh (Voluntary Market). Der Einfluss der RECs ist daher momentan minimal. Energiekontor hat sich bei der Entwicklung von Windenergieprojekten nach eingehenden Netzstudien zunächst auf die sehr windreiche und noch relativ wenig ausgebaute Region des westlichen Teils von South Dakota festgelegt. Über den Southwest Power Pool (SPP), einen Dachverband mehrerer Stromversorger und Netzbetreiber, kann der Strom aus der Region in mehreren Staaten des Mittleren Westens bis an die Grenze zu Texas vertrieben werden. Wie in Europa braucht man auch in South Dakota eine Genehmigung für den Bau von Windparks. Neben Einfuhrzöllen auf ausländischen Stahl, die die Preise für Windkraftanlagen vorübergehend beeinflussen könnten, rechnet die Energiekontor-Gruppe zurzeit nicht mit weiteren politischen Einschränkungen, die sich ggf. negativ auf den Markt für erneuerbare Energien in den USA auswirken könnten. Energiekontor geht davon aus, dass die Wirtschaftlichkeit neuer Projekte in den USA nach Auslaufen der Tax Credits -ähnlich wie in Großbritannien - allein auf dem Abschluss von PPAs beruhen wird. Sofern diese zu Preisen abgeschlossen werden können, die unterhalb derer für Strom aus konventionellen Kraftwerken liegen, sollte der Ausbau der erneuerbaren Energien in den USA beschleunigt voranschreiten können. 10) Website des US Department of Energy (DoE) Solar Wie bei Wind dominiert China auch beim Zubau von PV-Anlagen den globalen Markt. 2017 stieg die Gesamtleistung der neu installierten Kapazität hier auf rund 53 GW11 (34 GW im Vorjahr). Die akkumulierte Gesamtleistung an Photovoltaik belief sich in China Ende 2017 damit auf rund 139 GW. Wie bei Wind wurden auch im PV-Bereich mit geschätzten 12 GW12 (gegenüber etwa 15 GW13 im Vorjahr) die zweitmeisten Neuinstallationen in den USA vorgenommen. Mit einem geschätzten Zubau von insgesamt rund 100 GW dürften somit Ende 2017 weltweit etwa 400 GW an PV-Leistung installiert sein. In Deutschland kamen 2017 etwa 1,8 GW an PV-Kapazität hinzu. Im Vorjahr waren es noch etwa 2,3 GW. Damit erhöhte sich die akkumulierte Gesamtkapazität an installierten PV-Anlagen Ende 2017 in Deutschland auf rund 45 GW14 . In den Kernmärkten von Energiekontor bietet der Süden Portugals zwar geografisch sehr gute Voraussetzungen für die Nutzung von Solarenergie, allerdings gelten in Portugal derzeit die im Abschnitt "Wind" beschriebenen Einschränkungen. In Großbritannien beschränkt sich die Entwicklung von PV-Projekten für Energiekontor im Wesentlichen auf die Überlegung, die Netzanschlüsse eines Windparks am selben Standort u. U. gleichzeitig für einen Solarpark nutzen zu können. Ansonsten konzentrieren sich die Solaraktivitäten der Energiekontor-Gruppe derzeit auf die Märkte Deutschland, Frankreich und die USA. 11) PV Magazin: "Knapp 53 Gigawatt Photovoltaik-Zubau in China 2017", Pressemitteilung vom 22.01.2018 12) Solar Energy Industry Association (SEIA): "U.S. Solar Market Notches Another Quarter of 2 GW Growth, But Uncertainty Holds Back Installations", 14.12.2017 13) Solar Energy Industry Association (SEIA): "U.S. Solar Market Has Record-Breaking Year, Total Market Poised to Triple in Next Five Years", 09.03.2017 14) Website des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE): Energy Charts vom 31.01.2018 Deutschland Seit 2015 ist in Deutschland eine finanzielle Förderung von Strom aus neu in Betrieb genommenen PV-Freiflächenanlagen nur noch über eine erfolgreiche Teilnahme an den zentralen Ausschreibungen der Bundesnetzagentur möglich. In den Jahren 2015 und 2016 wurde dazu eine Pilotphase mit jeweils drei Ausschreibungsrunden für insgesamt 500 MW und 410 MW durchgeführt. Von der ersten Ausschreibung im April 2015 bis zur Ausschreibung im Dezember 2016 fiel die durchschnittliche Förderhöhe sukzessive von 9,17 €-ct / kWh auf 6,90 €-ct / kWh. Mit Inkrafttreten des EEGs 2017 wurden für alle Freiflächenanlagen ab einer Größe von 750 Kilowatt peak (kWp ) die Förderhöhen im Zuge des Bieterverfahrens ermittelt. Seit 2017 ist mit jeweils drei Ausschreibungen ein jährliches Gesamtkontingent von 600 MW geplant. In den Ausschreibungen vom Februar, Juni und Oktober 2017 fiel die durchschnittliche Förderung weiter von 6,58 €-ct / kWh am Anfang bis auf 4,91 €-ct / kWh am Ende des Jahres. Das entspricht in etwa einer Halbierung der Preise über einen Zeitraum von zweieinhalb Jahren. In der Ausschreibung vom Februar 2018 sank der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert noch einmal auf 4,33 €-ct / kWh. Für das zur Verfügung stehende Ausschreibungsvolumen von 200 MW wurden Anträge im fast dreifachen Umfang eingereicht. Die Flächenkulisse für PV-Parks wird durch das EEG festgelegt. Die potenziellen Standorte beschränken sich im Wesentlichen auf Konversionsflächen und Randbereiche (110-Meter-Streifen) entlang von Autobahnen und Eisenbahntrassen. Weitere Voraussetzungen für einen Zuschlag sind ein Aufstellungsbeschluss sowie die Bereitstellung einer Erstsicherheit in Höhe von € 5.000 pro MW bei Einreichen des Gebots. Im Falle einer Zuschlagserteilung kommt die Hinterlegung einer Zweitsicherheit von € 45.000 pro MW (€ 20.000 bei vorliegendem Satzungsbeschluss) hinzu, womit - ähnlich wie bei Wind - die Ernsthaftigkeit des Gebots sichergestellt werden soll. Um die Wirtschaftlichkeit der Projekte trotz des zunehmenden Margendrucks auch zukünftig aufrechterhalten zu können, müssen Effizienzsteigerungen und Preissenkungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette möglich sein. In diesem Zusammenhang ist es als positiv zu werten, dass die EU für den Spätsommer 2018 das Auslaufen der Strafzölle und der damit verbundenen Mindestpreise auf PV-Module aus China beschlossen hat. Frankreich Ausgehend von einem Zubau von knapp +0,9 GW auf rund 8,0 GW installierter PV-Leistung zum Ende 2017 soll die Kapazität für Strom aus Photovoltaik in Frankreich bis 2018 auf 10,2 GW und bis 2023 auf 18,2 bis 20,2 GW ausgebaut werden. Die Vergütung für Strom aus Freiflächenanlagen einer Größe von 500 kWp bis 17 MWp erfolgt in Frankreich seit 2016 über Ausschreibungen. Zwischen 2017 und Mitte 2019 sind sechs Ausschreibungsrunden mit jeweils 500 MW vorgesehen. Das Ausschreibungsvolumen ist dabei auf drei Anlagenkategorien verteilt: 300 MW für Freiflächenanlagen mit einer Leistung zwischen 5 MWp und 17 MWp (Kategorie 1), 135 MW für Freiflächenanlagen zwischen 500 kWp und 5 MWp (Kategorie 2) und 65 MW für Dachanlagen zwischen 500 kWp und 10 MWp (Kategorie 3). In den drei Ausschreibungen 2017 wurde für 79 und zweimal 77 Projekte mit Schwerpunkt auf Südfrankreich ein Zuschlag erteilt. Die durchschnittlichen Zuschlagswerte sanken dabei für die Kategorie 1 von 6,25 €-ct / kWh im Februar auf 5,53 €-ct / kWh im Dezember, in der Kategorie 2 von 6,81 €-ct / kWh auf 6,31 €-ct / kWh. Von den Projekten, die einen Zuschlag erhalten haben, sind 83 Prozent solche mit finanzieller Bürgerbeteiligung verbunden mit einer Prämie von 0,3 €-ct / kWh15 . Auch im PV-Bereich wird die Direktvermarktung eingeführt. Demnach bekommen alle Anlagen eine Marktprämie zusätzlich zum Strombörsenpreis. Für jede Kategorie gelten ein Mindest- und ein Maximalpreis. 15) Deutsch-französisches Büro für die Energiewende (DFBEW): "Barometer Photovoltaik in Frankreich (Stand: März 2018)" USA Ende 2017 war in den USA eine akkumulierte Gesamtkapazität an PV-Anlagen von über 50 GW installiert12 und damit nur unwesentlich mehr als im flächenmäßig fast 28-mal kleineren Deutschland. Die Fördermaßnahmen sind im Wesentlichen identisch mit den bereits im Abschnitt "Wind" beschriebenen. Anstelle des Production Tax Credits erfolgen die Steueranreize im Solarbereich jedoch über Investment Tax Credits (ITCs). ITCs erlauben es den Investoren, 30 Prozent der investierten Systemkosten von der Steuerlast abzuziehen. Anhängig vom Baubeginn der PV-Projekte wird der ITC in den Jahren 2020 auf 26 Prozent und 2021 auf 22 Prozent reduziert. Ab dem Jahr 2022 sind nur noch 10 Prozent Abzugsfähigkeit geplant. Um den ITC für ein Projekt wirksam werden zu lassen, bedarf es entweder eines Investors, der ITCs aktivieren kann oder, wie bei Windparks, der Integration eines Tax Equity Investors (TEI). Solche TEI müssen für mindestens fünf Jahre in der den PV-Park betreibenden Projektgesellschaft verweilen. Für die Entwicklung von Solarprojekten konzentriert sich Energiekontor auf die westliche und mittlere Region von Texas. Hier herrschen exzellente Einstrahlungsbedingungen mit einer Globalstrahlung von zum Teil weit über 2.000 kWh / m2 a (Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr), also etwa doppelt so viel wie an sehr guten deutschen Standorten. Entsprechend niedriger sind hier die Stromgestehungskosten für Solarparks. Das Stromnetz ist in West-Texas gut ausgebaut und der Bedarf an Elektrizität ist durch mehrere größere Städte in der Region recht hoch. Wie bei Windkraftanlagen bildet ein Power Purchase Agreement (PPA), also ein Stromabnahmevertrag zwischen der Projektgesellschaft und einem industriellen Großkunden (Enduser-PPA) oder einem Netzbetreiber, auch für Solarparks in den USA die Grundlage für die Wirtschaftlichkeit eines Projekts. Ein erhebliches Potenzial für Enduser-PPAs sieht Energiekontor insbesondere bei ansässigen großen Data Center. Im Gegensatz zu anderen Staaten benötigt man in Texas zwar keine eigenständige behördliche Genehmigung für den Bau eines Solarparks. Allerdings müssen für die Bebauung einer Parzelle die Nutzungsrechte für die Oberfläche (Surface Rights) und durch Vereinbarungen mit den Eigentümern die Rechte für den Untergrund (Mineral Rights) gesichert sowie eine Reihe von Untersuchungen und Studien (Umwelt, Naturschutz, Netz etc.) durchgeführt werden, um sicherzugehen, dass das Projekt gesetzeskonform ist. Darüber hinaus müssen sogenannte "Tax Rebates" - Ausnahmeregelungen für lokale Steuern - mit den Behörden vereinbart werden. Anders als z. B. bei der geplanten Entwicklung von Windprojekten in South Dakota ist die Vermarktung des Stroms aus den Solarparks hier nur auf das Gebiet des texanischen Netzbetreibers ERCOT beschränkt. Anfang 2018 hat die Trump-Administration Strafzölle für die nächsten vier Jahre auf die Einfuhr von Zellen und polykristallinen PV-Modulen aus mehreren asiatischen Staaten beschlossen. Allerdings sollen die Importzölle über einen Zeitraum von vier Jahren von 30 Prozent auf 15 Prozent reduziert werden. Zudem gelten sie bei PV-Zellen erst ab einem bestimmten Kontingent. Insgesamt sollten laut Expertenschätzungen die Zölle weniger als 10 Prozent der Gesamtinvestition ausmachen. Um die wirtschaftlichen Auswirkungen der Einführzölle möglichst gering zu halten, reagieren einige asiatische Modulhersteller bereits mit Preisreduktionen und dem Aufbau von eigenen Produktionskapazitäten in den USA. Geschäftsverlauf nach Segmenten a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Die Entwicklung in der Projektierung und dem Verkauf von Wind- und Solarparks verlief 2017 im Wesentlichen nach Plan. So wurden in Deutschland fast alle bis Ende 2016 bereits genehmigten und noch zu alten EEG-Bedingungen geförderten Projekte errichtet. An den neu eingeführten Ausschreibungen für Onshore-Wind hat sich Energiekontor im Geschäftsjahr 2017 nicht beteiligt. Insgesamt wurden bis zum Jahresende 2017 zehn Projekte mit einer Gesamtleistung von 66 MW fertiggestellt und in Betrieb genommen sowie Verträge für den Verkauf von drei Windparks und drei Einzelanlagen mit zusammen 33 MW unterzeichnet. Drei der selbst projektierten Windparks wurden bis zum Jahresende in den Eigenbestand übernommen. Im Folgenden wird diese Entwicklung im Detail nach den einzelnen Regionen aufgeführt. Im Bereich Wind wurden im Geschäftsjahr 2017 in Deutschland bis auf einen Windpark alle Projekte plangemäß fertiggestellt. In der Schwerpunktregion Niedersachsen konnte bei Odisheim nahe der Elbmündung im Landkreis Cuxhaven ein bereits im Oktober 2017 an einen Investor verkaufter Windpark mit drei Anlagen a 3,4 MW und einer Nabenhöhe von 119 Metern noch kurz vor Ende des Geschäftsjahres fertiggestellt werden. Mit Hammelwarder Moor (10,2 MW) entstand 2017 ein baugleicher Windpark in der Nähe der Stadt Brake. Zwei der drei Anlagen konnten bereits im Herbst 2017 fertiggestellt werden. Aufgrund eines an den Landkreis gerichteten Antrags verschob sich die Fertigstellung der dritten Anlage in das erste Quartal 2018. Für die Erweiterung um eine Einzelanlage des bereits 2016 mit drei Anlagen veräußerten und in Betrieb genommenen Repowering-Windparks Debstedt wurde Anfang November 2017 ein Finanzierungsabschluss erreicht. Die bereits verkaufte Anlage wird 2018 errichtet. In der Schwerpunktregion Nordrhein-Westfalen hat die Energiekontor-Gruppe im Laufe des Jahres insgesamt fünf Windparks realisiert. Bereits Ende Juni 2017 wurde die an ein Stadtwerk verkaufte Einzelanlage Wachtendonk-Wankum (2,5 MW) in Betrieb genommen. Ende August und Ende September folgten die Projekte Kreuzau-Steinkaul (5,5 MW) und Niederzier-Steinstraß (8,3 MW). Im Herbst wurde der Windpark Heinsberg-Waldenrath mit einer Gesamtnennleistung von 7,2 MW fertiggestellt und in Betrieb genommen. Es wurde beschlossen, alle drei Windparks in den Eigenbestand der Energiekontor AG zu übernehmen. Der Bau des aus zwei Anlagen bestehenden und an einen Investor veräußerten Windparks Hürth-Barbarahof (5,0 MW) konnte aufgrund der umweltrechtlich vorgeschriebenen Bauzeitfenster zwar erst im Spätsommer 2017 beginnen. Dennoch wurde er noch kurz vor Jahresende in Betrieb genommen. Die Kooperation mit der Thüga Erneuerbare Energien in der Schwerpunktregion Nord-Nordrhein-Westfalen wurde zum Ende des ersten Halbjahres 2017 aufgelöst. Die gemeinsam begonnene Entwicklung der geplanten Projekte wird jedoch durch Energiekontor weitergeführt. In der Schwerpunktregion Brandenburg wurde die bereits 2016 veräußerte Windkraftanlage Klein Woltersdorf (2,4 MW) zum Ende des ersten Quartals 2017 in Betrieb genommen und an den Käufer übergeben. Des Weiteren konnten die beiden Einzelanlagen Briest III (3,2 MW) und Luckow-Petershagen II (2,75 MW) Ende Mai bzw. Ende Juni in Betrieb genommen werden. Beide Projekte wurden jeweils an einen Investor veräußert. In dieser Schwerpunktregion befindet sich mit dem Projekt Hohengüstow II im Landkreis Uckermark auch der größte im Geschäftsjahr 2017 realisierte Windpark. An diesem Standort, wo zuvor bereits Altanlagen standen, die bis auf eine abgebaut wurden, errichtete Energiekontor bis zum Herbst 2017 sechs neue Anlagen mit einer Nennleistung von jeweils 3,2 MW und einer Gesamthöhe von 110 bzw. 134 Metern einschließlich eines Umspannwerks. Drei der neuen Windkraftanlagen wurden der Betreibergesellschaft des Altwindparks übergeben. Die anderen drei wurden im August 2017 an einen Investor verkauft. In der neuen Schwerpunktregion Thüringen hat Energiekontor mit mehreren freien Mitarbeitern die Akquisitionstätigkeiten für potenzielle Windstandorte vorangetrieben. Für diese Region, in der Energiekontor bereits 2016 mit dem Siegel "Faire Windenergie Thüringen" ausgezeichnet wurde, unterhält das Unternehmen eine Kooperation mit einem großen deutschen Energieversorger. In Großbritannien führt Energiekontor einige Projekte in die Realisierung, die noch einen gesetzlich festgelegten Einspeisetarif (FiT) nach alter Gesetzgebung erhalten. Der Fokus liegt nach dem Ende der Förderung für Onshore-Wind in Großbritannien aber auf der Entwicklung von großflächigen Projekten in windreichen Regionen, v. a. in Schottland, auf Basis eines Power Purchase Agreements (PPA). Das Ende 2016 genehmigte Projekt Withernwick II, die Erweiterung des konzerneigenen Windparks Withernwick, befand sich 2017 weiter in der Planung. Bereits Ende Juni 2015 wurde auch der baugleiche Windpark Hyndburn II, die Erweiterungsstufe des bereits bestehenden Windparks Hyndburn, genehmigt. Wegen offener Fragen mit der Flugsicherung verzögerte sich die Umsetzung dieses Projekts. Mit einer Lösung des Problems wird im Laufe des Jahres 2018 gerechnet. Auch für das Projekt Pencarreg (ca. 5 MW) in Wales lag die Baugenehmigung bereits im ersten Quartal 2016 vor. Um die Wirtschaftlichkeit dieses Projekts zu verbessern, wurde im Geschäftsjahr 2017 eine neue Genehmigung mit verbesserten Parametern beantragt. Insgesamt konzentriert sich die Energiekontor-Gruppe jedoch für die nächsten Jahre auf die Entwicklung ihrer Projektpipeline in Schottland. Dort wurden 2017 für zwei weitere Projekte mit zusammen 73 MW Genehmigungsanträge gestellt. Weitere Projekte befanden sich hier im Anhörungsverfahren. Außerdem wurden weitere Flächen in Schottland vertraglich gesichert. Durch Akquisitionstätigkeiten wurden im Geschäftsjahr 2017 in Großbritannien Flächen für über 470 MW (exclusivity / options) gesichert. Die Gesamtleistung der Projekte, für die sich die Energiekontor-Gruppe in England und Schottland die Exklusivität gesichert hat, ist damit auf mehr als 800 MW angestiegen. Der überwiegende Teil dieser Flächen befindet sich in Schottland. Da es in Portugal seit Jahren keine neuen Ausschreibungen für Netzanschlüsse mehr gibt, beschränken sich die Aktivitäten der Energiekontor-Gruppe dort vor allem auf das Management der bestehenden Anlagen sowie auf die Rotorblattverlängerung, siehe hierzu Abschnitt c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges. Im Bereich Solar hat Energiekontor in der ersten Ausschreibungsrunde des Jahres in Deutschland, im Februar 2017, insgesamt zum dritten Mal seit der Einführung des Ausschreibungsverfahrens im Jahr 2015 einen Zuschlag für ein Photovoltaik-Projekt erhalten. Dieser Zuschlag soll für die 2018 geplante Realisierung eines bereits in der Bauleitplanung befindlichen Solarparks mit einer Kapazität von rund 6 MWp genutzt werden. Bei der Entwicklung des 2017 genehmigten Projekts Garzau-Garzin mit ca. 10 MWp , das bereits 2016 einen Zuschlag in der April-Ausschreibung erhalten hatte, kam es zu Verzögerungen aufgrund von Lieferengpässen des Modulherstellers. Der Bau konnte daher erst Ende 2017 beginnen und wurde noch im ersten Quartal 2018 abgeschlossen. Um bei den kommenden Solar-Ausschreibungen weitere Projekte einreichen zu können, wurden neben den Schwerpunktregionen Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern Akquisitionstätigkeiten auch in Schleswig-Holstein durchgeführt. Im Geschäftsjahr 2017 neu hinzugekommen sind die Zielregionen Bayern und Baden-Württemberg. Darüber hinaus wurde auch der Zukauf von baugenehmigten Solarprojekten im benachbarten Ausland weiter als Option verfolgt. Für die Sondierung der neuen Märkte hat die Energiekontor-Gruppe ihre personellen Ressourcen im Laufe des Geschäftsjahres weiter verstärkt. Bereits Mitte 2016 wurde in den Niederlanden ein Büro in Nijmegen eröffnet, um von dort aus mit nationalen Experten die Projektentwicklungsaktivitäten für Windparks zu koordinieren. Erste Anlagenstandorte wurden hier unter Vertrag genommen. Bei einem konkreten Projekt im Südosten des Landes sollen in Kooperation mit einem Bürgerverein bis zu acht Anlagen entstehen. 2050 möchte die Gemeinde völlig energieneutral sein, und der geplante Windpark spielt eine wichtige Rolle, um dieses Ziel zu erreichen. Auch in den USA wurden 2017 wichtige Fortschritte erzielt. Geeignete Landflächen wurden in South Dakota für Wind- und in West-Texas für Solarprojekte identifiziert. Allerdings konzentriert sich Energiekontor zunächst auf die Entwicklung von Solarprojekten, da diese schneller umsetzbar sind. So führte Energiekontor 2017 erfolgreich Verhandlungen mit den Landbesitzern über die Flächennutzungsrechte für mehrere Hundert Megawatt zur Entwicklung von Photo-voltaik-Projekten. Eine eigene Gesellschaft für die Aktivitäten in den USA wurde im ersten Halbjahr 2017 gegründet. Im zweiten Halbjahr 2017 wurde ein US-amerikanischer Experte als Projektleiter eingestellt. Zusammen mit freien Mitarbeitern soll er aus der Region Austin heraus die Projektentwicklung vorantreiben und sukzessive ein Team aufbauen. 2017 wurden Flächen für ca. 300 MW unter Vertrag genommen, weitere 300 MW folgten im ersten Quartal 2018. Es wurden die notwendigen Netzstudien durchgeführt und für mehrere Projekte die Reservierung in der sogenannten Grid Queue beantragt, die bei der Bearbeitung den Vorrang gegenüber später eingereichten Projekten sichert. Auch in Frankreich gehen die Gespräche mit Landeigentümern über die Nutzungsrechte mit Unterstützung von freien Mitarbeitern voran. Für die Entwicklung von Windprojekten wurde die Region im Nordwesten des Landes und für die Entwicklung von Solarprojekten der Südwesten identifiziert. Ebenso wie in den USA konzentriert sich Energiekontor auch hier zunächst auf die Entwicklung von Solarprojekten. Als geeignetes Zentrum für die weiteren Aktivitäten der Energiekontor-Gruppe wurde die Region um Toulouse ausgewählt. b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Gemäß der Wachstumsstrategie des Unternehmens, nach der in Bezug auf die erwartete Marge etwa die Hälfte aller pro Geschäftsjahr selbst entwickelten Projekte in den Eigenbestand übergehen soll, hat die Geschäftsleitung der Energiekontor AG sich Ende 2017 entschieden, die Projekte Kreuzau-Steinkaul (5,5 MW), Niederzier-Steinstraß (8,3 MW) und Heinsberg-Waldenrath (7,2 MW) in Nordrhein-Westfalen in den Eigenbestand zu übernehmen. Darüber hinaus lag der Fokus weiterhin auf den Maßnahmen zur Optimierung der Betriebsführung durch Kostensenkung und Ertragserhöhung wie: ― Repowering: Energiekontor beabsichtigt, in allen Windparks, bei denen die Möglichkeit besteht, die alten Anlagen sukzessive durch neue, leistungsstärkere Windkraftanlagen zu ersetzen und somit gleichzeitig die Laufzeit an diesen Standorten zu verlängern. ― Effizienzsteigerung durch technische Innovation: Dazu gehören ertragssteigernde Maßnahmen (bis zu 10 Prozent) wie die Ausstattung eigener Anlagen mit der Rotorblattverlängerung sowie die Optimierung der Blattaerodynamik. ― Betriebskostenoptimierung: Hierfür hat die Betriebsführung ein Effizienzverbesserungsprogramm eingeführt, das zum Ziel hat, die Betriebskosten pro erzeugter Kilowattstunde durch eine Reihe von Maßnahmen zu senken. ― Laufzeitverlängerung: Durch geeignete Pacht- und Kreditverträge sollen die Laufzeiten der Bestandsanlagen über den staatlich garantierten Förderzeitraum hinaus wirtschaftlich gesichert werden. ― Umfinanzierung und Kreditrückführung: Durch Refinanzierung von Bestandsparks sollen Verbindlichkeiten abgebaut und die Zinsbelastung im Segment Stromerzeugung aus konzerneigenen Windparks reduziert werden. Das bis zum Ende des ersten Halbjahres 2017 insgesamt noch unterdurchschnittliche Windjahr konnte durch das zweite Halbjahr mit frühen Herbststürmen und einem windreichen Dezember teilweise ausgeglichen werden. So lag der Ertrag aus dem Betrieb konzerneigener Windparks in Deutschland nur leicht unterhalb der Erwartungen eines durchschnittlichen Windjahres und damit über denen aus dem Vorjahr. In Großbritannien wurde zwar ein leicht überdurchschnittliches Windjahr verbucht, aufgrund von Währungseffekten lag der Ertrag insgesamt dennoch auf dem Niveau des Vorjahres. In Portugal fielen die Erträge deutlich geringer aus als erwartet. c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges Durch die Erweiterung des konzerneigenen Windparkportfolios sind die Einnahmen aus der laufenden Betriebsführung in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen. Eine effiziente Marktbeobachtung und die daraus resultierenden Vertragsabschlüsse für die Stromdirektvermarktung im Rahmen der EEG-Vergütung haben zur weiteren Verbesserung der Einnahmesituation beigetragen. Fast das gesamte deutsche Windparkportfolio konnte bei namhaften Stromdirekt-vermarktern platziert werden. Hier hat Energiekontor weiterhin attraktive Vermarktungskonditionen erzielt. Im Zuge des Ausschreibungsverfahrens und der dadurch dramatisch gefallenen Preise für Strom aus erneuerbaren Energien werden auch in Deutschland direkte Stromabnahmeverträge (PPAs) zwischen dem Erzeuger und dem Endabnehmer zunehmend interessanter. So hat Energiekontor bereits erste Gespräche mit interessierten Großabnehmern zu diesem Thema geführt. Im Bereich der Betriebsoptimierung von Windparks wurden im Geschäftsjahr 2017 mehrere neue Maßnahmen entwickelt und getestet. Dazu gehören Maßnahmen zur Verbesserung der Anlagensteuerungen und Windnachführung sowie die Reduzierung der Stillstandzeiten durch Umrüstung aller Windparks auf eine permanente Livedatenüberwachung mit automatisiertem Entstörungsworkflow. Auch effizientere Wartungs- und Reparaturkonzepte mit dem Ziel, Windparks auch nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung weiterhin wirtschaftlich betreiben zu können, sind Teil dieser Maßnahmen. Bei den technischen Innovationen stand nach wie vor die Rotorblattverlängerung im Vordergrund. Neben der Ausstattung des Anlagentyps AN Bonus 1.0 wurde in Portugal vor allem die 1,3-MW-Klasse nachgerüstet. Der Umbau von 26 Windkraftanlagen in Portugal wurde bereits im November 2013 genehmigt. Nach einer erfolgreichen Test- und Optimierungsphase wurde mit Penedo Ruivo zum Herbst 2016 der erste aus zehn Anlagen bestehende Windpark vollständig mit der Rotorblattverlängerung ausgestattet. 2017 wurden in zwei weiteren portugiesischen Eigenparks Rotorblattverlängerungen an zusätzlichen sechs Anlagen installiert. Die verbleibenden zehn Anlagen sollen 2018 nachgerüstet werden und erwartungsgemäß einen stabilen Mehrertrag von über 5 Prozent liefern. Neben der Rotorblattverlängerung hat Energiekontor 2017 erste Tests zu Verbesserung der Blattaerodynamik mittels eines sogenannten Vortex-Generators vorgenommen. So sollen Verwirbelungen und Reibungsverluste am Rotorblatt vermieden und als Ergebnis Mehrerträge von 1,5 bis 4 Prozent erzielt werden. Gesamtaussage Das operative Geschäft verlief im abgelaufenen Geschäftsjahr 2017 weitestgehend planmäßig. Die Jahresergebnisse (EBT) der Energiekontor AG und des Konzerns lagen somit im Rahmen der Prognose. Im Bereich der Projektierung und des Verkaufs von Wind- und Solarparks wurden die meisten der noch bis Ende 2016 genehmigten - und damit unter die mit höheren Einspeisetarifen verbundene Übergangregelung des EEGs 2017 fallenden - Projekte erfolgreich im Geschäftsjahr 2017 fertiggestellt. Der Bau und die Inbetriebnahme des Solarparks Garzau-Garzin haben sich hingegen in das Jahr 2018 verschoben. Grund waren Lieferprobleme des ursprünglich kontrahierten Modullieferanten, was einen kurzfristigen Lieferantenwechsel erforderlich machte und die Fertigstellung des Solarparks in das Jahr 2018 verzögerte. Ebenso konnte die dritte Anlage des Windparks Hammelwarder Moor erst Anfang 2018 in Betrieb genommen werden. Auch die Einzelanlage Debstedt II und der Windpark Hemelingen, beides noch 2016 genehmigte Projekte, werden planmäßig im Geschäftsjahr 2018 errichtet. Von den 2017 in Betrieb genommenen Projekten wurde nur knapp die Hälfte an Investoren veräußert, während der andere Teil in den konzerneigenen Bestand überging oder noch im Vorratsvermögen ausgewiesen wird, weil Ende 2017 noch nicht alle Anlagen des Windparks in Betrieb waren. Ein Konzern-EBT auf dem Niveau der beiden Vorjahre wäre - wie im Geschäftsbericht des Vorjahres bereits avisiert - möglich gewesen, wenn alle Windparks fertiggestellt und veräußert worden wären. Weil aber planmäßig nur die Hälfte der Projekte veräußert wurde, hat sich, wie prognostiziert, nicht nur das Segment-EBT im Segment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)", sondern auch das ausweisbare Konzern-EBT gegenüber dem Jahr 2016 entsprechend verringert. Die Erträge im Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" lagen insgesamt unter den Erwartungen und fielen in den einzelnen Ländern, in denen Energiekontor Windparks betreibt, unterschiedlich aus. In Deutschland und Portugal lagen die Winderträge unter dem langjährigen Mittel, auch wenn sich in Deutschland die Windausbeute gegenüber dem Vorjahr deutlich verbessert hat. Trotz der guten Windbedingungen in Großbritannien lagen die Stromerträge aufgrund von Währungseffekten auch hier lediglich auf dem Niveau des Vorjahres. Unter dem Strich blieb das Segment-EBT somit hinter den Erwartungen zurück, auch wenn eine deutliche Verbesserung aufgrund geringerer Abschreibungen und Zinsbelastungen gegenüber dem Vorjahr erreicht wurde. Aufgrund des weiteren Ausbaus des Eigenparkportfolios und der insgesamt gegenüber dem Vorjahr gestiegenen Anzahl von betreuten Windparks konnte der Ertrag für die Betriebsführung leicht gesteigert werden. Das Segment-EBT im Segment "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" lag daher im Rahmen der Erwartungen und der Prognose. Mit Blick auf die konsolidierten Zahlen des Gesamtkonzerns wurden im Geschäftsjahr 2017 die Ziele der Energiekontor AG und des Konzerns sowie der operativen Bereiche und Profit-Center weitestgehend erreicht. Geringfügige Abstriche waren lediglich bei den Ergebnis- und Cash-Überschusszielen zu verzeichnen, weil sich die Inbetriebnahme der beiden o. g. Projekte in das erste Quartal 2018 verschoben hat. Dennoch liegt das Konzern-EBT insgesamt im Rahmen der Prognose. Wie erwartet flachte das Unternehmenswachstum 2017 vorübergehend ab. Die Gesamtpipeline der in verschiedenen Stadien der Entwicklung befindlichen Projekte wuchs aufgrund der Akquisitionstätigkeiten in Deutschland und Großbritannien, aber auch in den neuen Ländermärkten Niederlande, Frankreich und USA auf insgesamt fast 3.000 MW weiter an. Sie bildet damit die Basis für die erfolgreiche Fortführung der positiven Unternehmensentwicklung in den folgenden Jahren. Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns Ertragslage des Konzerns Das Geschäftsjahr 2017 ist für die Energiekontor-Gruppe mit der Errichtung von sieben Windparks, von denen einer kurz nach Ende des Geschäftsjahres fertiggestellt wurde, und vier Einzelanlagen erneut positiv verlaufen. Dabei wirkt sich der Vertrieb von drei inländischen Windparks sowie vier Einzelanlagen positiv auf die Konzernbilanz und Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns aus. Durch die Übernahme dreier weiterer inländischer Windparks in den Eigenbestand erfolgt, gemäß der Wachstumsstrategie des Unternehmens, der weitere kontinuierliche Aufbau des konzerneigenen Windparkportfolios. Darüber hinaus bestehen vielfältige und im Geschäftsjahr neu ausgebaute Potenziale im In- und Ausland für die erfolgreiche zukünftige Ergebnisentwicklung. Die Gruppe weist die nachfolgenden positiven Ergebnisse aus: scroll in T€ 2017 2016 Konzernjahresergebnis 11.888 25.334 zzgl. Steueraufwand 4.778 10.162 EBT 16.666 35.496 zzgl. Finanzergebnis 16.223 18.254 EBIT 32.889 53.750 zzgl. Abschreibungen 16.704 18.316 EBITDA 49.593 72.066 Zu den vorstehend ausgewiesenen und in diesem Bericht verwendeten Pro-forma-Kennzahlen (EBIT, EBITDA usw.) vgl. Hinweise auf Seite 180. Der Konzernumsatz verringert sich trotz der Projektumsetzungen im Windbereich auf T€ 149.865 (Vorjahr T€ 201.764). Der konsolidierte Umsatz des Geschäftsjahres setzt sich aus dem Umsatz der Segmente "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" in Höhe von T€ 97.044 (Vorjahr T€ 148.655), "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" in Höhe von T€ 49.080 (Vorjahr T€ 49.899) und "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" in Höhe von T€ 3.741 (Vorjahr T€ 3.210) zusammen. Zum Segment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" zählen die Erlöse aus dem Verkauf von Windparks sowie die Erlöse aus Dienstleistungen im Zusammenhang mit der wirtschaftlichen Planung sowie der vertraglichen und rechtlichen Abwicklung, der Projektsteuerung, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, den Vertriebs- und Werbemaßnahmen und der Beschaffung der Eigen- und Fremdmittel für die Windparkbetreibergesellschaften in Höhe von T€ 97.044 (Vorjahr T€ 148.655). Im Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" verringern sich die Umsätze gegenüber dem Vorjahr auf T€ 49.080 (Vorjahr T€ 49.899), insbesondere infolge des letztjährigen Verkaufs des bis zum vierten Quartal 2016 noch im Eigenbestand befindlichen britischen Windparks Gayton le Marsh. Der Ertrag aus dem Betrieb konzerneigener Windparks in Deutschland liegt nur leicht unterhalb der Erwartungen eines durchschnittlichen Windjahres und damit über denen aus dem Vorjahr. In Großbritannien wurde zwar ein leicht überdurchschnittliches Windjahr verbucht, aufgrund von Währungseffekten lag der Ertrag insgesamt dennoch auf dem Niveau des Vorjahres. In Portugal fielen die Erträge geringer aus als erwartet. Die Umsatzerlöse im Segment "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges", insbesondere aus Betriebsführungsleistungen, betragen T€ 3.741 (Vorjahr T€ 3.210). Die Position Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen mit insgesamt T€ 52.211 (Vorjahr T€ -35.015) resultiert insbesondere aus der Umgliederung der in den Eigenbestand übernommenen Windparks in das Sachanlagevermögen sowie den, infolge der weiterhin verstärkten Akquisitions- und Planungsaktivitäten, erhöhten Vorratsbeständen. Die sonstigen betrieblichen Erträge erhöhen sich infolge positiver Effekte aus Währungsumrechnungen. scroll in T€ 2017 2016 Auflösung Rückstellungen 2.804 2.831 Erträge aus Währungsumrechnungen (Saldo) 2.666 1.357 Übrige sonstige betriebliche Erträge 225 97 Schadensersatz / Versicherungserstattungen 51 196 Sonstige betriebliche Erträge 5.746 4.481 Mit T€ 127.923 steigen der Materialaufwand und die bezogenen Leistungen wegen der zugenommenen Bauaktivitäten im Berichtsjahr entsprechend an (Vorjahr T€ 70.523). Der Personalaufwand erhöht sich im Zuge des Aufbaus des Mitarbeiterbestands auf T€ 11.830 (Vorjahr T€ 10.922). scroll in T€ 2017 2016 Gehälter 10.100 9.289 Soziale Abgaben und Aufwendungen 1.730 1.632 Personalaufwand 11.830 10.922 Die ausgewiesenen Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Höhe von T€ 16.704 (Vorjahr T€ 18.316) betreffen hauptsächlich die planmäßigen Abschreibungen auf die konzerneigenen Windparks. scroll in T€ 2017 2016 Abschreibungen auf Windparks und technische Anlagen 16.657 18.265 Abschreibungen auf Betriebs- und Geschäftsausstattung 37 36 Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte 10 13 Abschreibungen auf Bauten 0 2 Abschreibungen 16.704 18.316 Die gegenüber dem Vorjahr verringerten Abschreibungen auf Sachanlagen resultieren im Wesentlichen aus dem zum Vorjahresende verkauften und damit im Vorjahr noch teilweise im Eigenbestand befindlichen britischen Windpark Gayton le Marsh. Reparatur-, Instandhaltungs- und Pachtkosten der konzerneigenen Windparks, Vertriebskosten im Rahmen der Emission der Anleihen, Aufwendungen aus der Währungsumrechnung sowie Rechts- und Beratungskosten führen im Wesentlichen zu sonstigen betrieblichen Aufwendungen von T€ 18.475 (Vorjahr T€ 17.719). scroll in T€ 2017 2016 Reparaturen und Instandhaltungen Windparks 8.117 7.014 Pachtzahlungen für Windparks 2.508 2.709 Rechts-, Steuer-, Prüfungs- und andere Beraterhonorare, Prozesskosten 1.504 1.429 Gebühren, Abgaben, Beiträge 1.190 1.177 Verwaltungskosten 1.182 1.151 Projektbezogene Aufwendungen (inkl. Planung, Reisekosten usw.) 1.147 1.595 Versicherungen 967 1.112 Werbekosten und Vertriebsaufwand 715 298 Raumkosten 575 510 Strombezug Windkraftanlagen 345 374 Übrige sonstige betriebliche Aufwendungen 215 316 Entkonsolidierungsverluste 10 34 Sonstige betriebliche Aufwendungen 18.475 17.719 Die Zinserträge bleiben vor dem Hintergrund historisch geringer Kapitalmarktzinsen weiterhin niedrig. Aufgrund der Zinsaufwendungen für die langfristige Finanzierung der konzerneigenen Windparks, der Bauzeitzinsen für die im Geschäftsjahr errichteten Windparks sowie der Kosten für die Betriebsmittelkreditinanspruchnahme sowie das Anleihekapital ergeben sich Zinsaufwendungen in einer Gesamthöhe von T€ 16.414 (Vorjahr T€ 18.443). scroll in T€ 2017 2016 Zins- und sonstige Erträge gesamt 190 162 Zinsaufwendungen Banken für Investitionsfinanzierungen 6.504 8.161 Zinsaufwand für Anleihekapital 5.969 6.980 Finanzierungsaufwendungen für sonstiges Fremdkapital (konzernfremde Kommanditanteilseigner) 192 219 Sonstige Zinsaufwendungen 3.749 3.083 Zinsaufwendungen 16.414 18.443 Zinsergebnis -16.223 -18.281 Beteiligungsergebnis 0 28 Finanzergebnis -16.223 -18.254 Finanzlage des Konzerns Das Finanzmanagement des Energiekontor-Konzerns beruht weiterhin unter Berücksichtigung der erwarteten Entwicklungen der Branche auf einem effizienten und nachhaltigen Einsatz der vorhandenen Finanzmittel. Die Finanzpolitik der Energiekontor-Gruppe folgt auch künftig der bewährten Strategie der abgelaufenen Geschäftsjahre. Es ist durch die permanent erfolgreiche Einwerbung von Unternehmensanleihen gelungen, unabhängig von der Kreditpolitik der Banken eine wichtige Grundlage für das weitere Wachstum der Unternehmensgruppe zu schaffen. Im Berichtsjahr wurde eine Stufenzinsanleihe durch die Energiekontor Finanzanlagen V GmbH & Co. KG im Umfang von T€ 22.730 erfolgreich emittiert. Einen Teil des erwirtschafteten vorjährigen Cashflows aus der erfolgreichen Geschäftstätigkeit nutzt Energiekontor im Geschäftsjahr zur außerplanmäßigen Entschuldung des Windparkportfolios. Gemeinsam mit laufend fälligen Anleiherückführungen erfolgen im Geschäftsjahr Rückzahlungen an Anleihegläubiger im Umfang von T€ 51.650. Kreditlinien bei Kreditinstituten bestehen im Rahmen des kurzfristigen Betriebsmitteleinsatzes zur Zwischenfinanzierung von Windpark- und Solarparkprojekten in Höhe von T€ 24.500 (Vorjahr T€ 24.500) und einer Rahmenvereinbarung zur Vergabe von nachrangigen Kredittranchen im Rahmen der Projektfinanzierung. Langfristige Bankfinanzierungen, die überwiegend die Finanzierung der Investitionen in die konzerneigenen Windparks betreffen, belaufen sich zum Geschäftsjahresende auf T€ 126.029 (Vorjahr T€ 90.308). Die liquiden Mittel verringern sich zum Bilanzstichtag auf T€ 69.002 (Vorjahr T€ 118.528). Der Bestand an sonstigen Wertpapieren, im Wesentlichen Bundesobligationen, bleibt weitgehend unverändert und beläuft sich auf insgesamt T€ 10.159 (Vorjahr T€ 10.305). Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten erhöhen sich zum Bilanzstichtag auf T€ 140.708 (Vorjahr T€ 107.010). Die Tilgungsleistung der Kreditverbindlichkeiten von Projektgesellschaften erfolgt im Berichtsjahr wie auch in den Vorjahren planmäßig. scroll in T€ 2017 2016 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten langfristig 126.029 90.308 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten kurzfristig 14.678 16.702 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 140.708 107.010 Die langfristigen Kreditverbindlichkeiten betreffen grundsätzlich die Finanzierung der Investitionen der konzerneigenen Windparkbetreibergesellschaften aus der Errichtung und dem Kauf von Windparks. Die kurzfristigen Kreditverbindlichkeiten beinhalten hauptsächlich die Finanzierung von in der Errichtung befindlichen und kurzfristig zum Vertrieb vorgesehenen Windparkbetreibergesellschaften, Betriebsmittelkreditinanspruchnahmen für Zwischenfinanzierungsdarlehen an Windparkbetreibergesellschaften sowie Zinsabgrenzungen aus der Finanzierung der konzerneigenen Windparks und die binnen Jahresfrist fälligen Tilgungsleistungen auf langfristige Kredite. Die Gesamtfinanzverbindlichkeiten betragen T€ 234.190 (Vorjahr T€ 230.910) und setzen sich wie folgt zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Langfristige Finanzverbindlichkeiten Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 126.029 90.308 Verbindlichkeiten aus Anleihekapital 77.146 87.289 Sonstige Finanzverbindlichkeiten 4.622 5.911 Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten 1.664 1.667 Langfristige Finanzverbindlichkeiten 209.462 185.175 Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 14.678 16.702 Verbindlichkeiten aus Anleihekapital 9.055 28.507 Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten 994 526 Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten 24.728 45.735 Gesamtfinanzverbindlichkeiten 234.190 230.910 Die vorstehend unter den langfristigen Finanzverbindlichkeiten ausgewiesenen Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten betreffen die nach IAS 32 als Fremdkapital auszuweisenden Anteile von Kommanditisten (Minderheiten) an Windparkbetreibergesellschaften, die zum Verbleib im Konzern bestimmt sind. Im Bereich der kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten bestehen solche Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten, soweit Anteile an Projektgesellschaften bereits veräußert wurden, deren Windparks erst nach dem Bilanzstichtag fertiggestellt und übergeben werden. In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind die infolge der niedrigen Kapitalmarktzinsen negativen Marktwerte der zur langfristigen Kapitaldienstsicherung abgeschlossenen Zins- / Währungsswaps (Cashflow-Hedges) in Höhe von T€ -3.454 (Vorjahr T€ -4.513) enthalten. Die Reduzierung resultiert aus dem Zugang von abgesicherten Verbindlichkeiten und dem Effekt aus dem gegenüber dem Euro gesunkenen britischen Pfund. Vermögenslage des Konzerns Das Eigenkapital verbleibt mit T€ 70.232 (Vorjahr T€ 69.477) auf dem Niveau des Vorjahres. Wegen der ebenfalls nahezu unveränderten Bilanzsumme von T€ 361.713 (Vorjahr T€ 361.351) erhöht sich daher auch die Eigenkapitalquote nur leicht auf 19,4 Prozent (Vorjahr 19,2 Prozent). Aus den internationalen IFRS-Bilanzierungsnormen resultieren gegenüber dem deutschen Handelsrecht verschiedene Besonderheiten, die sich auf die Eigenkapitalquote der Gruppe negativ auswirken. Für Energiekontor steht die Absicherung von Zins- und Währungsrisiken, insbesondere in Bezug auf die Zins- und Tilgungsleistungen der konzerneigenen Windparks, im Vordergrund, und zwar aus wirtschaftlichen Erwägungen und damit unabhängig von etwaigen bilanziellen Ausweisaspekten. Bei Windparkfinanzierungen werden zum Zweck der langfristigen Konditionensicherung zunehmend Darlehen mit variablen Konditionen aufgenommen, die bereits bei Finanzierungsabschluss mit Zinsswaps zur Sicherung von Festzinsen versehen werden (Cashflow-Hedges). Die IFRS fordern in IAS 39 nun die künstliche Abspaltung des Derivats (Zinsswap mit Festzins) vom Grundgeschäft (Finanzierungsdarlehen mit variablen Konditionen) und fordern die Bilanzierung des abgespaltenen Derivats. Die Derivate, die ausnahmslos jeweils zusammen mit der Finanzierung in einem geschlossenen Kontrakt abgeschlossen werden, sind jeweils voll effektiv im Sinne der Zinssicherung und damit voll konnex, denn wirtschaftlich dienen sie lediglich dazu, ein variabel verzinsliches Darlehen in ein synthetisches Festzinsdarlehen umzuwandeln. Die in sich geschlossenen Finanzierungskontrakte stellen daher im deutschen Handelsrecht, das sich bekanntermaßen sehr stark den Vorsichtsgrundsätzen bei der Bewertung von Verbindlichkeiten verschrieben hat, aufgrund der vorliegenden Bewertungseinheiten (§ 254 HGB) keine zu passivierenden Verbindlichkeiten dar und wären daher in einem Konzernabschluss nach HGB-Grundsätzen nicht zu bilanzieren. Die IFRS-Handhabung führt mithin bei gesunkenen Kapitalmarktzinsen zum Ausweis einer real nicht existenten Verbindlichkeit und damit zu einer (gegenüber dem HGB) niedrigeren Eigenkapitalquote. Die Ermittlung negativer Marktwerte aus abgeschlossenen Zins- und Währungsswaps basiert auf finanzmathematischen Simulationsmodellen prognostizierter Währungs- und Zinsentwicklungen. Diese negativen Marktwerte sind für die Energiekontor-Gruppe daher rein theoretisch, zumal ein Verkauf oder die Realisierung der Marktwerte vor dem planmäßigen Auslauf der mit den Derivaten gesicherten Zinsbindung nicht in Betracht kommt. Soweit Umfinanzierungen von mit Zinsswaps gekoppelten Darlehen erfolgen, so werden diese stets unter Wahrung der Volleffektivität und Konnexität durchgeführt. Vergleichbar sind die negativen Marktwerte bei solchen synthetischen Festzinsdarlehen in wirtschaftlicher Hinsicht mit Vorfälligkeitsentschädigungen bei traditionellen Festzinsdarlehen, die auch unter IFRS nicht bilanziert werden. In der Segmentberichterstattung (Segmentschulden) werden diese Marktwerte daher auch nicht als Schuldwerte abgebildet (management approach), sondern ihre Bilanzwerte im Rahmen der Ableitung des Segmentreinvermögens neutralisiert. Daneben hat die Umsetzung des ebenfalls umstrittenen IAS 32, wonach Kommanditkapital in der Regel bilanziell nicht als Eigen-, sondern als Fremdkapital qualifiziert wird, für den Konzern zur Folge, dass Minderheiten an sowohl zum langfristigen Verbleib im Konzern bestimmten Windparkbetreibergesellschaften als auch an zum Verkauf bestimmten Projektgesellschaften wie Fremdverbindlichkeiten bilanziert werden müssen. Neutralisiert man diese beiden IFRS-Besonderheiten, ergäbe sich eine (fiktive) Eigenkapitalquote zum Bilanzstichtag von 20,7 Prozent (Vorjahr 20,5 Prozent). Bei der Betrachtung der Eigenkapitalquote ist neben den IFRS-Besonderheiten jedoch ein noch bedeutsamerer Umstand zu berücksichtigen, der die Quoten gegenüber der realen Eigenkapitalausstattung des Konzerns verzerrt. Dieser Umstand besteht darin, dass die betragsmäßig erheblichen Aktivwerte der konzerneigenen selbst hergestellten Windparks nicht zu ihren Verkehrswerten, sondern lediglich zu externen Herstellungskosten bilanziert werden. Neben den zahlreichen akquirierten und noch nicht realisierten Windparkprojekten, die ebenfalls lediglich zu den entstandenen Kosten in den Vorräten bilanziert sind, enthalten die Sachanlagen in der Konzernbilanz demnach erhebliche stille Reserven. Die langfristigen Vermögenswerte erhöhen sich in Konsequenz der Übernahme dreier deutscher Windparks in den Eigenbestand auf T€ 201.104 (Vorjahr T€ 179.591). Sie setzen sich aus den aufgeführten Bilanzpositionen zusammen und werden nachfolgend erläutert. scroll in T€ 2017 2016 Sachanlagen 194.558 171.747 Latente Steuern 6.462 7.721 Forderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 58 60 Beteiligungen 25 53 Sonstige immaterielle Vermögenswerte 1 10 Langfristige Vermögenswerte 201.104 179.591 Die sonstigen immateriellen Vermögenswerte betreffen Softwarelizenzen für den laufenden Geschäftsbetrieb. Die Sachanlagen sind mit den Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich Abschreibungen bilanziert und beinhalten neben den kompletten technischen Anlagen der im Berichtsjahr zu konsolidierenden Windparkbetreibergesellschaften und der Betriebs- und Geschäftsausstattung der Bürostandorte im In- und Ausland auch Windpark- und Ausgleichsgrundstücke. Im Berichtsjahr erfolgt die Aktivierung von drei errichteten inländischen Windparks, was hauptsächlich im Sachanlagevermögen zu den Zugängen im Gesamtumfang von T€ 40.117 (Vorjahr T€ 9.653) beiträgt. Abgänge im Windpark-Sachanlagevermögen gab es im Berichtsjahr lediglich in Höhe von T€ 608 (Vorjahr T€ 43.161, insbesondere aus dem Verkauf des Windparks Gayton le Marsh). Unter Berücksichtigung der planmäßigen Abschreibungen im Berichtszeitraum von T€ 16.657 (Vorjahr T€ 18.265) beläuft sich die Bilanzposition "Technische Anlagen" der Windparkbetreibergesellschaften somit auf T€ 193.692 (Vorjahr T€ 170.928). Die in der Bilanzposition enthaltenen Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung erhöhen sich aufgrund der Aufzinsungen sowie zu erwartender Kostenerhöhungen im Berichtsjahr planmäßig und sind in den zuvor genannten Zugängen enthalten. Innerhalb der langfristigen Forderungen und finanziellen Vermögenswerte sind unter den Forderungen gegen assoziierte Unternehmen Minderheitenbeteiligungen an dritten Unternehmen ausgewiesen. Die sonstigen langfristigen Vermögenswerte setzen sich zum Bilanzstichtag im Wesentlichen aus Kautionen und Rechnungsabgrenzungen in Höhe von T€ 30 (Vorjahr T€ 31) zusammen. Aktive Steuerlatenzen im Konzern sind in Höhe von T€ 6.462 (Vorjahr T€ 7.721) ausgewiesen und detailliert im Konzernanhang erläutert. Hierbei wurden die nach IAS 12 saldierungsfähigen passiven Steuerlatenzen in Höhe von T€ 6.186 (Vorjahr T€ 4.225) verrechnet. Die kurzfristigen Vermögenswerte abzüglich der im Finanzlageteil bereits erläuterten liquiden Mittel und sonstigen Wertpapiere betragen T€ 81.447 (Vorjahr T€ 52.926). Bei den hierin ausgewiesenen Vorräten im Umfang von T€ 47.006 (Vorjahr T€ 34.272) handelt es sich um aktivierte Leistungen von in Ausführung befindlichen Bauprojekten sowie Planungsleistungen für zu realisierende Projekte, insbesondere auch um Vorlaufkosten für die Planungsaktivitäten in Deutschland, Großbritannien, den USA, den Niederlanden und Frankreich. Die kurzfristigen Forderungen und sonstigen finanziellen Vermögenswerte erhöhen sich im Berichtsjahr von T€ 18.224 auf T€ 27.378. Ertragsteuerforderungen (kurzfristig) in Höhe von T€ 7.064 (Vorjahr T€ 430) betreffen Gewerbesteuer- sowie Körperschaftsteuerrückforderungen. Die langfristigen Verbindlichkeiten betragen T€ 234.282 (Vorjahr T€ 208.322). Neben den bereits im Finanzlagebericht erläuterten langfristigen Gesamtfinanzverbindlichkeiten sowie den passiven latenten Steuern sind hier Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung der konzerneigenen Windparkbetreibergesellschaften erfasst. scroll in T€ 2017 2016 Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 12.603 12.099 Langfristige Finanzverbindlichkeiten 209.462 185.175 Sonstige langfristige Verbindlichkeiten 2.576 2.698 Latente Steuern 9.641 8.350 Langfristige Verbindlichkeiten 234.282 208.322 Die zu Barwerten ausgewiesenen Rückstellungen für die Kosten des Rückbaus der konzerneigenen Windparks und der Renaturierung der Windparkflächen haben sich wie folgt entwickelt: scroll in T€ 2017 2016 Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 01.01. 12.099 12.861 Zugänge im laufenden Jahr durch Aufzinsungen 423 383 Ab- / Zugänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Zinssatz) -239 824 Zugänge im Zusammenhang mit Fertigstellung / Erwerb 455 164 Abgänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Rückbaukosten) -135 -649 Abgänge wegen Verkauf und Repowering 0 -1.484 Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 31.12. 12.603 12.099 Rückstellungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, insbesondere im Rahmen der Errichtung der Windparks, sonstige Verbindlichkeiten und Steuerverbindlichkeiten zuzüglich der bereits in der Finanzlage dargestellten Finanzverbindlichkeiten führen zu kurzfristigen Verbindlichkeiten in Höhe von insgesamt T€ 57.199 (Vorjahr T€ 83.551). Die Steuerrückstellungen sind gebildet für zu erwartende Gewerbe- und Körperschaftsteuernachzahlungen für abgelaufene Besteuerungszeiträume. Die sonstigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Projektbezogene Rückstellungen 9.684 8.300 Personalbezogene Rückstellungen 1.871 2.051 Rückstellungen Rechtsstreitigkeiten 29 29 Rechts-, Steuer- und andere Beratungen 534 602 Übrige Rückstellungen 2.541 1.673 Sonstige Rückstellungen 14.660 12.656 Die kurzfristigen Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen erhöhen sich von T€ 6.241 im Vorjahr auf T€ 8.383 im laufenden Jahr. Weitere Verbindlichkeiten betreffen kurzfristige Steuerverbindlichkeiten für Umsatz-, Lohn- und Kirchensteuern sowie sonstige Verbindlichkeiten. Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der AG Lage der Energiekontor AG Die nachfolgenden Erläuterungen beziehen sich auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Energiekontor AG. Im Übrigen gelten die Ausführungen zur Situation des Konzerns sinngemäß. Für die Energiekontor AG ergeben sich folgende Kennzahlen: scroll in T€ 2017 2016 Umsatzerlöse 24.662 51.649 EBITDA (EBIT zzgl. Abschreibungen auf Anlagevermögen) 13.604 44.056 EBIT (EBT zzgl. Finanzergebnis) 13.557 44.009 EBT (Ergebnis vor Steuern) 22.167 39.558 Jahresüberschuss 15.513 28.653 Eigenkapital 103.797 100.205 Bilanzsumme 179.284 165.245 Eigenkapitalquote in % 57,9 60,6 Ertragslage der Energiekontor AG Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat die Energiekontor AG ein positives Ergebnis vor Steuern (EBT) in Höhe von T€ 22.167 (Vorjahr T€ 39.558) erwirtschaftet. Das Ergebnis vor Finanzergebnis und Steuern (EBIT) sowie das Ergebnis vor Finanzergebnis, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) entwickeln sich wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Jahresüberschuss 15.513 28.653 zzgl. Ertragsteuern 6.654 10.905 EBT 22.167 39.558 abzgl. / zzgl. Finanzergebnis -8.610 4.451 EBIT 13.557 44.009 zzgl. Abschreibungen auf Anlagevermögen 47 47 EBITDA 13.604 44.056 Die Gesamtleistung mit T€ 26.461 (Vorjahr T€ 51.784) wie auch die Betriebsleistung mit T€ 27.615 (Vorjahr T€ 55.091) resultieren im Wesentlichen aus der erfolgreichen Realisierung von Windkraftprojekten in Deutschland. In die Betriebsleistung einbezogen sind die Umsatzerlöse, die Bestandsveränderungen sowie die sonstigen betrieblichen Erträge. scroll in T€ 2017 2016 Umsatzerlöse 24.662 51.649 Bestandsveränderungen 1.799 135 Gesamtleistung 26.461 51.784 Sonstige betriebliche Erträge 1.154 3.307 Betriebsleistung 27.615 55.091 Die im Jahr 2016 deutlich höheren Umsatzerlöse resultierten im Wesentlichen aus dem Verkauf des britischen Windparks Gayton le Marsh sowie aus Planungserlösen für die hohe Anzahl von zum Jahresende 2016 erteilten Baugenehmigungen. Im Rahmen der Akquisitions- und Planungsaktivitäten erhöhen sich die Vorräte ungeachtet der erfolgreichen Projektrealisierungen per saldo um T€ 1.799 (Vorjahr T€ 135). Die sonstigen betrieblichen Erträge mindern sich im Geschäftsjahr auf T€ 1.154 (Vorjahr T€ 3.307). Ausgewiesen unter dieser Position sind insbesondere Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen, Währungsumrechnungen und Wertaufholungen von in früheren Perioden wertberichtigten Positionen des Finanzanlagevermögens. scroll in T€ 2017 2016 Erträge aus Wertaufholungen im Finanzanlagevermögen (Zuschreibungen) 539 514 Erträge aus Währungsumrechnungen 387 883 Auflösung von Rückstellungen 83 1.836 Übrige betriebliche Erträge 83 57 Fördermittel 38 0 Versicherungsentschädigungen 25 17 Sonstige betriebliche Erträge 1.154 3.307 Die Planungs- und Akquisitionsaktivitäten für die überwiegend inländischen Windkraftprojekte führen gegenüber dem Vorjahr zu erhöhten bezogenen Leistungen für Planungstätigkeiten und Projektvorlaufkosten in Höhe von T€ 11.063 (Vorjahr T€ 6.969), die unter den Materialaufwendungen auszuweisen sind. Der Personalaufwand erhöht sich mit T€ 10.513 (Vorjahr T€ 9.806) im Geschäftsjahr im Rahmen des sukzessiven und kontinuierlichen Personalaufbaus. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten im Wesentlichen allgemeine Verwaltungskosten, Vertriebs-sowie Rechts- und Beratungskosten und erhöhen sich leicht auf T€ 4.898 (Vorjahr T€ 4.435), was im Wesentlichen durch den Anstieg der Vertriebskosten verursacht ist. scroll in T€ 2017 2016 Verwaltung und übrige Kosten 1.443 1.355 Vertriebskosten 1.322 450 Rechts- und Beratungskosten, Prozesskosten 1.094 963 Raumkosten 529 468 Projektbezogene Aufwendungen 215 868 Versicherungen, Gebühren, Beiträge 164 262 Reisekosten Arbeitnehmer 89 69 Aufwendungen aus Kursdifferenzen 41 0 Sonstige betriebliche Aufwendungen 4.898 4.435 Im Berichtsjahr erhält die Energiekontor AG wegen der höheren Gewinne aus der Errichtungstätigkeit Erträge aus Ergebnisabführungsverträgen verbundener Unternehmen von der Energiekontor Infrastruktur- und Anlagen GmbH in Höhe von T€ 12.463 (Vorjahr T€ 10.176). Die Abschreibungen setzen sich im Berichtsjahr aus Abschreibungen auf Sachanlagen in Höhe von T€ 47 (Vorjahr T€ 47) zusammen. Das Zinsergebnis ist mit T€ -875 (Vorjahr T€ -1.058) weiterhin negativ und resultiert wesentlich aus Zinsaufwendungen für die Aufnahme des Anleihekapitals. Die Zinserträge verbleiben vor dem Hintergrund historisch geringer Kapitalmarktzinsen auf sehr niedrigem Niveau und resultieren vornehmlich aus Darlehensgewährungen an konzernzugehörige Windparkbetreibergesellschaften. Das Finanzergebnis entwickelte sich wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 320 576 davon von verbundenen Unternehmen 149 261 Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 354 99 davon von verbundenen Unternehmen 277 37 Zinsen und ähnliche Aufwendungen -1.549 -1.733 davon an verbundene Unternehmen -216 -125 Zinsergebnis -875 -1.058 Erträge aus Beteiligungen 9.997 375 davon von verbundenen Unternehmen 9.997 375 Abschreibungen auf Finanzanlagen -512 -3.768 Finanzergebnis 8.610 -4.451 Im Finanzergebnis werden Erträge aus Beteiligungen in Höhe von T€ 9.997 (Vorjahr T€ 375) ausgewiesen. Diese setzen sich aus Gewinnzuweisungen konzernzugehöriger Windparkbetreiber- und Dienstleistungsgesellschaften zusammen. Im Berichtsjahr erfolgten Abschreibungen auf Finanzanlagen in Höhe von T€ 512 (Vorjahr T€ 3.768), resultierend aus Wertberichtigungen bei Anteilen und Ausleihungen an Tochterunternehmen. Diese Wertberichtigungen sind zum Großteil bedingt durch die regelmäßig durchgeführten Impairmentprüfungen. Finanzlage der Energiekontor AG Entsprechend den Ausführungen zur Energiekontor-Gruppe beruht das Finanzmanagement der Energiekontor AG insbesondere unter Berücksichtigung der erwarteten Entwicklungen der Branche weiterhin auf einem effizienten und nachhaltigen Einsatz der vorhandenen Finanzmittel und Liquiditätsrücklagen. Für die bankenunabhängige Finanzierung von Windparkprojekten bestehen Unternehmensanleihen im Gesamtumfang von T€ 13.000 (Vorjahr T€ 21.000), deren Zusammensetzung sich aus dem Anhang der Gesellschaft ergibt. Die liquiden Mittel und Wertpapiere betragen zum Bilanzstichtag T€ 46.023 (Vorjahr T€ 89.661). Die Minderung beruht im Wesentlichen auf der Finanzierung von Bestandsparks über Kapitalerhöhungen und Darlehen für deren vorzeitige Entschuldung durch die Rückführung bestehender Kredite (Deleveraging). Des Weiteren wurden Mittel verwendet für die Rückzahlung einer Unternehmensanleihe sowie erhebliche Steuerzahlungen für das Geschäftsjahr 2016 und Steuervorauszahlungen für das aktuelle Geschäftsjahr. Unter der Position Wertpapiere sind Bundesanleihen mit Laufzeiten bis 2018 und 2019 ausgewiesen. Im Berichtsjahr sind keine Bankguthaben (Vorjahr T€ 10.176) mit kurzfristigen Bankverbindlichkeiten, die mit diesen Guthaben besichert sind, saldiert. scroll in T€ 2017 2016 Bankguthaben, Kassenbestand 35.799 79.437 Wertpapiere 10.224 10.224 Liquide Mittel und Wertpapiere 46.023 89.661 Vermögenslage der Energiekontor AG Der positive Jahresüberschuss führt im Berichtsjahr, saldiert mit der Dividendenzahlung und den Auszahlungen für Aktienrückkäufe, zu einem Eigenkapital von T€ 103.797 (Vorjahr T€ 100.205). Das Eigenkapital entwickelt sich während des Berichtszeitraums wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Eigenkapital am 01.01. 100.205 83.512 Jahresüberschuss 15.513 28.653 Dividende für Vorjahr -11.670 -11.682 Zahlungen für Aktienrückkäufe -251 -278 Eigenkapital am 31.12. 103.797 100.205 Das Eigenkapital setzt sich zum Bilanzstichtag aus folgenden Komponenten zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Ausgegebenes Kapital nominal 14.577 14.592 Kapitalrücklage 41.237 41.237 Gesetzliche Gewinnrücklage 15 15 Andere Gewinnrücklagen 39.221 29.667 Bilanzgewinn 8.747 14.694 Eigenkapital am 31.12. 103.797 100.205 Die Eigenkapitalquote liegt im Geschäftsjahr mit 57,9 Prozent leicht unter dem Vorjahresniveau (Vorjahr 60,6 Prozent). Das Anlagevermögen beinhaltet im Wesentlichen Finanzanlagen und erhöht sich im Berichtsjahr, insbesondere infolge von Kapitalerhöhungen und Ausleihungen an Tochtergesellschaften, auf T€ 82.684 (Vorjahr T€ 40.523). scroll in T€ 2017 2016 Immaterielle Vermögensgegenstände 1 10 Sachanlagen 131 123 Finanzanlagen Anteile an verbundenen Unternehmen 53.364 38.160 Ausleihungen an verbundene Unternehmen 29.134 2.148 Beteiligungen 54 82 Anlagevermögen 82.684 40.523 Die Anteile an verbundenen Unternehmen erhöhen sich, insbesondere infolge der bereits beschriebenen Kapitalerhöhungen für die Finanzierung von Bestandsparks zur vorzeitigen Entschuldung durch die Rückführung bestehender Kredite (Deleveraging). Die Ausleihungen an verbundene Unternehmen betreffen Finanz- und Kapitalforderungen gegen in- und ausländische Windparkbetreibergesellschaften, Planungs- und Errichtungsgesellschaften sowie deutsche Beteiligungsgesellschaften. Sie sind überwiegend verzinslich, der unverzinsliche Anteil wird mit dem Barwert angesetzt. Das Umlaufvermögen mindert sich trotz erhöhter Vorräte aufgrund verminderter liquider Mittel auf T€ 96.600 (Vorjahr T€ 124.722). scroll in T€ 2017 2016 Vorräte 13.289 11.491 Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 790 424 Forderungen gegen verbundene Unternehmen 29.299 22.917 Sonstige Vermögensgegenstände 7.179 184 Wertpapiere 10.224 10.224 Liquide Mittel (Bankguthaben) 35.799 79.437 Rechnungsabgrenzungen 19 46 Umlaufvermögen 96.600 124.722 Die Vorräte beinhalten aktivierte Planungsleistungen für zu realisierende Projekte, insbesondere die projektbezogenen Vorlaufkosten für die Windkraftaktivitäten. In den unter den Forderungen und sonstigen Vermögensgegenständen aufgeführten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind Forderungen aus dem Verkauf von Windparkbetreibergesellschaften, aus Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gründung und dem Vertrieb von Windparks sowie Forderungen aus Planungsleistungen, für die Buchführung und konzerninterne Forderungen für die Personalgestellung bilanziert. Bei den sonstigen Vermögensgegenständen im Umfang von T€ 7.179 (Vorjahr T€ 184) handelt es sich im Wesentlichen um Steuer- und Darlehensforderungen. Steuerrückstellungen in Höhe von T€ 0 (Vorjahr T€ 9.223) und sonstige Rückstellungen für Prozesskosten, Rechts- und Beratungskosten sowie Personalkosten, insbesondere für Urlaub, Überstunden und leistungsabhängige Erfolgsbeteiligungen, und Rückstellungen für kleinere Geschäftsvorfälle ergeben insgesamt bilanzierte Rückstellungen in Höhe von T€ 2.488 (Vorjahr T€ 12.184). Die Verbindlichkeiten erhöhen sich auf T€ 60.450 (Vorjahr T€ 45.274). Dies resultiert im Wesentlichen aus höheren Verbindlichkeiten im Verbundbereich infolge der Darlehensaufnahme bei einer konzernzugehörigen Finanzierungsgesellschaft in Höhe von T€ 22.720 für die Refinanzierung von Bestandsparks. Die Verbindlichkeiten aus Anleihen mindern sich entsprechend der planmäßigen Rückzahlung der Unternehmensanleihe 2012 um T€ 8.000. Die sonstigen Verbindlichkeiten beinhalten fast ausschließlich Umsatzsteuerbeträge aus Jahresendabrechnungen, die zu Beginn des Folgejahres ausgeglichen werden und zum Vorjahresstichtag entsprechend höher waren. scroll in T€ 2017 2016 Anleihen 13.000 21.000 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 2 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 1.225 644 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 39.376 18.069 Sonstige Verbindlichkeiten 6.849 5.558 Verbindlichkeiten 60.450 45.274 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter Per 31. Dezember 2017 arbeiteten insgesamt 139 festangestellte Mitarbeiter (Vorjahr 132) für die Energiekontor-Gruppe. Hinzu kamen 27 Aushilfen, Studenten, Praktikanten (Vorjahr 19). Darüber hinaus beschäftigt das Unternehmen 28 freie Mitarbeiter (Vorjahr 25). Der Mitarbeiterstamm hat sich damit gegenüber dem Vorjahr leicht erhöht. Die Mitarbeiter sind im Wesentlichen Ingenieure, Wirtschaftswissenschaftler und Verwaltungsfachkräfte. Die Tochtergesellschaften in Großbritannien, Portugal, den Niederlanden und den USA beschäftigen ausschließlich lokale Mitarbeiter, die sowohl die Anforderungen an die Geschäftstätigkeit vor Ort kennen als auch über Kenntnisse der deutschen Gepflogenheiten verfügen. Auch in Frankreich arbeitet Energiekontor mit freien Mitarbeitern vor Ort. Neben einem monatlichen Fixum erhält der überwiegende Teil der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter eine leistungsbezogene Erfolgsbeteiligung. Dieses soll die Motivation und die Identifikation mit dem Unternehmen unterstützen. Vorstand und Aufsichtsrat bedanken sich bei den Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für das außerordentliche Engagement und die hohe Motivation. Personelle Veränderung im Vorstand Mit Wirkung zum 1. Juli 2017 hat der Aufsichtsrat der Energiekontor AG Herrn Torben Möller zum dritten Vorstand bestellt. Herr Möller hatte zunächst als Leiter den Bereich Repowering erfolgreich aufgebaut. Weiterhin war er erfolgreich für die Koordination der Innovations- und Wettbewerbsmaßnahmen und die Einführung eines agilen Projektmanagementsystems (Scrum) zuständig. Im Vorjahr wurde er aufgrund seiner bisherigen Leistungen zum Geschäftsführer mehrerer Tochtergesellschaften der Energiekontor AG berufen. Als Vorstand übernimmt Herr Möller neben allgemeinen Aufgaben zusätzlich die Projektentwicklung in Nord-Nordrhein-Westfalen und Frankreich (Wind und Solar) sowie den Bereich Rotorblattverlängerung. Ziel ist es, den Repowering-Bereich mit dem zunehmenden Alter vieler Windparks weiter auszubauen und zu stärken und Energiekontor als Pionier bei der Senkung der Stromgestehungskosten aus erneuerbaren Energien zu etablieren. CHANCEN- UND RISIKOBERICHT Chancen der Energiekontor AG Grundsätzlich birgt jedes im zweiten Teil dieses Kapitels aufgeführte Risiko naturgemäß auch immer eine Chance, die sich aus den gleichen Umständen wie das Risiko ergibt. Das Chancenmanagementsystem der Energiekontor AG ist somit eng an das Risikomanagementsystem angelehnt. Ziel des Chancenmanagements ist es, die sich im Rahmen der Geschäftstätigkeit durch positive Entwicklungen ergebenden Chancen frühzeitig zu erkennen und diese durch geeignete Maßnahmen für das Unternehmen zu nutzen. Im Chancenmanagement werden diejenigen Chancen betrachtet, die relevant und umsetzbar, aber bisher nicht in eine Planung eingeflossen sind. Daher sei dem Risikobericht dieser Teil vorangestellt, in dem beispielhaft einige Chancen für die Energiekontor AG hervorgehoben werden, die sich einerseits aus dem branchenspezifischen Markt ergeben und andererseits aus der strategischen Aufstellung des Unternehmens. Marktumfeld Die Energiekontor AG ist in einem Markt tätig, der zum einen durch natürliche Grenzen (Ressourcenknappheit, Umweltbelastung) und zum anderen durch den politischen Willen (Schonung von Ressourcen und Umwelt) getrieben wird. Aufgrund des internationalen Konsenses, den es mittlerweile zur Energiepolitik gibt, und der internationalen Klimaziele hat sich daraus ein Wachstumsmarkt entwickelt, der mittlerweile von einem regulierten Markt mehr und mehr in einen freien Wettbewerbsmarkt übergeht. Energiekontor ist von Anfang an in diesem Markt tätig und hat sich eine feste Position darin erarbeitet. Dabei hat sich das Unternehmen gezielt in politisch stabilen Ländern wie Deutschland, Großbritannien und Portugal etabliert und mit spezialisierten Teams vor Ort langjährige Erfahrungen gesammelt. Als neue Märkte sind die Niederlande, Frankreich und die USA hinzugekommen. In fast allen Ländern werden mittlerweile die Preise für die Vergütung von Strom aus Wind- und Solarparks über Auktionen und Ausschreibungsverfahren ermittelt, was für mehr Wettbewerb sorgt und Flexibilität fordert. Der Wettbewerb um Flächen für den Bau von Windparks und Photovoltaik-Anlagen wird dadurch zunehmend überlagert von einem Wettbewerb um die niedrigsten Strompreise. Dies bietet in mehrfacher Hinsicht eine Chance für Energiekontor. Zum einen verfolgt das Unternehmen seit jeher das Ziel, die Kosten für die Stromerzeugung aus Wind- und Solarparks durch verschiedene Effizienzmaßnahmen so weit zu senken, dass sie unter denen der konventionellen Energieträger liegen, um den erneuerbaren Energien auf ihrem Weg zu einer 100-prozentigen Vollversorgung zum Durchbruch zu verhelfen. Dies bedeutet gleichzeitig einen Wettbewerbsvorteil in einem sich verschärfenden Marktumfeld. Zum anderen hat Energiekontor in Ländern wie Portugal und Großbritannien jahrelange Erfahrungen mit der erfolgreichen Teilnahme an Ausschreibungen und den Abschlüssen von Stromabnahmeverträgen, die in Zukunft voraussichtlich eine immer größere Rolle spielen werden. Schließlich ist damit zu rechnen, dass kleinere Projektentwickler aufgrund der relativ hohen Vorlaufkosten im Ausschreibungsverfahren zunehmend mit größeren Unternehmen wie der Energiekontor AG kooperieren werden. Strategische Ausrichtung Die Strategie der Energiekontor AG, neben der erfolgreichen Projektentwicklung den Eigenbestand an Windparks unter permanenter Optimierung der Wertschöpfung auszubauen, beinhaltet die Chance, aufgrund des stabilen Cashflows aus dem Eigenparkbestand auch in Zeiten eines für die Projektentwicklung schwierigeren Marktumfelds die personellen und infrastrukturellen Kapazitäten aufrechtzuerhalten und damit eine gewisse Unabhängigkeit von konjunkturellen Einflüssen sowie Änderungen im regulativen Marktumfeld zu erreichen. Die geografische Verteilung der Windparks im eigenen Bestand auf mehrere verschiedene Länder bedeutet darüber hinaus eine natürliche Diversifikation in Bezug auf die Erträge. Das Klumpenrisiko im Falle eines schlechten Windjahres an einem geografisch begrenzten Standort wird dadurch verringert. Mit der Markterweiterung nach Frankreich, den Niederlanden und den USA sowie der Sondierung weiterer Märkte ergibt sich für Energiekontor die Chance, diese Diversifikation weiter auszubauen und den Eintritt in attraktive Märkte zu vollziehen, die aufgrund ihres Potenzials noch erheblichen Entwicklungsspielraum bieten. Die Aktivitäten in Schottland bedeuten insofern ein besonderes Potenzial, als die Windverhältnisse dort außerordentlich gut und die Projekte verhältnismäßig groß sind. Dadurch, dass sich Energiekontor in Schottland bereits mehrere Hundert Megawatt an Flächen gesichert hat, besteht die Chance, in dieser Region unter wenigen Wettbewerbern über die nächsten Jahre nachhaltig Erträge zu erwirtschaften. Vertragspartner / Finanzierung Insbesondere in Großbritannien schließt Energiekontor seit Jahren Stromabnahmeverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs), direkt mit industriellen Stromabnehmern ab. In den USA sind PPAs mit Energieversorgern der übliche Weg, den Strom aus erneuerbaren Energien zu verkaufen. Auch in Deutschland gibt es erste Gespräche über diese Art der Stromvermarktung. Es ist davon auszugehen, dass solche Konzepte auch in anderen Ländern und auch im Bereich der Photovoltaik mehr und mehr zum Einsatz kommen. Die Erfahrung von Energiekontor bei der Ausarbeitung und Verhandlung dieser PPAs kann sich dabei als Wettbewerbsvorteil herausstellen. Energiekontor hat sich innerhalb der letzten 25 Jahre nicht nur in den Ländermärkten und Schwerpunktregionen fest etabliert, sondern auch vertrauensvolle Beziehungen zu Lieferanten, Banken und Anlegern aufgebaut. Da die Finanzierung im Projektgeschäft vor, während und nach der Errichtung von Wind- und Solarparks eine zentrale Rolle spielt, hat sich Energiekontor in dieser Hinsicht eine gewisse Flexibilität und damit einen Vorsprung gegenüber anderen Mitbewerbern erarbeitet. Die verschiedenen Finanzierungsmöglichkeiten von Projekten beinhalten die Chance, auch unter größerem Wettbewerbsdruck Projekte erfolgreich umsetzen zu können. Risiken der Energiekontor AG Die Energiekontor AG hat ein ausführliches Risikomanagementsystem erarbeitet, aus dem detaillierte Abläufe für das interne Reporting und Controlling hervorgehen. Dieses Managementsystem wird regelmäßig überprüft und ggf. veränderten Situationen angepasst. Funktion und Aufgaben des Risikomanagements Das Risikomanagementsystem im Hinblick auf wesentliche und bestandsgefährdende Risiken ist in das wertorientierte Führungs- und Planungssystem der Energiekontor-Gruppe eingebettet. Es ist integraler Bestandteil des gesamten Planungs-, Steuerungs- und Berichterstattungsprozesses in den rechtlichen Einheiten, Geschäftsfeldern und konzernweiten Funktionen. Mit dem Risikomanagementsystem sollen wesentliche und bestandsgefährdende Risiken systematisch und kontinuierlich identifiziert, beurteilt, gesteuert, überwacht und dokumentiert werden, um die Erreichung der Unternehmensziele abzusichern und das Risikobewusstsein im Unternehmen zu erhöhen. Im Rahmen einer operativen Planung erfolgt die Identifikation und Beurteilung von Risiken und Chancen unter Berücksichtigung der jeweils aktuellen Gesetzeslage für einen Planungszeitraum von typischerweise zwei Jahren. Zudem werden in den Diskussionen zur Ableitung der mittelfristigen und strategischen Ziele im Rahmen einer strategischen Planung auch Risiken und Chancen identifiziert und bewertet, die auf einen längerfristigen Zeitraum bezogen sind. Neben der Berichterstattung zu bestimmten Zeitpunkten und bezogen auf die beschriebenen Zeiträume ist das Risiko- und Chancenmanagement im Konzern als kontinuierliche Aufgabe etabliert. Wie im Kapitel "Organisation des Risikomanagements der Energiekontor AG" beschrieben werden die identifizierten Risiken in einer systematischen Informationskaskade regelmäßig an Vorstand und Aufsichtsrat berichtet. Die Bewertung der Risiken erfolgt auf Basis der Eintrittswahrscheinlichkeit und des möglichen Ausmaßes des Risikos gemäß den Stufen niedrig, mittel oder hoch. Auf die Betrachtung der Eintrittswahrscheinlichkeit wird hierbei verzichtet. Bei der Bewertung des Ausmaßes wird die Wirkung grundsätzlich in Relation zum EBT betrachtet. Prozess des Risikomanagements Grundsätzlich lassen sich die vier Phasen der Risikoidentifikation, Risikobewertung, Risikosteuerung und Risikokontrolle unterscheiden, begleitet durch eine Risikopolitik und eine Prozessüberwachung. Idealtypisch lässt sich dieser Prozess wie folgt darstellen (vgl. Abbildung "Risikomanagement-Kreislauf"). Ausgangspunkt des Risikomanagements ist die Formulierung der unternehmungsspezifischen Risikopolitik. Diese Risikopolitik berücksichtigt den Sicherheitsgedanken in der Unternehmung, indem sie die Grundsätze zum Umgang mit Risiken - aber auch mit Chancen - vorgibt und sowohl auf Bereichsebene als auch auf Gesamtunternehmungsebene festlegt, in welchem Verhältnis Chancen und Risiken eingegangen werden dürfen und welche maximalen Risikoausprägungen in Kauf genommen werden sollen. Um ein einheitliches Risikoverständnis im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit zu gewährleisten, hat die Energiekontor-Gruppe im Rahmen ihrer Risikopolitik folgende Grundsätze für den Umgang mit Risiken definiert: ― Jedes Unternehmen muss sich bietende Chancen nutzen. Dabei gilt der Grundsatz "Keine Chance ohne Risiko" - Risiken sind daher grundsätzlich nicht zu vermeiden. ― Chancen und Risiken werden offen kommuniziert. ― Risiken werden regelmäßig analysiert und bewertet. ― Risiken sind so weit wie möglich durch entsprechende Maßnahmen abzusichern. ― Geschäfte, die eine unmittelbare Gefährdung für den Unternehmensbestand darstellen, sind zu vermeiden. Die Phase der Risikoidentifikation umfasst die Sammlung aktueller und zukünftiger (potenzieller und latenter) Risiken. Risikomanagement-Kreislauf Sie stellt dadurch den wichtigsten Schritt im Rahmen des Risikomanagements dar, denn ihr Ergebnis ist entscheidend für die in allen nachfolgenden Prozessschritten ablaufenden Tätigkeiten. Instrumente, die zur Identifikation von Risiken eingesetzt werden können, sind neben Analysen (Unternehmungsanalyse, Umfeldanalyse) und Prognosen vor allem die Frühaufklärung. Letztere hat neben einer frühzeitigen Erfassung verdeckt bereits vorhandener Risiken auch eine Ortung latenter Chancen sowie die Sicherstellung der Einleitung entsprechender Maßnahmen zur Risiko- / Chancensteuerung zum Inhalt. Sie kann operativ - auf Basis von Kennzahlen, Hochrechnungen und Indikatoren - sowie strategisch - auf Basis von "Weak Signals" - ausgerichtet sein. Die Risikoidentifikation erfolgt bei Energiekontor auf verschiedenen organisatorischen Ebenen im Rahmen eines ineinander verzahnten Prozesses. In turnusmäßig oder anlassbezogen stattfindenden Sitzungen und Workshops werden Risiken vor allem auf der Grundlage von regelmäßigen Umfeld-, Markt- und Wettbewerbsanalysen identifiziert und bewertet. Mindestens einmal jährlich wird im Rahmen der Risikoanalyse und Risikobewertung ein Risikoportfolio erstellt, in dem die identifizierten Risiken nach Entrittswahrscheinlichkeit und (potenzieller) Schadenshöhe bewertet und visualisiert werden. Ziel ist es, vor allem die zentralen und ggf. bestandsgefährdenden Risiken herauszufiltern und durch entsprechende Maßnahmen zu vermeiden bzw. die Eintrittswahrscheinlichkeit zu reduzieren. Im Rahmen der Risikosteuerung müssen dann Möglichkeiten gefunden werden, die eine Reaktion auf das identifizierte und bewertete Risikospektrum erlauben und gleichzeitig im Einklang mit der festgelegten Risikopolitik stehen. Durch unterschiedliche Strategien und Maßnahmen soll aktiv versucht werden, das Verhältnis von Chancen und Risiken auszugleichen und die Risikostrategie an die Gesamtunternehmungsstrategie anzupassen. Dabei stehen einer Unternehmung grundsätzlich vier verschiedene Steuerungsmöglichkeiten zur Auswahl: Vermeidung mit gleichzeitigem Geschäftsverzicht, Verminderung, Überwälzung z. B. auf eine Versicherung oder das Selbsttragen des Risikos. Bei Energiekontor liegt der Schwerpunkt der Risikosteuerung dabei vor allem auf ― den Maßnahmen zur Risikoverminderung und -kompensation (z. B. Entwicklung von Plan B-Maßnahmen oder spezieller Maßnahmenprogramme (EEG / CfD-Maßnahmen) zur Reduzierung regulatorischer Risiken), ― Maßnahmen zur Risikoüberwälzung auf Dritte (z. B. durch den Abschluss von Versicherungen oder Einbindung externer Haftungspartner) ― sowie auf der Vermeidung bestandsgefährdender Risiken. Insbesondere bei dem letztgenannten Punkt spielen interne Risikorichtlinien eine zentrale Rolle, um vornehmlich potenzielle Finanz- und Haftungsrisiken, die aus eigenen Handlungen resultieren, von vornherein auszuschließen bzw. weitgehend zu minimieren. Die Risikokontrolle soll gewährleisten, dass die tatsächliche Risikosituation der Unternehmung mit der geplanten Risikoprofilsituation übereinstimmt. Zur Unterstützung der Kontrolle ist es notwendig, ein Berichtswesen in der Unternehmung zu implementieren, das die Risikosituation aufzeigt, die Risiken im Zeitablauf darstellt und einen Gesamtüberblick ermöglicht. Um diesbezüglich Redundanzen zu vermeiden und keine Parallelprozesse und -strukturen im Unternehmen zu etablieren, wurden Risikoreporting und die Risikokontrolle bei Energiekontor weitestgehend in das vorhandene Controlling- und Berichtswesen integriert. Prozessbegleitend ist eine Risikokommunikation im Unternehmen erforderlich, die eine rechtzeitige Weiterleitung der relevanten Informationen an die jeweils Verantwortlichen sicherstellt und das Risikobewusstsein in der Unternehmung stärken soll. Rechnungslegung und Risikomanagement Auch im Bereich der Rechnungslegung kommt dem Risikomanagement eine gewisse Bedeutung zu, wenn auch die Prozesse im Bereich der Rechnungslegung nicht expliziter Bestandteil des Risikomanagementsystems sind. Im Hinblick auf den Rechnungslegungsprozess soll das interne Kontrollsystem (IKS) eine vollständige, richtige und zeitnahe Übermittlung und Verarbeitung von Informationen gewährleisten. Vermieden werden sollen damit materielle Falschaussagen in Buchführung und externer Berichterstattung bei der Aufstellung des Abschlusses der Energiekontor AG, des Lageberichts, des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Ein wesentliches Merkmal des IKS innerhalb des Energiekontor-Konzerns ist die dezentrale Organisation des Rechnungswesens. In allen größenmäßig relevanten, rechtlich selbstständigen Einheiten sind für unternehmenskritische Abläufe und Kernprozesse effiziente Strukturen eingerichtet. Unter Berücksichtigung verfügbarer Ressourcen sowie unter Wirtschaftlichkeits- und Effektivitätsaspekten achtet die Geschäftsführung auf eine weitestgehende Trennung von Ausführungs-, Genehmigungs- und Kontrollfunktionen. Das Konzernrechnungswesen unterstützt alle in- und ausländischen Gesellschaften im gesamten Konzernrechnungslegungsprozess. In Zusammenarbeit von Rechnungswesen und Abschlussprüfer wird sichergestellt, dass - insbesondere bei Änderungen - die Anforderungen an die externen Berichtserfordernisse hinsichtlich Art und Umfang der Angabepflichten vollumfänglich erfüllt werden. Maßgebliche Bilanzierungs- und Bewertungsvorschriften sowie die Abbildung spezifischer Sachverhalte werden für die Erstellung von Jahres- und Halbjahresabschlüssen zugrunde gelegt. Die Einzelabschlüsse der Energiekontor AG und ihrer Tochtergesellschaften werden unter Beachtung der jeweiligen landesrechtlichen Vorschriften lokal erstellt und in einen IFRS-konformen Abschluss übergeleitet. Zu Kontroll- und Steuerungszwecken werden die Meldedaten aus den Abschlüssen in der Energiekontor AG zentral analysiert und mit den Informationen aus der Unternehmensplanung sowie der internen, unterjährigen Berichterstattung verglichen, um festzustellen, inwieweit prognostizierte Kenngrößen und Kennzahlen erreicht wurden. Überwacht werden auch die Chancen- und Risikobeurteilung und -entwicklung, das Investitionsbudget, die Entwicklung des Belegschaftsstands, der Fortgang wesentlicher Entwicklungsprojekte, der Umfang der als Sicherheit gestellten Vermögenswerte oder die Einhaltung von Kennzahlen. Die Konsolidierung einschließlich Dokumentation und Analyse der Berichtsdaten erfolgt mittels handelsüblicher Standardsoftware. Im Fall von ungewöhnlichen oder komplexen Sachverhalten bestehen zudem eigens entwickelte Tabellenkalkulationslösungen. Um den strengen Anforderungen zu genügen, achtet die Unternehmensführung auf die Einhaltung notwendiger Dokumentationspflichten. Änderungen aus Grundgeschäften, die sich aus dem gewöhnlichen Geschäftsverkehr ergeben können, werden fortlaufend überwacht. Dabei werden unterschiedliche Kontrollmechanismen genutzt, wie die Beachtung des Vier-Augen-Prinzips, der Einsatz von Checklisten, eine duale Unterschriftenregelung bei verpflichtendem Schriftverkehr, ein gestaffeltes Genehmigungssystem bei Bestellvorgängen, die Verpflichtung zur Einholung von Vergleichsangeboten vor Auftragserteilung an Lieferanten und ein Berechtigungskonzept, das die Zugriffsrechte auf einzelne IT-Systeme und Systemtransaktionen sowie elektronische Speichermedien regelt. Prozessunabhängige Überwachungsmaßnahmen werden vom Aufsichtsrat durchgeführt. Über die Entwicklung einzelner Risiken, die wesentlichen Einfluss auf Abschlussgrößen haben, wird regelmäßig in Schriftform und in Gesprächen berichtet. Hierzu gehören unter anderem die Bewertung von Rückstellungen und Eventualverbindlichkeiten, die Werthaltigkeit des Anlage- und Vorratsvermögens, die Beurteilung zweifelhafter Forderungen, das Kapitalmanagement oder die Kostenentwicklung laufender Aufträge. Es wird monatlich über die aktuelle Finanzplanung, die Inanspruchnahme von Kredit- und Avallinien sowie über offene Positionen an den Vorstand berichtet. Abweichungen werden kommentiert und verfolgt. Die aus der Finanzberichterstattung gewonnenen Erkenntnisse fließen unter Berücksichtigung der Risikostrategie des Vorstands und weiterer wesentlicher Einflussgrößen in die jährlich aufgestellte Planung ein. Die am Rechnungslegungsprozess beteiligten Mitarbeiter werden z. B. in Form von regelmäßig stattfindenden Schulungen und Workshops zielgerichtet fortgebildet. So wird sichergestellt, dass sie den wachsenden fachlichen Ansprüchen dauerhaft gerecht werden. Hierzu gehören die Betreuung und Bearbeitung von besonderen Sachverhalten in steuerlichen Fragestellungen, Bonitätsprüfungen und die Ermittlung beizulegender Zeitwerte von derivativen Finanzinstrumenten. Die Gesamtheit aller vom Vorstand initiierten Maßnahmen ist darauf ausgerichtet, eine koordinierte, ordnungsgemäße und termingerechte Abschlusserstellung und -prüfung sicherzustellen sowie die Möglichkeiten zu unlauteren Handlungen zu reduzieren. Trotz einer kontinuierlichen Weiterentwicklung des rechnungslegungsbezogenen internen Kontroll- und Risikomanagementsystems kann dennoch nicht sicher ausgeschlossen werden, dass wesentliche Falschaussagen in der Finanzberichterstattung gemacht werden. Organisation des Risikomanagements der Energiekontor AG Das Risikomanagement der Energiekontor AG ist weitestgehend in die vorhandene Ablauf- und Aufbauorganisation integriert, um Redundanzen und parallele Organisations-, Entscheidungs- und Berichtsstrukturen zu vermeiden und um sicherzustellen, dass die zentralen Geschäftsrisiken regelmäßig in den Führungsgremien behandelt werden. Auf die Implementierung einer separaten Risikoorganisation bestehend aus Risikobeauftragten, Risikokoordinatoren und separaten Risikogremien wurde insofern verzichtet. Hinzu kommt, dass es sich bei einem Großteil der Risiken um projekt- und / oder regionenspezifische Risiken handelt, die überwiegend dezentral in den einzelnen Abteilungen und Bereichen behandelt werden, weshalb sich die bei Energiekontor bestehende implizite Risikomanagement-Organisation in der Vergangenheit als effizientes Organisationsmodell bewährt hat. Insgesamt ist das Risikomanagement in die routinemäßigen Arbeitsprozesse des Unternehmens integriert. Das Reporting verläuft dabei als Bottom-up-Struktur von der Mitarbeiterebene bis in die obersten Entscheidungsgremien. Mögliche Risiken werden bereits auf der Arbeitsebene der einzelnen Projektgruppen identifiziert und in den wöchentlichen Meetings, den Team- und Abteilungsmeetings sowie den Entscheidungsratssitzungen diskutiert. Ggf. werden dort bereits Maßnahmen zum Umgang mit den jeweiligen Risiken, die u. U. bereits in hausinternen Leit- und Richtlinien geregelt sind, beschlossen. Sofern nötig, werden die Fragen zur Risikobehandlung der Geschäftsführungs- bzw. der Aufsichtsratssitzung vorgelegt. Bei grundlegenden sowie bereichsübergreifenden Themen werden außerdem Arbeitsgruppen aus unternehmensinternen Experten gebildet, um in regelmäßig stattfindenden Meetings oder nach Bedarf ausgerichteten Workshops Lösungen für spezifische Fragestellungen zu erarbeiten. Prozess des Risikomanagements Kernrisiken der Energiekontor-Gruppe Als Ergebnis der durchgeführten Risikoanalysen ergeben sich aktuell die nachfolgend kurz skizzierten Kernrisiken für Energiekontor. Diese (und weitere) Risiken wurden im Rahmen der Risikobewertung u. a. in einem Risikoportfolio klassifiziert, um konkrete Maßnahmenprogramme für die zentralen Risiken zu erarbeiten. scroll Kategorie Wahrscheinlichkeit Ausmaß Regulatorischer Rahmen hoch hoch Marktposition mittel hoch Mittelrückführung mittel / niedrig hoch Vertrieb sehr niedrig hoch Akquisition mittel / hoch mittel / hoch Zinsen / Währung mittel mittel / hoch Windaufkommen mittel mittel / hoch Lieferanten / Fristen mittel / hoch mittel Finanzierung mittel mittel Klagen mittel mittel Organisation niedrig mittel Verträge sehr niedrig mittel Projektierung mittel / hoch niedrig / mittel Berichtswesen niedrig niedrig / mittel Wachstum mittel niedrig Technik mittel / niedrig niedrig Rückkauf niedrig niedrig Die Risiken aus allen Gruppen können gleichermaßen hoch sein, deren wirtschaftliche Auswirkungen und deren Beeinflussbarkeit unterscheiden sich jedoch. Die Möglichkeiten des konstruktiven Umgangs mit einschneidenden Veränderungen, vor allem bei frühzeitiger Erkennung und Einleitung entsprechender Maßnahmen zur Risikobeherrschung, bestehen bei allen Risiken. Daher werden im Reporting der Energiekontor-Gruppe entsprechende Indikatoren erfasst und ausgewertet. Durch eine intensive Kontaktpflege mit den Verbänden, Banken, Herstellern und Kunden können Risiken früh erkannt und marktgerechte Alternativen entwickelt werden. Die Risiken werden nachfolgend in strategische und operative Risiken und innerhalb dieser Kategorien in verschiedene Gruppen unterteilt. Strategische Risiken Risiken regulatorischer Rahmenbedingungen Die ökonomische Situation eines Projekts hängt weiterhin entscheidend von der Vergütung des eingespeisten Stroms ab. Europaweit ist eine eindeutige Tendenz festzustellen, nach der die erneuerbaren Energien durch entsprechend geänderte Rahmenbedingungen an die Wettbewerbsbedingungen des Strommarktes herangeführt werden sollen. In Deutschland wird die Vergütung weiterhin durch das Gesetz zum Vorrang erneuerbarer Energien oder Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geregelt, das in den letzten Jahren grundlegend überarbeitet wurde. Das aktuelle EEG 2017 wurde im August 2016 beschlossen und ist seit dem 1. Januar 2017 in Kraft. Ein zentraler Aspekt des überarbeiteten EEG ist die Einführung eines Ausschreibungsverfahrens, um die Förderhöhe zu ermitteln. Während das Ausschreibungssystem für Onshore-Wind in Deutschland 2017 eingeführt wurde, fand die erste Ausschreibung für Photovoltaik-Anlagen in Deutschland bereits Anfang 2015 statt. Die Preise für den Strom aus Wind- und Solarparks sind mit der Einführung des Ausschreibungssystems für beide Technologien deutlich gefallen. Aufgrund weiterer im EEG 2017 geregelter Änderungen (begrenzter jährlicher Ausbau, einstufiges Referenzertragsmodell mit festgelegtem Höchstbieterpreis etc.) könnte sich der Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland unter Umständen verlangsamen. Entscheidend sind für die Energiekontor-Gruppe neben der festgelegten Vergütungshöhe vor allem die Übergangsfristen, Laufzeiten und Deckelungen sowie die Einführung eines Ausschreibungsverfahrens. Der Bestandsschutz von Altanlagen sollte jedoch nicht davon berührt sein. Auch in Portugal und Großbritannien gibt es ebenso wie in Frankreich und den Niederlanden gesetzliche Regelungen bezüglich der Vergütung von Wind- und Sonnenstrom. In den Niederlanden und Frankreich sieht der Gesetzgeber sowohl Ausschreibungen als auch gesetzlich festgelegte Einspeisetarife als Möglichkeiten für die Vergütung des Stroms aus erneuerbaren Energien vor. Während in Portugal in der Vergangenheit nach bestimmten Verfahren Betreiberlizenzen vergeben wurden, hat auch Großbritannien ein Ausschreibungsmodell (CfD) entwickelt, das dem in Deutschland sehr ähnlich ist. Seit 2015 findet dieses Model im Bereich Onshore-Wind jedoch keine Anwendung. Die Energiekontor-Gruppe hat sich daher darauf eingestellt, die Kalkulation für Windenergieprojekte in Großbritannien an den Marktpreisen zu orientieren und sich auf besonders windstarke Standorte zu konzentrieren. Die Wirtschaftlichkeit der Projekte wird durch direkte Stromabnahmeverträge mit großen Industriepartnern (PPAs) gewährleistet. Auch in den USA bildet ein PPA die Grundlage für die Wirtschaftlichkeit von Wind- und Solarparks. Falls ein solches PPA nicht oder nicht rechtzeitig zustande kommt, kann es zu Verzögerungen und auch zu Ausfällen bei der Projektrealisierung kommen. Energiekontor achtet bei der Wahl neuer Ländermärkte auf politische Stabilität und eine gute Bonität. Grundsätzlich können die Gesetze aber auch in diesen Ländern rückwirkend verändert oder außer Kraft gesetzt werden. Als weiteres Risiko kann nicht ausgeschlossen werden, dass Projektgenehmigungen von Behörden aus politischen Gründen verzögert werden. Das Ertrags- und Ergebnisrisiko wird durch die internationale Diversifikation der Energiekontor-Gruppe und die Zusammenarbeit mit Experten reduziert. Marktpositionsrisiken Die Energiekontor AG sieht sich in ihren Kernmärkten Deutschland und Großbritannien sowie in den neuen Märkten USA, Niederlande und Frankreich mit starken Wettbewerbern konfrontiert, von denen einige in bestimmten Geschäftsfeldern aufgrund ihrer Größe und Ressourcenausstattung über Wettbewerbsvorteile verfügen. Ein besonders starker Wettbewerb besteht im Hinblick auf die Akquisition attraktiver Anlagenstandorte, die Beschaffung und den Einkauf von Windkraftanlagen sowie die Einwerbung von Eigenkapital auf dem Kapitalmarkt. Diese Wettbewerbssituation kann unangemessene Preisanstiege verursachen, vorhandene Ressourcen stark verknappen oder bedingt durch hohen Zeitdruck zu Fehlentscheidungen im Unternehmen führen. Darüber hinaus kann sich das Marktumfeld grundsätzlich durch die suboptimale Kommunikation oder, im Extremfall, den Konkurs von Mitbewerbern und einen damit einhergehenden Reputationsverlust der Branche verschlechtern. Investoren könnten sich aufgrund einzelner Problemfälle gegen geplante Investitionen in den Bereich der erneuerbaren Energien entscheiden. Durch die Schaffung diverser Alleinstellungsmerkmale, wie dem Geschäftsmodell oder der Entwicklung von Kosteneffizienzmaßnahmen, sowie die Diversifikation des Geschäfts auf Wind und Solar sowie auf mehrere Ländermärkte hat sich die Energiekontor-Gruppe eine gute Position im Markt erarbeitet. Dennoch besteht das Risiko, dass die Energiekontor AG die Marktsituation in den neuen Märkten wie den Niederlanden, den USA oder Frankreich nicht richtig einschätzt und der geplante Markteintritt nicht in dem Tempo oder Umfang erfolgen kann, wie es durch die Geschäftsleitung geplant ist. Wachstumsrisiko Im Zusammenhang mit den beiden oben genannten Risiken steht das Wachstumsrisiko. Die Energiekontor AG hat sich klare Ziele für das mittelfristige Wachstum des Gesamtunternehmens gesetzt. Aufgrund von Veränderungen des regulatorischen Umfelds und etwaiger protektionistischer Maßnahmen, wie Importzöllen, z. B. in Großbritannien oder den USA, könnte es sein, dass diese Ziele nicht mit den angestrebten Wachstumsraten realisiert werden können, d. h., dass das Wachstum der Energiekontor AG langsamer vorangehen könnte als erwartet und die Wachstumsziele nicht im vorgesehenen Zeitraum erreicht werden. Risiken aus der Rückführung von Anleihefinanzierungen Insgesamt hat die Energiekontor-Gruppe in den vergangenen Jahren nach Abzug der bereits zurückgezahlten Anteile rund € 97 Mio. von privaten Investoren durch die Emission von Anleihen bzw. Inhaber-Teilschuldverschreibungen eingeworben. Es besteht das Risiko, dass die Rückzahlung von Tranchen zu Zeitpunkten fällig wird, zu denen die Liquiditätssituation des Konzerns eine Rückführung nicht zulässt und eine weitere Fremdfinanzierung nicht möglich ist. Darüber hinaus besteht auch das Risiko, dass das Marktzinsniveau zu den Rückzahlungszeitpunkten ggf. notwendige Anschlussfinanzierungen erheblich erschwert und verzögert. Ggf. könnten derartige Umfinanzierungen nur mit erheblichen Risikoaufschlägen umsetzbar sein. Verzögerungen könnten z. B. auch durch zeitliche Verschiebungen in den Genehmigungsverfahren von geplanten technischen Optimierungs- und Repowering-Maßnahmen für die mit Anleihemitteln finanzierten Windparks entstehen, was wiederum zeitliche und ökonomische Rückwirkungen auf die Refinanzierungsfähigkeit dieser Windparks haben könnte. Sollten Anleihemittel nicht fristgerecht zurückgezahlt werden können, könnte es zu Klagen und Rechtsstreitigkeiten mit Anlegern und im äußersten Fall zu einer Blockierung des Finanzflusses im Unternehmen kommen. Dies könnte es unter Umständen erforderlich machen, vorhandene Liquiditätsreserven der Energiekontor AG zu nutzen und / oder im Bestand befindliche Windparks zu veräußern, um die notwendigen Mittel für Anleiherückführungen fristgerecht zur Verfügung zu stellen. Vorzeitige Kündigungen durch die Anleihegläubiger vor dem vertraglichen Ablauf der Anleihelaufzeiten sind jedoch satzungsgemäß nicht möglich, weswegen unplanmäßige Rückzahlungen, dafür erforderliche Notverkäufe und ähnliche Szenarien ausgeschlossen sind. Alle internen Maßnahmenprogramme sowie die kurz- und langfristigen Liquiditätsplanungen sind darauf ausgerichtet, die vollständige und fristgerechte Rückzahlung der Anleihen auf Basis der vertraglich feststehenden Fälligkeitszeitpunkte rechtzeitig und in geregeltem Umfeld sicherzustellen. Bislang wurden alle von der Energiekontor-Gruppe emittierten Anleihen jeweils in voller Höhe und fristgerecht mit Zins und Tilgung bedient. Ebenso wurden stets alle fälligen Anleihen und Genussscheine jeweils vereinbarungsgemäß und vollständig an die Gläubiger zurückgezahlt. Vertriebsrisiken Grundsätzlich kann sich der Verkauf von Windenergieprojekten oder die Platzierung von Anleihen verzögern oder als gänzlich unmöglich erweisen. Die Marktpreise und Herstellungskosten für genehmigte Projekte können divergieren, sodass ein Verkauf von Windparks für das Unternehmen wirtschaftlich nicht mehr sinnvoll ist. Bedingt durch eine erschwerte Refinanzierung von Investoren können sich Verzögerungen in den Projektabläufen ergeben, die den Cashflow der Energiekontor-Gruppe beeinträchtigen und damit die Umsetzung neuer Projekte gefährden. Vor diesem Hintergrund sind in den vergangenen Jahren verschiedene Vertriebswege etabliert worden. Organisationsrisiken Die mangelnde Personalverfügbarkeit oder -qualifikation kann einen Engpass für den Geschäftsverlauf darstellen. Es besteht das Risiko, dass Personal aufgrund bestehender Marktknappheiten nicht zeitgerecht eingestellt werden kann. Dadurch könnten Kostenrisiken entstehen, weil zusätzliche externe Experten und Berater mit der Leistungserbringung beauftragt werden müssen. Aber auch in anderen Unternehmensbereichen muss ausreichend qualifiziertes Personal in Abhängigkeit von unternehmensinternen Abläufen zur Verfügung stehen. Zur Minimierung von Fehlentscheidungen oder zeitlichen Verzögerungen ist hoch qualifiziertes Personal eine wesentliche Voraussetzung. Gleichzeitig muss die Personalstruktur sicherstellen, dass im Unternehmen ausreichend Potenzial für Innovationen und Kreativität besteht. Die Personalstruktur der Energiekontor-Gruppe basiert daher auf einer ausgewogenen Mischung von langjährigen und neuen Mitarbeitern. Risiken aus dem Berichtswesen Aufgrund von fehlerhaften Berechnungen, Berichten oder Prognosen können Einschätzungen vorgenommen werden, die sich in der Zukunft nicht erfüllen lassen. Erwartungen können geweckt werden, die sich nicht erreichen lassen. Dieses könnte nicht zuletzt zu einer Abkehr der Aktionäre und damit zu einem überproportionalen Absinken des Aktienkurses führen. Die langjährige Erfahrung der Energiekontor-Gruppe relativiert dieses Risiko. Rückkaufrisiken Grundsätzlich sind die Beteiligungsangebote der Energiekontor AG auf eine Laufzeit von 20 Jahren ausgelegt. Abweichend davon hat das Unternehmen den Kommanditisten verschiedener Windparkbetreibergesellschaften bereits beim Beitritt zur Gesellschaft den Rückkauf ihrer Beteiligung nach fünf oder zehn Jahren Laufzeit angeboten. Die bei Angebotsabgabe sorgfältig kalkulierten Rückkaufpreise gewährleisten den Rückkauf der Anteile oder des gesamten Geschäftsbetriebs zu für die Energiekontor AG wirtschaftlichen Bedingungen. Diese optionalen Rückkaufverpflichtungen können seit Ende 2007 sukzessive wirksam ausgeübt werden. Sofern sich die Kommanditisten für den Verkauf entscheiden, sind einzelne oder alle Kommanditanteile gesamtheitlich oder in Tranchen oder aber der gesamte Geschäftsbetrieb der jeweiligen Windparkbetreibergesellschaften zu einem definierten Kaufpreis zu übernehmen. Ein Risiko besteht darin, dass der kalkulierte Rückkaufpreis zum Rücknahmezeitpunkt nicht dem dann gegebenen tatsächlichen Marktwert entspricht und insofern Wertberichtigungen vorgenommen werden müssen. Ein weiteres Risiko könnte aus ungünstigen Kapitalmarktentwicklungen resultieren, die sich nachteilig auf die Konditionen (Zins, Laufzeit) der Rückkauffinanzierung auswirken können. Sollten Rückkäufe darüber hinaus zu einem Zeitpunkt getätigt werden müssen, zu dem benötigte Fremdmittel von den Banken restriktiv vergeben werden, könnte dieses neben rechtlichen Risiken auch zu finanziellen Engpässen der Energiekontor-Gruppe führen. Zur Minimierung dieser Risiken werden sämtliche Rückkäufe systematisch geplant und frühzeitig alternative Finanzierungslösungen entwickelt. Außerdem stehen den Projekten entsprechende Werte gegenüber, die eine Finanzierung in der Zukunft absichern. Operative Risiken Umfeldrisiken Akquisitionsrisiken Entscheidend hängt die geplante Unternehmensentwicklung von der Gewinnung neuer potenzieller Windparkflächen, aber auch dem Aufbau / Zukauf von neuen Projekten für den konzerneigenen Bestand ab. Durch einen verstärkten Flächenwettbewerb und damit einhergehende mögliche überdurchschnittliche Pachtforderungen können sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für zukünftige Projekte deutlich verschlechtern. Dieses könnte die geplante Unternehmensentwicklung negativ beeinflussen. Zins- und Währungsrisiken Die Zins- und Währungsbewegung auf den internationalen Märkten kann sich auf die Kreditkonditionen für neue Projekte auswirken, die dadurch in ihrer Wirtschaftlichkeit beeinträchtigt werden können. Um dem Zinsrisiko zu begegnen, nutzt die Energiekontor AG insbesondere bei den Auslandsprojekten teilweise entsprechende Zinssicherungsinstrumente innerhalb der Projektfinanzierung, die langfristig eine zuverlässige Planung ermöglichen und Schwankungen ausgleichen. Währungsrisiken bestehen ausschließlich im Zusammenhang mit der Projektentwicklung und -realisierung in Großbritannien. Zur Minimierung von Währungsrisiken werden üblicherweise die projektbezogenen Verträge in Pfund abgeschlossen. Darüber hinaus wird bei Kreditvalutierung in der Regel ein Hedging zur Absicherung gegen Währungsrisiken vorgenommen. Finanzierungsrisiken Insbesondere wegen der Finanzmarktsituation kann sich grundsätzlich die Finanzierung von Windparkprojekten verzögern oder gänzlich versagt werden. Steigende Risikomargen der Banken und damit verbundene hohe Finanzierungskosten können die Wirtschaftlichkeit genehmigter Projekte und damit deren Umsetzung gefährden. Bedingt durch mögliche erhöhte Sicherheitsanforderungen der Banken, Tendenzen zu Konsortialfinanzierungen, Bankenforderungen nach kürzeren Kreditlaufzeiten und höheren Eigenkapitalquoten oder andere noch nicht vorhersehbare Änderungen für die Finanzierungspraxis können sich Verzögerungen oder Gefährdungen der Projektfinanzierungen ergeben. Vor dem Hintergrund der aktuell herrschenden Bankenkrise kann die Übernahme von Banken oder deren Insolvenz nicht gänzlich ausgeschlossen werden. Sollten Banken zahlungsunfähig werden oder ihre Geschäftspolitik grundsätzlich ändern, könnte sich dieses auf Auszahlungen, Kredite (z. B. Betriebsmittelkredite) oder deren Konditionen und damit auf die Liquidität auswirken. Um diesen Risiken zu begegnen, sind schon in der Vergangenheit unterschiedliche Banken für die Projektfinanzierung in Anspruch genommen worden. Dabei wurden vor allem kleinere bzw. mittelständische Institute berücksichtigt, die einerseits über eine ausreichende Liquidität verfügen und andererseits aufgrund ihrer regionalen Aufstellung nicht oder nicht in so starkem Maße von den Auswirkungen der Finanzmarktkrise betroffen sind. Darüber hinaus versucht die Energiekontor-Gruppe, durch die Begebung von Anleihen und Inhaber-Teilschuldverschreibungen die Abhängigkeit von Banken bei der kurz-, mittel- und langfristigen Finanzierung von Projekten zu reduzieren. Prozessrisiken Risiken aus Windaufkommen Für die Ertragslage eines Windparks ist das standortspezifische Windaufkommen die ausschlaggebende Größe. Neben den bekannten jahreszeitlichen Schwankungen können diese auch über die Jahre auftreten. Dabei sind in der Vergangenheit jährliche Schwankungen von bis zu 30 Prozent vorgekommen. Es ist nicht ausgeschlossen, dass sich aufgrund von mehreren windarmen Jahren oder bei Betriebsbeginn unerwartet schwacher Windsituation die Wirtschaftlichkeit eines Projekts nachhaltig verschlechtert. Dieses Risiko hat im Hinblick auf das Segment der konzerneigenen Windparks eine besondere Relevanz. Mindererträge durch schwache Windjahre wirken sich hier unmittelbar auf die Einnahmen- und Ergebnissituation im Konzern aus. Daraus wiederum resultiert ein spezifisches Risiko für die Energiekontor AG, da sich Mindererträge bei den konzerneigenen Windparks nachteilig auf die Fähigkeit dieser Beteiligungsgesellschaften zur Rückführung der von der Energiekontor AG gewährten langfristigen Ausleihungen auswirken und entsprechenden Wertberichtigungsbedarf zur Folge haben könnten. Bei Neuprojekten wird dem Risiko des Windaufkommens durch entsprechende Sicherheitsabschläge und Worst-Case-Szenarien begegnet, sodass auch in windärmeren Jahren die Rückführung der Kredite nicht gefährdet ist. Klagerisiken Grundsätzlich besteht in allen Phasen der Projektierung das Risiko, dass Klagen / Widersprüche zu Verzögerungen oder zum Versagen von Genehmigungen führen können. Nicht ausgeschlossen werden kann dies auch, wenn Genehmigungen bereits erteilt oder Windkraftanlagen schon errichtet sind. Grundsätzlich ist es möglich, dass Klagen und Widersprüche zu Verzögerungen führen, Windparks bei fehlerhaften Planungen / Genehmigungen rückgebaut werden müssen oder sich nachträglich aufgrund von behördlichen Verordnungen Ausfallszeiten und Betriebsreduzierungen ergeben. Um diesen Risiken zu begegnen, erfolgt die Planung der Energiekontor-Projekte mit der angemessenen Sorgfalt und mit renommierten, erfahrenen Partnern. Auch im Rahmen der Anleiheemissionen sind Klagen von Anleihegläubigern nicht auszuschließen. Diesem Risiko wird durch eine hohe interne Kontrolle und die Zusammenarbeit mit externen Experten begegnet. Vertrags- und Planungsrisiken Vertragliche Regelungen sind in der Projektierung von Windparks ein zentraler Bestandteil. Verträge werden sowohl im Rahmen der Projektierung, z. B. mit Anlagenherstellern oder Grundstückseigentümern, als auch mit Investoren oder mit institutionellen Anlegern abgeschlossen. Risiken liegen zum einen in fehlerhaften Verträgen, zum anderen im grundsätzlichen Prozessrisiko auch bei einwandfreien vertraglichen Regelungen. Zur Vermeidung von Fehlern werden in allen Phasen der Projektierung erfahrene Fachleute mit einbezogen. Darüber hinaus werden wesentliche Risiken durch entsprechende Versicherungen ausgeschlossen oder zumindest reduziert. Risiken aus Projektierung und zeitlichen Verschiebungen Grundsätzlich besteht bei allen Planungsprojekten das immanente Risiko von zeitlichen Verzögerungen, die sich nachteilig auf die Wirtschaftlichkeit der Projekte auswirken können. Zu zeitlichen Verzögerungen kann es dabei in allen Projektphasen kommen. Die meisten unvorhersehbaren Ereignisse finden im Genehmigungsverfahren oder in der Bauphase statt. Darüber hinaus besteht auch das Risiko, dass Projekte gänzlich ausfallen, weil z. B. Genehmigungen versagt oder widerrufen werden oder aber eine wirtschaftliche Durchführung aufgrund von Parameteränderungen nicht möglich ist. Diesen Risiken kann nur durch gezielte Flächenakquisition in Eignungsgebieten, eine geografisch diversifizierte Projektpipeline, ein professionelles Projektmanagement sowie ein optimiertes Vertrags- und Claim-Management begegnet werden. Lieferantenrisiken Zentrale Eingangsgröße der Projektplanung und deren Wirtschaftlichkeit sind die Preise und Lieferfristen für die Windkraftanlagen. Beide Parameter haben sich in den letzten Jahren aufgrund der Finanzkrise im Vergleich zu den Vorjahren positiv entwickelt (Verkürzung der Lieferzeiten, sinkende Anlagenkaufpreise). Es ist nicht ausgeschlossen, dass sich in den nächsten Jahren hier die Konditionen verschlechtern und sich dadurch der wirtschaftliche Druck auf die Projektrentabilität erneut erhöht. Durch lange Lieferzeiten, Preissteigerungen sowie den Wettbewerb um knappes Errichtungsgerät könnte sich die Wirtschaftlichkeit verschlechtern, woraus wiederum eine zeitliche Verschiebung der Projektrealisierung resultieren könnte. Um die wirtschaftliche Planbarkeit der Projekte zu gewährleisten, wird diesen Risiken durch frühzeitige Vertragsabschlüsse mit allen beteiligten Projektpartnern sowie ein straffes Projektmanagement begegnet. Im Zuge der sich konsolidierenden Windenergiebranche verändert sich auch die Lieferantenstruktur. Die Energiekontor-Gruppe begegnet diesem Risiko dadurch, dass sie sich an keinen einzelnen Hersteller bindet, sondern je nach spezifischen Projektbedingungen auf eine breite Basis an verschiedenen Herstellern zurückgreift. Dennoch ist nicht ausgeschlossen, dass es im Verlauf der Konsolidierung zu verlängerten Bauphasen kommt. Technische Risiken Trotz Erprobung und Vermessung der Windkraftanlagen ist deren technische Reife und einwandfreie Funktionsweise nicht immer gewährleistet. Es besteht das Risiko, dass Windkraftanlagen die vertraglich gesicherten Eigenschaften wie z. B. Leistungskennlinien, Verfügbarkeiten oder Schallleistungspegel nicht einhalten können. Diesem Risiko wird durch die Auswahl von Windkraftanlagen verschiedener renommierter Hersteller sowie den Abschluss entsprechender Gewährleistungs- und Wartungsverträge zu begegnen versucht. Außerdem werden Vertragsstrafen und Haftungsklauseln vereinbart. Darüber hinaus werden zur Minimierung dieser Risiken in der Planung entsprechende Sicherheitsabschläge vorgenommen. SONSTIGESErklärung zur Unternehmensführung Die Erklärung zur Unternehmensführung nach dem Bilanzrechtsmodernisierungsgesetz (BilMoG) finden Sie auf der Internetseite www.energiekontor.de unter der Rubrik "Investor Relations". Beschluss zur Frauenquote in Führungsebenen Vorstand und Aufsichtsrat der Energiekontor AG haben sich bei der entsprechenden Beschlussfassung an der aktuellen Frauenquote im Unternehmen orientiert. Demnach beträgt der angestrebte Anteil von Frauen in Vorstand und Aufsichtsrat 0 %. In der Führungsebene unterhalb des Vorstands erhöhte sich der Anteil von 17 % auf rund 19 %. Anforderungen aus § 315 HGB Dem Vorstand sind ― keine Beschränkungen der Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien (§ 315 Abs. 4 Nr. 2 HGB), ― keine Inhaber von Aktien mit Sonderrechten, die Kontrollbefugnisse verleihen (§ 315 Abs. 4 Nr. 4 HGB), und ― keine Sonderrechte von Arbeitnehmern in Bezug auf eine Stimmrechtskontrolle (§ 315 Abs. 4 Nr. 5 HGB) bekannt. Bzgl. der Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals (§ 315 Abs. 4 Nr. 1 HGB) wird auf die Ausführungen im Anhang der AG unter Tz. III.3 verwiesen. Dem Vorstand sind keine direkten oder indirekten Beteiligungen am Kapital (§ 315 Abs. 4 Nr. 3 HGB) größer als 10 Prozent bekannt, mit Ausnahme der nachfolgend dargestellten Beteiligungsverhältnisse: scroll Name, Funktion Aktien (Stück) Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender) 3.759.835 Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender) 3.752.474 Gemäß § 315 Abs. 4 Nr. 6 HGB wird darauf hingewiesen, dass gemäß § 6 (1) der Satzung der Aufsichtsrat die Vorstandsmitglieder ernennt und ihre Zahl bestimmt. Weitere Einzelheiten der Ernennung und der Abberufung regeln die gesetzlichen Vorschriften der §§ 84 ff. AktG. Satzungsänderungen erfolgen entsprechend den Regelungen im AktG. Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehen, existieren nicht (Angabe gemäß § 315 Abs. 4 Nr. 8 HGB). Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft, die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern getroffen sind, existieren nicht. Es gelten die gesetzlichen Regelungen (Angabe gemäß § 315 Abs. 4 Nr. 9 HGB). Darüber hinaus liegt kein Übernahmeangebot vor (§ 315 Abs. 4 Nr. 8 und 9 HGB). Vergütungsbericht a) Vorstand Die Mitglieder des Vorstands erhielten im Geschäftsjahr 2017 Gesamtbezüge für ihre Tätigkeit in Höhe von T€ 975 (Vorjahr T€ 873). Der variable Anteil hiervon beträgt T€ 355 (Vorjahr T€ 344). In der ordentlichen Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 wurde beschlossen, von der in den §§ 286 Abs. 5, 314 Abs. 3 HGB vorgesehenen Opt-out-Möglichkeit Gebrauch zu machen. Auf Grundlage dieses Beschlusses ist die in § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB sowie § 314 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB geregelte Offenlegung der Bezüge jedes einzelnen Vorstandsmitglieds in den Jahresabschlüssen und Konzernabschlüssen der Gesellschaft für die Geschäftsjahre bis einschließlich 2020 entbehrlich. Von Dritten sind ihnen Leistungen im Hinblick auf ihre Tätigkeit im Vorstand weder zugesagt noch im Geschäftsjahr gewährt worden. b) Aufsichtsrat Die Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats ist in der Satzung geregelt und wird betragsmäßig in der Hauptversammlung beschlossen. Die Aufsichtsratsvergütung betrug im Geschäftsjahr 2017 insgesamt T€ 90. Sie hat keinen variablen Bestandteil. Daneben erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats die Erstattung ihrer Auslagen. Neben ihrem Aufsichtsratsmandat haben die Aufsichtsratsmitglieder Dr. Bodo Wilkens und Günter Lammers Leistungen erbracht, für die separate Beratungsverträge mit einem jährlichen Honorar von jeweils T€ 60 abgeschlossen wurden. PROGNOSEBERICHT Die Prognose für das laufende Geschäftsjahr orientiert sich an den Wachstumsplänen der Energiekontor AG auf der Grundlage eines soliden Geschäftsmodells und vor dem Hintergrund der gesetzlichen Änderungen bei der Vergütung regenerativ erzeugten Stroms. a) Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Das Jahr 2018 wird voraussichtlich ein Übergangsjahr für die gesamte Wind- und Solarenergiebranche werden. Hauptgrund dafür sind die dramatisch gesunkenen Preise im Zuge des 2017 eingeführten Ausschreibungssystems für Onshore-Wind in Deutschland, immer noch einer der Hauptmärkte für die Energiekontor AG. Während viele Projekte die internen Vorgaben bei deutlich reduzierten Preiszielen bestehen, müssen einige andere mit geänderten Parametern erneut zur Genehmigung eingereicht werden, damit sie auch unter derzeitigen Marktbedingungen wirtschaftlich rentabel bleiben. Zwar bleibt die Projektpipeline erhalten, die Inbetriebnahme einiger Projekte könnte sich dadurch jedoch ins folgende Geschäftsjahr verschieben. Energiekontor hat mit dem Ziel, den erneuerbaren Energien auf ihrem Weg zu einer 100-prozentigen Versorgung des Strombedarfs zum Durchbruch zu verhelfen, seit Langem Effizienzmaßnahmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette entwickelt. Daher sollte das Unternehmen auch unter verschärften Wettbewerbsbedingungen weiter erfolgreich projektieren können und die Gesamtpipeline der Projekte in verschiedenen Entwicklungsphasen werthaltig bleiben. In Großbritannien entwickelt Energiekontor seit vielen Jahren vielversprechende Projekte in Schottland. Die Inbetriebnahme der ersten Projekte wird dort jedoch nicht vor 2019 erwartet. Auch das ist ein Grund, weshalb Energiekontor in der Projektentwicklung für 2018 ein gegenüber den Vorjahren schwächeres Ergebnis erwartet, bevor das Geschäft ab 2019 wieder mit weiterem Wachstum anziehen sollte. In den einzelnen Bereichen und Ländermärkten erwartet die Geschäftsführung für 2018 folgende Entwicklungen: In Deutschland befinden sich zum Zeitpunkt der Veröffentlichung des vorliegenden Berichts mit Bremen-Hemelingen und Debstedt II zwei Windparks mit einer Gesamtleistung von über 17 MW im Bau. Weitere Projekte mit zusammen über 45 MW Nennleistung sind in der Genehmigungsphase. Aus den oben genannten Gründen müssen jedoch mehrere Projekte umgeplant und erneut zur Genehmigung eingereicht werden. Deren Ergebnisbeitrag wird daher erst für 2019 erwartet. Nachdem Energiekontor alle bis Ende 2016 genehmigten Projekte realisieren konnte, bereitet das Unternehmen für 2018 erste Projekte für die Ausschreibung vor. Hier zeichnete sich nach der ersten Ausschreibungsrunde für Onshore-Wind im Februar 2018 eine leichte Erholung der 2017 stark gefallenen Preise für Strom aus Onshore-Wind ab. So lag der durchschnittliche Zuschlagspreis mit 4,73 €-ct / kWh deutlich über dem der letzten Ausschreibung 2017 (3,8 €-ct / kWh). Das mag vor allem daran liegen, dass es für die ersten beiden Ausschreibungen im Jahr 2018 für Bürgerenergiegesellschaften in Bezug auf Genehmigung und Fertigstellungszeitraum keine Sonderregelungen mehr gibt. Zum anderen hat der Gesetzgeber den Höchstwert für die Gebote, der als Durchschnitt der mittleren Zuschlagswerte aus dem Jahr 2017 bei 5,0 €-ct / kWh gelegen hätte, auf 6,3 €-ct / kWh angehoben, um einen Einbruch beim weiteren Ausbau für Onshore-Wind zu verhindern. Geplant sind für 2018 außerdem zwei gemeinsame Ausschreibungen für Wind und Solar im April und November mit einem Volumen von 400 MW sowie Sonderausschreibungen in den Jahren 2019 und 2020 von jeweils 2 GW für Wind und Solar. Neben den eigenen Projektentwicklungsaktivitäten ist Energiekontor im Gespräch mit einigen kleineren Projektentwicklern und Bürgerenergiegesellschaften, die einen Zuschlag für ein Projekt erhalten haben oder Projekte in die Ausschreibung bringen wollen und dafür Unterstützung im Sinne einer Kooperation bei der Projektierung und dem Bau der Windparks in Anspruch nehmen. Für die Erschließung einer weiteren Schwerpunktregion in Deutschland konnte Energiekontor eine Kooperationsvereinbarung mit einem namhaften Partner aus dem Energieversorgungsbereich schließen. Zielsetzung ist hierbei, zusätzliches Projektpotenzial zu generieren. Eine Umsetzung erster Projekte ist aber aufgrund der planungsrechtlichen Voraussetzung nicht vor 2020 zu erwarten. In Großbritannien führt Energiekontor derzeit in England und Wales Projekte in die Realisierungsphase, für die zum Teil seit Längerem eine Genehmigung vorlag. Dazu gehören z. B. ein Projekt mit etwa 8 MW Gesamtleistung, bei dem noch projektspezifische Probleme gelöst werden müssen, sowie der Windpark Withernwick II, dessen Baubeginn noch 2018 erfolgen soll. Das in Wales gelegene Projekt Pencarreg mit insgesamt etwa 5 MW Leistung hat nach Ende der Berichtsperiode 2017 eine Genehmigung mit optimierten Projektparametern erhalten. Für ein weiteres Projekt mit insgesamt knapp 9 MW Leistung, dessen Rechte zugekauft wurden, erreichte Energiekontor kurz vor Veröffentlichung des vorliegenden Berichts den Financial Close. Die Vergütung des generierten Stroms erfolgt in diesem Fall ohne PPA auf Grundlage eines speziellen, gesetzlich festgelegten Einspeisetarifs für CIC (Community Interest Companies)-Projekte. Der Windpark soll noch 2018 fertiggestellt werden. Energiekontor geht davon aus, dass zukünftig alle Windparkprojekte in Großbritannien ohne staatliche Förderung auskommen müssen und nur auf Basis von Marktpreisen bzw. langfristigen Stromabnahmeverträgen mit industriellen Endabnehmern (sogenannte Enduser PPAs) realisiert werden können. Daher liegt der Fokus in der Projektierung klar auf möglichst großen und windreichen Standorten in Schottland, wo der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien politisch ausdrücklich erwünscht ist und unterstützt wird. Hier hat die Energiekontor-Gruppe in den letzten zwei bis drei Jahren Flächen für die Windparkrealisierung von über 800 MW gesichert. Für Projekte einer Leistung von insgesamt rund 100 MW wird 2018 die Genehmigung erwartet. Mit ersten Inbetriebnahmen aus dieser Pipeline ist jedoch erst 2019 zu rechnen. Ab dann könnte sich der geografische Anteil am Segmentergebnis im Bereich Projektentwicklung deutlich von Deutschland nach Schottland verschieben. Insgesamt hat die Energiekontor-Gruppe in Deutschland und Großbritannien Projekte mit einer Gesamtkapazität von deutlich mehr als 2.000 MW in der Pipeline, die sich in unterschiedlichen Projektphasen befinden. Für all diese Projekte wurden mindestens die Nutzungsverträge abgeschlossen. Teilweise befinden sich die Projekte schon in Bauantrags- und Genehmigungsverfahren, sind schon genehmigt oder sogar schon im Bau. Die sukzessive Realisierung der Projekte aus dieser Pipeline mit, je nach Fortschritt, unterschiedlichen Umsetzungswahrscheinlichkeiten sollte die mittelfristigen Wachstumsziele des Unternehmens sichern. In Portugal beschränken sich die Möglichkeiten weiterer Wind- und Solaraktivitäten auf Anträge für Netzanschlüsse zu reinen Marktkonditionen, d. h., der Strom aus den genehmigten Anlagen würde zum allgemeinen Marktpreisniveau vergütet werden. Weiterhin gibt es keine neuen Verfahren zur Vergabe von Netzkapazitäten für höhere Einspeisetarife. Die Energiekontor-Aktivitäten in Portugal beschränken sich daher im Wesentlichen auf das Bestandsmanagement des vorhandenen Windparkportfolios. Darüber hinaus liefern die mit der Rotorblattverlängerung ausgestatteten Windparks wichtige Daten zur Beurteilung der Ertragssteigerung durch den Einsatz dieser Technologie. Im Bereich Solar gilt seit 2015 sowohl in Deutschland als auch in Großbritannien das Ausschreibungssystem. In Deutschland konzentriert sich Energiekontor auf die Schwerpunktregionen Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern. Dort wird zurzeit eine vorhandene Genehmigung genutzt, um ein bereits in der Bauleitplanung befindliches Projekt voraussichtlich noch im laufenden Geschäftsjahr 2018 realisieren zu können. Außerdem werden Flächen für potenzielle Solarstandorte in Schleswig-Holstein akquiriert. Als Akquiseregionen im Geschäftsjahr 2017 neu hinzugekommen sind Bayern und Baden-Württemberg. So wurde in Bayern bereits eine Fläche gesichert, für die ein Aufstellungsbeschluss gefasst wurde. Mit diesem Beginn der Bauleitplanung ist Energiekontor also auch der erfolgreiche Markteintritt in Bayern gelungen. Das Solarprojekt Garzau-Garzin (10 MW), welches noch im ersten Quartal 2018 fertiggestellt werden konnte, könnte als erstes Solarprojekt in den Eigenbestand übergehen. Im Zuge der Gesamtstrategie des Unternehmens soll der Solarbereich im In- und Ausland deutlich ausgebaut werden. So beabsichtigt Energiekontor, in Deutschland auch an den weiteren Ausschreibungen teilzunehmen. Hierzu sollen aber auch die Aktivitäten in den neuen Märkten Frankeich und USA beitragen, wo man sich jeweils zunächst auf den Bereich Solar konzentriert. Mittlerweile hat Energiekontor geeignete Flächen in beiden Ländern identifiziert. In den USA wurden in der Region West-Texas bislang Flächen für den Bau von Photovoltaik-Anlagen in der Größenordnung mehrerer Hundert Megawatt gesichert. Hierfür sollen bereits im aktuellen Geschäftsjahr 2018 erste PPAs abgeschlossen werden. Die Geschäftsleitung plant, erste Projektrechte ab diesem Zeitpunkt zu veräußern anstatt die Solarparks selbst zu errichten. Ein Grund dafür ist die schnellere Gewinnrealisierung, ein anderer die Schonung des verfügbaren Eigenkapitals. Je nach Projektfortschritt ist daher nicht ausgeschlossen, dass es bereits 2018 auch zu ersten Ergebnisbeiträgen aus den USA kommt. Nach internen Berechnungen sollten die von der Trump-Administration eingeführten Importzölle aufgrund von Ausnahmeregelungen und der sukzessiven Absenkung der Zölle (vgl. Abschnitt USA / Solar im Wirtschaftsbericht) dabei keine signifikante Auswirkung auf die Wirtschaftlichkeit von Solarprojekten in Texas haben. Zum einen haben bereits mehrere asiatische Modulhersteller Preisreduktionen und den Aufbau eigener Herstellungskapazitäten in den USA angekündigt. Zum anderen wurden verschiedene technische Maßnahmen identifiziert, die es ermöglichen, die Wirtschaftlichkeit der Projekte zu verbessern und damit die Auswirkungen der Strafzölle wirtschaftlich weitgehend zu kompensieren. Da für Frankreich geplant ist, die Projektentwicklung von Anfang bis Ende durch Energiekontor ausführen zu lassen, wird hier in den Jahren 2018 / 2019 noch mit keinem Ergebnisbeitrag gerechnet. In den Niederlanden konzentriert sich die Energiekontor-Gruppe vor dem Hintergrund der niederländischen Ausbaupläne für erneuerbare Energien auf Onshore-Wind. Nachdem erste Anlagenstandorte vertraglich gesichert wurden, entwickelt Energiekontor im Südosten des Landes in Kooperation mit einem Bürgerverein ein konkretes Projekt mit bis zu acht Anlagen. Aufgrund der relativ langen Projektentwicklungszeiten für Wind ist hier in den nächsten beiden Jahren jedoch noch nicht mit einem Umsatzbeitrag zu rechnen. Das grundsätzliche Ziel der Energiekontor-Gruppe bleibt die Stabilisierung und nachhaltige Steigerung der Einnahmen aus dem Bereich Projektentwicklung. Perspektivisch soll jeweils etwa die Hälfte des Umsatzes und des Gewinns im In- und Ausland erzielt werden. b) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Das Segment Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks sorgt für kontinuierliche Erträge und schafft dadurch die finanzielle Stabilität und die Grundlage für ein nachhaltiges Unternehmenswachstum gemäß dem Wachstumsmodell der Energiekontor-Gruppe. Aus diesem Grunde soll dieser Bereich systematisch verstärkt und ausgebaut werden. Im Geschäftsjahr 2017 wurde in Bezug auf die mögliche Gewinnmarge rund die Hälfte der 2017 durch das Unternehmen entwickelten Projekte in den eigenen Bestand übernommen. Diese Strategie, nach der die Hälfte der selbst entwickelten Projekte verkauft wird und die andere in den Bestand konzerneigener Wind- und Solarparks übernommen wird, soll in den kommenden Jahren weiter eingehalten werden. Zwar verbleiben dadurch die Gewinnmargen der Projekte, die im Falle eines Verkaufs aufgedeckt würden, als stille Reserven im Anlagenbestand. Allerdings zahlt sich diese Investition als konstante Einnahmen durch den Stromverkauf über einen langen Zeitraum wieder aus. Energiekontor verzichtet damit auf kurzfristige Gewinne zugunsten eines langfristigen gesicherten Unternehmenswachstums. Durch die im Kapitel "Geschäftsverlauf nach Segmenten" unter b) beschriebenen Effizienzmaßnahmen (Repowering, technische Innovation wie die Rotorblattverlängerung, Betriebskostenoptimierung, Laufzeitverlängerung und Umfinanzierung bzw. Kreditrückführung) sollten im Laufe der kommenden Jahre darüber hinaus die Erträge in diesem Segment gesteigert und die Kosten reduziert werden. c) Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges Trotz schwankender Einnahmen aufgrund von unterschiedlichen Windjahren ist in den kommenden Jahren ein tendenziell ansteigendes Liquiditäts- und Ergebnisniveau in diesem Segment zu erwarten. Einen Beitrag dazu liefert die sich ständig erhöhende Zahl der Windparks, die in der Betriebsführung betreut werden. Auch für veräußerte Windparks wird die Betriebsführung bisher in allen Fällen durch die Energiekontor-Gruppe durchgeführt. Eine Erweiterung ist außerdem durch die Übernahme der Betriebsführung von Fremdparks denkbar. Dieser Bereich soll in den nächsten Jahren systematisch zu einer eigenen Dienstleistung ausgebaut werden. Hierbei soll die langjährige Erfahrung in der Betriebsführung von Eigen- und Fremdparks und das in den vergangenen Jahren gewonnene Know-how zur Innovation und Optimierung an eigenen Anlagen auf dem freien Markt angeboten werden. Es ist geplant, diesen Service sukzessive auf alle Märkte, in denen Energiekontor vertreten ist, auszuweiten. Ein Schwerpunkt im Bereich Innovation liegt weiterhin auf der Rotorblattverlängerung. Auf Basis der erfolgreichen Entwicklung für eine Windkraftanlage der 1-MW-Klasse wurde eine Zertifizierung der 1,3-MW-Klasse vorgenommen. Nach erfolgreichen Tests an konzerneigenen 1-MW-Anlagen wurden in Portugal der erste Windpark sowie sechs weitere 1,3-MW-Anlagen mit der Rotorblattverlängerung ausgestattet. Zehn weitere Anlagen sollen 2018 folgen. Auch die Entwicklung der Technologie für Anlagentypen der 1,5-MW- und 2-MW-Klasse ist geplant und befindet sich kurz vor der Prototypenphase. Ein Beispiel für eine nicht ausschließlich technische Innovationsmaßnahme ist die Optimierung der Windparks für den Betrieb über den gesetzlich geregelten Zeitraum von 20 Jahren hinaus. Das Anfang 2016 gegründete Team "Weiterbetrieb - 20 Jahre plus" hat hier eine Pionierrolle eingenommen und seit dem Bestehen bereits die Genehmigung für 17 Windparks erfolgreich bis zu einer Laufzeit von 35 Jahren erwirken können. Durch gezielte Anwendung von Innovations- und Effizienzmaßnahmen wird derzeit auch der wirtschaftliche Weiterbetrieb dieser Windparks sichergestellt. Grundsätzlich strebt Energiekontor eine Gesamtbetriebsdauer der Windparks von 30 bis 35 Jahren an. Gesamtunternehmen Unter der Prämisse einer 100-prozentigen Versorgung des Energiebedarfs mit erneuerbaren Energien hat sich Energiekontor zum Ziel gesetzt, die ersten Wind- und Solarparks zu realisieren, deren Stromgestehungskosten unter denen der konventionellen Energiewirtschaft liegen, um den erneuerbaren Energien insgesamt zu einer höheren Marktdurchdringung zu verhelfen. So bereiten sich die verschiedenen Abteilungen des Unternehmens mit diversen Effizienzmaßnahmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette seit Jahren darauf vor. Diese Kostensenkungsmaßnahmen stellen gleichzeitig einen Wettbewerbsvorteil dar und verhelfen dem Unternehmen in einem sich verschärfenden Marktumfeld mit erhöhtem Kostendruck zu einer guten Positionierung innerhalb der Branche. In Deutschland ist die Vergütung von Strom aus erneuerbaren Energien durch die Ausschreibungen bei Solar seit Anfang 2015 und bei Onshore-Wind seit Anfang 2017 gegenüber den Vorjahren deutlich gesunken. Aufgrund der oben erwähnten Effizienzmaßnahmen zur Kostenreduktion und mit den Erfahrungen im Ausschreibungsverfahren in Portugal sowie den seit 2015 mittlerweile drei Zuschlägen in Ausschreibungen für Solarprojekte in Deutschland ist die Geschäftsleitung der Energiekontor AG sehr zuversichtlich, auch bei den zukünftigen Ausschreibungen für Onshore-Wind erfolgreich zu sein. Dadurch, dass einige Projekte neu ausgelegt und zur Genehmigung eingereicht werden müssen, könnte sich deren Inbetriebnahme jedoch in das Folgejahr verschieben. Neben der Teilnahme an den zukünftigen Ausschreibungen konzentriert sich Energiekontor vor allem auf den Abschluss von Stromabnahmeverträgen mit großen Industriepartnern (PPAs). Mit diesen PPAs hat das Unternehmen in Großbritannien bereits seit vielen Jahren erfolgreich Erfahrungen sammeln und Vertrauen unter den Industriepartnern gewinnen können. Seit dem Wegfall sämtlicher Förderungen durch den Ausschluss aus dem CfD-System ist der Abschluss von PPAs dort mittlerweile die einzige Möglichkeit, weiterhin Onshore-Windparks profitabel zu projektieren. Deshalb liegt der Schwerpunkt für die Entwicklung weiterer Projekte mittlerweile auf Schottland, wo bei hervorragenden Windbedingungen großflächige Windparks ohne Fördermaßnahmen wirtschaftlich realisiert werden sollen. Erste Ergebnisbeiträge aus Schottland werden ab 2019 erwartet. Aus den oben genannten Gründen rechnet die Geschäftsleitung von Energiekontor für 2018 mit einem Übergangsjahr insofern, als insgesamt voraussichtlich nicht die gleiche Kapazität in Betrieb genommen wird wie in den vergangenen Jahren. Von den in Betrieb genommenen Wind- und Solarparks soll dann etwa die Hälfte in den Eigenbestand übergehen. Hierbei gehen die Margen, die im Falle eines Verkaufs aufgedeckt würden, als stille Reserven in den Anlagenbestand über. Dieser kurzfristige Effekt wird jedoch durch die erhöhten Einnahmen beim Stromverkauf im Laufe der kommenden Jahre kompensiert. Mit der Strategie des stringenten Aufbaus eines konzerneigenen Portfolios an Wind- und Solarparks stellt Energiekontor somit die langfristige Sicherung des Geschäfts über den Ausweis kurzfristiger Gewinne. Dem Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" kommt damit eine zentrale Bedeutung im weiteren Wachstumsprozess der Energiekontor-Gruppe zu. Die Umsätze aus diesem Segment sind trotz windabhängiger Ertragsschwankungen besser kalkulierbar als diejenigen aus der Projektierung. Die Einnahmen aus dem Energieverkauf stellen eine stabile Basis für die Liquiditätsplanung im Konzern dar. Bei der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks handelt es sich insofern um das strategische Kernsegment der Energiekontor AG. Die aus dem Betrieb eigener Windparks erzielten Liquiditätsüberschüsse sollen in den nächsten Jahren durch die Erweiterung des bestehenden Eigenparkportfolios sowie durch die konsequente Implementierung der entwickelten Effizienzmaßnahmen stetig weiter ausgebaut werden, wobei der Ausbau primär durch Übernahme von schlüsselfertig errichteten Windparks aus der eigenen Projektentwicklung erfolgen soll. Die Entscheidung zur Übernahme von Windparks in den eigenen Bestand erfolgt stets situationsabhängig und projektbezogen. Die Solarenergiebranche in Deutschland hat in den vergangenen Jahren einen starken Wandel durchlaufen. Die durch Preisverfall und Strafzölle zwischenzeitlich ins Stocken geratene Entwicklung und schlüsselfertige Umsetzung von PV-Projekten ist wieder attraktiver geworden. Neue Chancen haben sich einerseits durch die Einführung des Ausschreibungsverfahrens ergeben. Andererseits hat die EU für den Spätsommer 2018 das Auslaufen der Strafzölle und der damit verbundenen Mindestpreise auf PV-Module aus China beschlossen. Darüber hinaus beabsichtigt die Geschäftsleitung, ihren Spielraum für die weitere Umsetzung von Photovoltaik-Projekten durch die geografische Ausdehnung nach Frankreich und in die USA zu erweitern. Vor allem in den USA konkretisieren sich die Vorhaben, nachdem Energiekontor mit einem eigenen Team vor Ort in West-Texas mittlerweile Flächen für den Bau von PV-Parks mit einer Gesamtleistung von über 600 MW gesichert hat. Neben der Möglichkeit, durch Ausschreibungen PPAs mit einem Stromversorger abzuschließen, führt Energiekontor auch Gespräche mit großen Industrieunternehmen für Enduser-PPAs nach dem bewährten "britischen Modell". Sobald ein PPA abgeschlossen ist, sollen die Projektrechte an einen Investor verkauft werden. Das geschieht voraussichtlich in mehreren Tranchen. Es ist daher nicht ausgeschlossen, dass sich bereits 2018 ein Teil dieser Aktivitäten im Ergebnis niederschlagen wird. Da ein solcher Ergebnisbeitrag bisher nicht in den aktuellen Planzahlen des Unternehmens für 2018 enthalten ist, stellt das Amerika-Geschäft insofern ein zusätzliches Upside-Potenzial für das Geschäftsjahr 2018 dar. Aus den Ländern Niederlande und Frankreich ist 2018 hingegen noch kein Ergebnisbeitrag zu erwarten, weil die Dauer der hier entwickelten Wind- und Solarparks von der Landakquise bis zur schlüsselfertigen Errichtung die typischen drei bis fünf Jahre in Anspruch nehmen wird. Durch die insgesamt gut gefüllte Projektpipeline in den Märkten Deutschland, Schottland, Texas Solar, Niederlande und Frankreich geht die Geschäftsleitung der Energiekontor AG davon aus, dass sich das Unternehmenswachstum ab 2019 mit neuem Schub weiter fortsetzen wird. Dabei tragen die Fortführung von im Unternehmen integrierten und bewährten Strukturen und Arbeitsweisen, wie flache Hierarchien und kostenbewusstes Management, sowie die Nutzung unterschiedlicher Banken, Finanzierungsinstrumente, Anlagenhersteller, Dienstleister und Berater auch in Zukunft zum nachhaltigen und langfristigen Erfolg bei. Die nach wie vor gute Liquiditätssituation des Unternehmens ermöglicht darüber hinaus Raum für flexible Handlungsmöglichkeiten, um im Markt erfolgreich agieren zu können. Neben den regulatorischen Unwägbarkeiten können natürlich projektspezifische oder situationsbedingte Probleme - wie bereits in der Vergangenheit geschehen - auch zukünftig zu Verzögerungen bei der Erlangung von Genehmigungen, bei der Finanzierung bereits genehmigter Projekte und bei der Inbetriebnahme führen. Als wesentliche Risiken und erfolgsbeeinflussende externe Faktoren sind hier vor allem mögliche Verzögerungen in den Genehmigungsverfahren und in der Projektumsetzung (z. B. durch Witterung, Lieferverzögerungen oder mangelnde Verfügbarkeit von Errichtungsgerät) zu nennen. Ziel der Geschäftsleitung ist es, die Voraussetzungen für ein nachhaltiges Unternehmenswachstum weiter zu verbessern, um die Gesamtleistung und das Konzern-EBT in den kommenden Jahren sukzessive und nachhaltig zu steigern. Wesentliche geplante Maßnahmen sind die Verstärkung der Akquisition in allen Planungsbereichen (Inland, Solar, Repowering, Großbritannien und neue Auslandsmärkte) und die Erhöhung der Effizienz durch wirtschaftliche und technische Optimierungsmaßnahmen, insbesondere im Bereich der Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks und der Betriebsführung. Die Mitarbeiterzahl soll parallel dazu in den zentralen Wachstumsbereichen sukzessive und gezielt ausgebaut werden. Dabei kann nicht ausgeschlossen werden, dass der Wachstumsprozess in den kommenden Jahren bedingt durch politische Richtungswechsel und die weitere Reduktion der Fördermaßnahmen für erneuerbare Energien in allen relevanten Zielmärkten nicht immer linear verläuft und es infolgedessen zu Ergebnisschwankungen kommen kann. Insgesamt geht der Vorstand davon aus, dass das Geschäftsjahr 2018 ein Übergangsjahr darstellt, in dem das ausweisbare Konzern-EBT unter dem EBT des Jahres 2017 liegen wird. Hauptgrund ist das in Deutschland in 2017 eingeführte Ausschreibungsverfahren für Onshore-Wind, das zu einer gewissen Wettbewerbsverzerrung und Fehlsteuerung geführt hat und nicht nur Energiekontor, sondern auch viele andere Projektierer zwingt, vorhandene Projekte komplett umgenehmigen zu lassen, um eine wirtschaftliche Realisierung auf Grundlage des extrem gesunkenen Einspeisepreises möglich zu machen. Dies führt zu einer unplanmäßigen Verzögerung bei der Realisierung zahlreicher für 2018 vorgesehener Projekte. Aufgrund der insgesamt gut gefüllten und belastbaren Projektpipelines im In- und Ausland, der großen Fortschritte bei der Realisierung von Projekten auf reiner PPA-Basis (ohne staatliche Förderung) sowie der erwarteten ersten Ergebnisbeiträge aus den neuen Auslandsmärkten geht der Vorstand aktuell aber davon aus, dass 2019 der Wachstumskurs der Vorjahre erfolgreich fortgesetzt werden kann und 2018 ein durch die externen Rahmenbedingungen bedingtes Ausnahmejahr bleibt. Für die einzelnen Segmente lassen sich die Erwartungen für 2018 wie folgt zusammenfassen: Im Segment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" wird aufgrund der geringen Projektrealisierungsaktivitäten im Jahr 2018 mit einem geringeren Segment-EBT im Vergleich zum Vorjahr gerechnet. Im Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" wird unter der Voraussetzung eines annähernd normalen Windjahres und weiterer wirtschaftlicher Optimierungsmaßnahmen mit einem leicht höheren Segment-EBT gegenüber dem Vorjahr gerechnet, zumal auch die im Jahr 2017 in den Eigenbestand übernommenen Windparks zu einer Ergebnisverbesserung beitragen dürften. Im Segment "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" wird aus heutiger Sicht von einer leichten Steigerung in Bezug auf Umsatz und EBT ausgegangen. Grund dafür sind weitere Effizienzmaßnahmen sowie die im Vergleich zum Vorjahr mengenmäßig erhöhte Betreuung von Windparks. Da die Managementvergütung bei allen Windparks an die erwirtschafteten Stromerlöse gekoppelt ist, könnten hier allerdings positive Ergebniseffekte der geplanten Portfolioverstärkung durch gegenläufige Effekte eines unterdurchschnittlichen Windjahres kompensiert werden. BILANZEID Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind. Bremen, im April 2018 Der Vorstand Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender Günter Eschen, Vorstand Torben Möller, Vorstand Jahresabschluss DES KONZERNS (IFRS) Gewinn- und Verlustrechnung DES KONZERNS (IFRS) 01.01.2017 - 31.12.2017 scroll in T€ Erläuterungsziffer Konzernanhang Teil V 2017 2016 1. Umsatzerlöse (1.) 149.865 201.764 2. Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen (2.) 52.211 -35.015 3. Gesamtleistung 202.076 166.749 4. Sonstige betriebliche Erträge (3.) 5.746 4.481 5. Betriebsleistung 207.822 171.230 6. Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen (4.) -127.923 -70.523 7. Personalaufwand (5.) -11.830 -10.922 8. Abschreibungen (6.) -16.704 -18.316 9. Sonstige betriebliche Aufwendungen (7.) -18.475 -17.719 10. Betriebsaufwand -174.933 -117.480 11. Betriebsergebnis (EBIT) 32.889 53.750 12. Erträge aus Beteiligungen an assoziierten Unternehmen 0 28 13. Beteiligungsergebnis 0 28 14. Zinsen und ähnliche Erträge 190 162 15. Zinsen und ähnliche Aufwendungen -16.414 -18.443 16. Zinsergebnis (8.) -16.223 -18.281 17. Ergebnis vor Steuern (EBT) 16.666 35.496 18. Ertragsteuern (9.) -4.778 -10.162 19. Konzernjahresergebnis 11.888 25.334 Angabe der Earnings per Share (gemäß IAS 33) (10.) Unverwässerte Anzahl der Aktien (gewichtet) 14.584.874 14.600.558 Verwässerte Anzahl der Aktien (gewichtet) 14.584.874 14.600.558 Unverwässertes Ergebnis je Aktie 0,82 1,74 Verwässertes Ergebnis je Aktie 0,82 1,74 * Eine Verwässerung des Ergebnisses je Aktie resultiert aus potenziellen Aktien wie etwa Optionsrechten. Diese wirken allerdings nur dann ergebnisverwässernd, wenn sie die Ausgabe von Aktien zu einem Wert unter dem durchschnittlichen Börsenkurs der Aktie zur Folge haben. In 2017 wie im Vorjahr ergab sich kein Verwässerungseffekt. KONZERN-GESAMTERGEBNISRECHNUNG 01.01.2017 - 31.12.2017 scroll in T€ 2017 2016 Konzernjahresergebnis 11.888 25.334 Unrealisierte Gewinne / Verluste aus derivativen Finanzinstrumenten Unrealisierte Gewinne / Verluste aus derivativen Finanzinstrumenten (vor Steuern) 1.059 3.417 Umgliederungen in die Gewinn- und Verlustrechnung (vor Steuern) 0 4.509 Latente Steuern auf unrealisierte Gewinne / Verluste und Umgliederungen -316 -2.364 Unrealisierte Gewinne / Verluste aus derivativen Finanzinstrumenten (nach Steuern) 743 5.562 Unrealisierte Gewinne aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten Unrealisierte Gewinne (vor Steuern) -86 92 Steuern auf unrealisierte Gewinne und Umgliederungen 26 -28 Unrealisierte Gewinne aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten (nach Steuern) -60 65 Posten, die zukünftig möglicherweise in die Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden 683 5.627 Gesamtergebnis 12.571 30.961 Anteile der Aktionäre der Energiekontor AG 12.571 30.961 Konzernbilanz (IFRS) zum 31.12.2017 VERMÖGEN scroll in T€ Erläuterungsziffer Konzernanhang Teil VI. 31.12.2017 31.12.2016 A. Langfristige Vermögenswerte I. Sonstige immaterielle Vermögenswerte (1.2.) 1 10 II. Sachanlagen 1. Grundstücke und Gebäude (1.3.) 734 693 2. Technische Anlagen (Windparks) (1.4.) 193.692 170.928 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung (1.5.) 133 126 194.558 171.747 III. Beteiligungen 25 53 IV. Forderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 1. Forderungen gegen assoziierte Unternehmen (3.) 29 29 2. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte (4.) 30 31 58 60 V. Latente Steuern (5. und V.9.2) 6.462 7.721 Summe langfristige Vermögenswerte 201.104 179.591 B. Kurzfristige Vermögenswerte I. Vorräte (6.) Unfertige Erzeugnisse und Leistungen 47.006 34.272 II. Forderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (7.) 26.216 17.469 2. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte (8.) 1.162 755 27.378 18.224 III. Ertragsteuerforderungen (9.) 7.064 430 IV. Wertpapiere 10.159 10.305 V. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente (10.) 69.002 118.528 Summe kurzfristige Vermögenswerte 160.609 181.759 Summe Vermögen 361.713 361.351 EIGENKAPITAL UND SCHULDEN in T€ Erläuterungsziffer Konzernanhang Teil VI. 31.12.2017 31.12.2016 A. Eigenkapital (11.-17.) I. Ausgegebenes Kapital 1. Gezeichnetes Kapital (Nennkapital) (11.) 14.578 14.653 2. Eigene Anteile (zur Einziehung vorgesehen) (12.) -1 -61 14.577 14.592 II. Kapitalrücklage (13.) 40.428 40.323 III. Rücklagen für ergebnisneutrale Eigenkapitalveränderungen 1. Währungsumrechnung (15.1.) -61 -61 2. Fair-Value-Bewertung IAS 39 (15.2.) -2.381 -3.064 -2.441 -3.124 IV. Gewinnrücklagen (16.) 1. Gesetzliche Rücklagen 15 15 2. Andere Gewinnrücklagen 39.702 30.149 39.717 30.164 V. Kumulierte Konzernergebnisse (17.) -22.049 -12.477 Summe Eigenkapital 70.232 69.477 B. Langfristige Verbindlichkeiten I. Sonstige Rückstellungen (18.) Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 12.603 12.099 II. Finanzverbindlichkeiten 1. Anleihekapital (19.) 77.146 87.289 2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten (20.) 126.029 90.308 3. Verbindlichkeiten ggü. konzernfremden Kommanditisten (21.) 1.664 1.667 4. Sonstige Finanzverbindlichkeiten (22.) 4.622 5.911 209.462 185.175 III. Sonstige Verbindlichkeiten (23.) 2.576 2.698 IV. Latente Steuern 9.641 8.350 Summe langfristige Verbindlichkeiten 234.282 208.322 C. Kurzfristige Verbindlichkeiten I. Steuerrückstellungen (24.) 1.046 9.996 II. Sonstige Rückstellungen (25.) 14.660 12.656 III. Finanzverbindlichkeiten 1. Anleihekapital (19.) 9.055 28.507 2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten (20.) 14.678 16.702 3. Verbindlichkeiten ggü. konzernfremden Kommanditisten 994 526 24.728 45.735 IV. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 8.383 6.241 V. Sonstige Verbindlichkeiten 8.336 8.852 VI. Ertragsteuerverbindlichkeiten 46 71 Summe kurzfristige Verbindlichkeiten 57.199 83.551 Summe Eigenkapital und Schulden 361.713 361.351 KONZERN-EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG (IFRS) 2017 scroll in T€ Aktienkapital im Umlauf Kapitalrücklage Rücklage Währungsumrechnung Rücklage Fair Value (available for sale)1 Rücklage Fair Value (Cashflow-Hedges)2 Gewinnrücklagen Stand zum 31.12.2015 14.612 40.308 -61 38 -8.729 16.421 Veränderungen im Jahr 2016 Einstellungen in Gewinnrücklagen 14.000 Dividendenausschüttung Rückkauf eigener Anteile / Einziehung -20 -257 Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm 15 Differenzen aus Fair-Value-Bewertung 92 7.926 Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung -28 -2.364 Konzernjahresergebnis Stand zum 31.12.2016 14.592 40.323 -61 103 -3.167 30.164 Veränderungen im Jahr 2017 Einstellungen in Gewinnrücklagen 9.790 Dividendenausschüttung Rückkauf eigener Anteile / Einziehung -15 -237 Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm 105 Differenzen aus Fair-Value-Bewertung -86 1.059 Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung 26 -316 Konzernjahresergebnis Stand zum 31.12.2017 14.577 40.428 -61 43 -2.424 39.717 scroll in T€ Kumulierte Konzernergebnisse Summe Anzahl Aktien in TStck. Stand zum 31.12.2015 -12.130 50.460 14.612 Veränderungen im Jahr 2016 Einstellungen in Gewinnrücklagen -14.000 Dividendenausschüttung -11.682 -11.682 Rückkauf eigener Anteile / Einziehung -278 -20 Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm 15 Differenzen aus Fair-Value-Bewertung 8.018 Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung -2.392 Konzernjahresergebnis 25.334 25.334 Stand zum 31.12.2016 -12.477 69.477 14.592 Veränderungen im Jahr 2017 Einstellungen in Gewinnrücklagen -9.790 Dividendenausschüttung -11.670 -11.670 Rückkauf eigener Anteile / Einziehung -251 -15 Differenzen aus Bewertung Aktienoptionsprogramm 105 Differenzen aus Fair-Value-Bewertung 973 Differenzen aus latenten Steuern auf Fair-Value-Bewertung -290 Konzernjahresergebnis 11.888 11.888 Stand zum 31.12.2017 -22.049 70.232 14.577 1) aus Marktbewertung für Wertpapiere 2) aus unrealisierten Gewinnen / Verlusten von Cashflow-Hedges KONZERNKAPITALFLUSSRECHNUNG für den Zeitraum vom 1. Januar bis 31. Dezember 2017 nach IFRS scroll in T€ 2017 2016 1. Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit Periodenergebnis vor Zinsen und Steuern 32.889 53.777 Nicht zahlungswirksame Aufwendungen und Erträge Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 16.704 18.316 Anpassung nicht zahlungswirksamer Währungsgewinne / -verluste -2.666 -1.357 Nicht zahlungswirksame Bewertungsmaßnahmen (Abwertung Vorräte) 2.696 4.536 Ergebnis-, aber nicht zahlungswirksame Anpassungen an Effektivzinsmethode -604 113 Veräußerungsergebnisse 0 36 Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen / Erträge im Eigenkapital 105 15 Ergebnis vor Änderung des Nettoumlaufvermögens 49.124 75.437 Veränderungen des Nettoumlaufvermögens Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Vermögenswerte -9.069 -219 Bestandsveränderungen für Erlöse aus Projektierung und Verkauf -21.255 35.336 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 2.142 1.761 Übrige kurzfristige Verbindlichkeiten und Rückstellungen 1.956 -10.688 Sonstige langfristige Verbindlichkeiten und Rückstellungen 698 -1.458 Gezahlte Ertragsteuern -19.158 -7.297 Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit 4.438 92.871 2. Cashflow aus der Investitionstätigkeit Auszahlungen für Investitionen in immaterielle Vermögenswerte -1 0 Auszahlungen für Investitionen in Sachanlagen -33.707 -6.885 Zinsaufwendungen zur Herstellung von qualifizierten Vermögenswerten (IAS 23.8) -2.467 -1.489 Zinseinnahmen 190 162 Cashflow aus der Investitionstätigkeit -35.984 -8.212 3. Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit Zinsausgaben -13.579 -16.441 Einzahlungen aus Anleiheemissionen -413 11.020 Auszahlungen an Anleihegläubiger -28.507 -6.600 Einzahlungen aus Aufnahme von Krediten 69.996 30.552 Auszahlungen für Tilgung von Krediten -36.223 -78.016 Gezahlte Dividenden -11.670 -11.682 Auszahlungen für Rückkauf eigener Anteile -251 -278 Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit -20.646 71.444 4. Summe der Cashflows -52.192 13.215 Wechselkursbedingte Veränderungen des Finanzmittelfonds (Bewertungsrechnung) 2.666 1.357 5. Veränderungen des Finanzmittelfonds gesamt -49.526 14.571 Finanzmittelfonds am Anfang der Periode 118.528 103.957 Finanzmittelfonds am Ende der Periode 69.002 118.528 6. Zusammensetzung des Finanzmittelfonds Zahlungsmittel 69.002 118.528 Finanzmittelfonds am Ende der Periode 69.002 118.528 Anhang zum Konzernabschluss der Energiekontor AG nach IFRS-Grundsätzen für das Geschäftsjahr 2017 I. Allgemeine Angaben Die Energiekontor AG (nachfolgend auch als "Gesellschaft" bezeichnet) ist eine börsennotierte Aktiengesellschaft nach deutschem Recht mit Sitz in der Mary-Somerville-Straße 5, 28359 Bremen, Deutschland. Die Gesellschaft ist im Handelsregister beim Amtsgericht Bremen unter der Nummer HRB 20449 eingetragen. Das Geschäftsjahr entspricht dem Kalenderjahr. Der Konzernabschluss ist auf den Stichtag des Jahresabschlusses der Gesellschaft aufgestellt worden. Die Jahresabschlüsse aller einbezogenen Tochterunternehmen datieren ebenfalls auf den Stichtag des Konzernabschlusses. Die Geschäftstätigkeit der Energiekontor AG und ihrer Tochtergesellschaften (nachfolgend auch kurz "Energiekontor") umfasst den Vertrieb selbst hergestellter Wind- und Solarparks an Dritte sowie den Betrieb von selbst hergestellten sowie erworbenen Windparks zur Erzeugung und zum Verkauf von elektrischer Energie. Der Vertrieb der Wind- und Solarparks erfolgt dabei regelmäßig mittels selbst gegründeter Gesellschaften in der Rechtsform der GmbH & Co. KG, die den Wind- bzw. Solarpark erwerben und deren Kommanditanteile dann an Dritte veräußert werden (share deal). Die für den Eigenbetrieb zur Stromerzeugung vorgesehenen Windparks werden entweder selbst hergestellt oder erworben, wobei auch diese Windparks regelmäßig in der Rechtsform der GmbH & Co. KG betrieben werden. Die Energiekontor AG als Muttergesellschaft unterliegt für das zum 31. Dezember 2017 endende Geschäftsjahr der Verpflichtung zur Aufstellung eines Konzernabschlusses. Da die Aktien der Energiekontor AG an einem organisierten Markt im Sinne von § 2 WpHG gehandelt werden, ist der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017 gemäß § 315e HGB (in der Fassung des CSR-Richtlinie-Umsetzungsgesetzes vom II. April 2017) in Verbindung mit Artikel 4 der Verordnung (EG) Nr. 1606/ 2002 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Juli 2002 (Konzernabschluss nach internationalen Rechnungslegungsstandards) aufgestellt und steht in Einklang mit den International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie den ergänzenden Vorschriften des § 315e HGB, wie sie in der Europäischen Union (EU) anzuwenden sind. Der Konzernabschluss wurde vom Vorstand am 9. April 2018 zur Veröffentlichung genehmigt. Der Konzernabschluss der Gesellschaft wird beim Bundesanzeiger eingereicht und veröffentlicht (Handelsregister des Registergerichts Bremen unter HRB Nr. 20449). Der Jahresabschluss der Muttergesellschaft Energiekontor AG wurde nach den Vorschriften des deutschen HGB und den ergänzenden Vorschriften des AktG erstellt. Er wird ebenfalls beim Bundesanzeiger eingereicht und veröffentlicht. II. Allgemeine Rechnungslegungsgrundsätze 1. Allgemeine Informationen Energiekontor erstellt und veröffentlicht den Konzernabschluss in Euro (€) unter Gegenüberstellung der Werte zum 31. Dezember 2016. Die Angaben im Anhang erfolgen in Euro (€) und in Tausend Euro (T€). Der Konzernabschluss wird unter der Annahme der Unternehmensfortführung (Going Concern) aufgestellt. Auf Risiken, die den Bestand des Unternehmens gefährden könnten, wird im zusammengefassten Lage- und Konzernlagebericht der Gesellschaft eingegangen. Die Rechnungslegung erfolgt bei sämtlichen Gesellschaften der Energiekontor-Gruppe zunächst nach den deutschen handelsrechtlichen bzw. den jeweils nationalen Vorschriften sowie den diese ergänzenden Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung. Diese deutschen Rechnungslegungsgrundsätze weichen in wesentlichen Aspekten von den Grundsätzen der IFRS ab. Für Zwecke des Konzernabschlusses werden alle notwendigen Anpassungen vorgenommen, die für die Darstellung des Konzernabschlusses nach IFRS notwendig sind. Die Erstellung des Konzernabschlusses unter Beachtung der Verlautbarungen des International Accounting Standards Board (IASB) erfordert Schätzungen und Annahmen durch das Management, die die bilanzierten Wertansätze der Vermögenswerte und Schulden, die zum Bilanzstichtag bestehenden Eventualverpflichtungen und die Erträge und Aufwendungen des Geschäftsjahres beeinflussen. Dabei ist es notwendig, in bestimmten Fällen schätz- und prämissensensitive Bilanzierungsmethoden anzuwenden. Diese beinhalten komplexe und subjektive Bewertungen sowie Schätzungen, die auf ungewissen Sachverhalten beruhen und Veränderungen unterliegen können. Aus diesem Grund können sich auch die schätz- und prämissensensitiven Bilanzierungsmethoden im Zeitablauf ändern und damit die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage erheblich beeinflussen. Außerdem können sie Annahmen enthalten, die die Unternehmensleitung in derselben Berichtsperiode auch anders hätte treffen können - aus gleichermaßen vernünftigen Gründen. Die Unternehmensleitung weist deshalb darauf hin, dass tatsächliche Wertansätze und zukünftige Ereignisse auch häufig von den Schätzungen und Prognosen abweichen können und dass Schätzungen routinemäßige Anpassungen erfordern (vgl. auch Ausführungen im Konzernanhang unter Tz. IV.20). Zur Klarheit und Übersichtlichkeit des Abschlusses werden die für die einzelnen Positionen der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung geforderten zusätzlichen Angaben in den Anhang übernommen. 2. Gliederungsmethoden Die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ist nach den für das Gesamtkostenverfahren geltenden Grundsätzen gegliedert. Soweit in Einzelfällen Umgliederungen von Vorjahresbeträgen in der Bilanz oder in der Gewinn- und Verlustrechnung vorgenommen wurden, ist dies bei der jeweiligen Position vermerkt. Die Gliederung der Bilanz erfolgt für das Geschäftsjahr 2017 nach Fristigkeitsaspekten der einzelnen Bilanzposten. Die Cashflows aus der betrieblichen Tätigkeit in der Konzernkapitalflussrechnung werden nach der indirekten Methode ermittelt. Die insgesamt gezahlten Zinsaufwendungen werden - je nach Verwendungszweck - dem Sektor "Cashflow aus der Investitionstätigkeit" zugewiesen, soweit sie die Finanzierung von Vorräten und Bauprojekten betreffen, und dem Sektor "Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit", soweit sie aus den übrigen Finanzierungen resultieren. Steuerzahlungen werden in voller Höhe im Bereich der betrieblichen Tätigkeit ausgewiesen, da eine Zuordnung zu einzelnen Geschäftsbereichen praktisch nicht durchführbar ist. Cashflows von ausländischen, nicht in Euro bilanzierenden Tochterunternehmen werden zu Jahresdurchschnittskursen in die Konzernberichtswährung umgerechnet. Ergebnis-, aber nicht zahlungswirksame Anpassungen von Finanzinstrumenten an die Effektivzinsmethode werden im Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit neutralisiert, ebenso wie Anpassungen nicht zahlungswirksamer Wechselkursveränderungen. Die wechselkursbedingten Veränderungen des britischen Pfunds gegenüber dem Euro werden nach der Summe der Cashflows bei der Bewertung des Finanzmittelfonds berücksichtigt. 3. Anwendung der IFRS-Standards und -Interpretationen Energiekontor setzt alle vom IASB herausgegebenen Standards und Interpretationen um, die zum 31. Dezember 2017 in der EU verpflichtend anzuwenden sind. Die Auslegungen des International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) werden beachtet. Die Energiekontor-Gruppe hat die IFRS- und IFRIC-Interpretationen, die veröffentlicht wurden, aber noch nicht verpflichtend anzuwenden sind, nicht angewandt, weil erwartet wird, dass diese Standards und Interpretationen für die Geschäftsaktivitäten des Energiekontor-Konzerns nicht relevant sind bzw. sich daraus keine zusätzlichen Angaben im Konzernanhang ergeben werden. 3.1. Veröffentlichte, von der EU übernommene und im Geschäftsjahr erstmals angewendete IFRS Die erstmals zum 1. Januar 2017 verpflichtend in der EU anzuwendenden Standards hatten keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss. 3.2. Veröffentlichte, von der EU übernommene und noch nicht angewendete IFRS Im Mai 2014 wurde vom IASB der Standard IFRS 15 "Revenue from Contracts with Customers" veröffentlicht. IFRS 15 ersetzt IAS 18 "Revenue", IAS 11 "Construction Contracts" und IFRIC 13 "Customer Loyalty Programmes". IFRS 15 legt einen umfassenden Rahmen zur Bestimmung fest, ob, in welcher Höhe und zu welchem Zeitpunkt Umsatzerlöse erfasst werden. Dabei wird ein einheitliches, fünfstufiges Erlösrealisierungsmodell eingeführt, das grundsätzlich auf alle Verträge mit Kunden anzuwenden ist. Zudem fordert der Standard die Offenlegung einer Reihe quantitativer und qualitativer Informationen. Im Juli 2014 hat das IASB den Standard IFRS 9 "Financial Instruments" veröffentlicht, mit dem IAS 39 abgelöst werden soll. IFRS 9 führt einen einheitlichen Ansatz zur Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten sowie ein neues Wertminderungsmodell ein, das auf erwarteten Kreditausfällen basiert. Nach IFRS 9 sind auch erwartete zukünftige Verluste mit einzubeziehen, während IAS 39 lediglich die Erfassung von bereits eingetretenen Wertminderungen vorsieht. Weiterhin enthält IFRS 9 Regelungen zum Hedge Accounting und Vorgaben für zusätzliche Anhangsangaben, die eine Anpassung von IFRS 7 "Financial Instruments - Disclosures" nach sich ziehen. Im Januar 2016 hat das IASB den finalen Standard IFRS 16 "Leases" veröffentlicht. IFRS 16 betrifft im Wesentlichen den Leasingnehmer und führt zur grundsätzlichen Erfassung aller Leasingverhältnisse und der damit verbundenen vertraglichen Rechte und Verpflichtungen in dessen Bilanz. IFRS 16 ist für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2019 beginnen; eine vorzeitige Anwendung ist zulässig, wenn IFRS 15 bereits angewendet wird. Die Untersuchung der Auswirkungen aus der Anwendung von IFRS 9, IFRS 15 und IFRS 16 auf den Konzernabschluss sind noch nicht abgeschlossen. Energiekontor wird IFRS 9 und IFRS 15 erstmals auf das Geschäftsjahr anwenden, das am 1. Januar 2018 beginnt, IFRS 16 auf das Geschäftsjahr, das am 1. Januar 2019 beginnt. Energiekontor erwartet durch die Erstanwendungen aber keine wesentlichen Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage. 3.3. Veröffentlichte, von der EU noch nicht übernommene und noch nicht angewendete IFRS Im Mai 2017 hat das IASB den Standard IFRS 17 "Insurance Contracts" veröffentlicht. IFRS 17 ersetzt den derzeit geltenden Standard 4 und soll die Transparenz und die Vergleichbarkeit in Bezug auf Ansatz, Bewertung, Ausweis sowie Angaben für Versicherungsverträge bei Versicherungsgebern erhöhen. IFRS 17 ist spätestens auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2022 beginnen. Für Energiekontor hat IFRS 17 keine Relevanz. Die übrigen veröffentlichten, von der EU noch nicht übernommenen Standards werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage von Energiekontor haben. III. Konsolidierungsgrundsätze und Konsolidierungskreis 1. Grundsätze Mutterunternehmen ist die Energiekontor AG, Bremen (nachfolgend auch als "Gesellschaft" oder "AG" bezeichnet). In den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017 sind neben der Energiekontor AG inländische wie ausländische Unternehmen einbezogen worden, bei denen die Energiekontor AG zum 31. Dezember 2017 unmittelbar oder mittelbar über die Möglichkeit verfügt, deren Finanz- und Geschäftspolitik so zu bestimmen, dass die Gesellschaften des Konzerns aus der Tätigkeit dieser Unternehmen Nutzen ziehen. Auch zur Veräußerung bestimmte Tochtergesellschaften (Projektgesellschaften) werden in den Konzernabschluss einbezogen. Projektgesellschaften in diesem Sinne sind die von der Energiekontor-Gruppe geschäftstypischerweise in der Rechtsform der Kommanditgesellschaft (GmbH & Co. KG) gegründeten Wind- und Solarparkbetreibergesellschaften. Die Vollkonsolidierung der Projektgesellschaften erfolgt nicht nur bis zum Zeitpunkt der Veräußerung der Gesellschaftsanteile, sondern hierüber hinaus bis zur vollständigen Beendigung der wesentlichen Nutzenziehung aus der Projektgesellschaft, mithin bis zur wesentlichen Fertigstellung und Übergabe des betriebsbereiten Wind- bzw. Solarparks. Zu diesem Zeitpunkt erfolgt die Entkonsolidierung der Projektgesellschaft, zumal die nach Fertigstellung weiterhin regelmäßig realisierten Betriebsführungserlöse gegenüber dem Gründungs-, Vertriebs- und Errichtungsvorgang keinen im Sinne der IFRS wesentlichen Nutzenziehungs- oder Risikofaktor mehr darstellen. Dies hat im Bereich der Gewinn- und Verlustrechnung unter anderem zur Folge, dass Umsätze gegenüber Projektgesellschaften bis zur Fertigstellung nicht als Umsatz und Gewinn realisiert werden. Betroffen hiervon sind Provisionen und Entgelte im Zusammenhang mit dem Vertrieb, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, der Projektierung, der rechtlichen und wirtschaftlichen Konzeption und allen weiteren bis zur Fertigstellung des Wind- / Solarparks erbrachten Dienstleistungen. Diese Umsätze führen erst dann zu einem Umsatz- und Ergebnisbeitrag, wenn kumulativ die Veräußerung der Gesellschaftsanteile und die Fertigstellung und Abnahme des Wind- / Solarparks erfolgt sind. Die gegenüber Dritten bis zur Fertigstellung anfallenden Umsätze und Teilgewinne werden infolge der Vollkonsolidierung auch nicht nach Baufortschritt im Rahmen der Teilgewinnrealisierung nach dem PoC (Percentage of Completion)-Verfahren nach IAS 11 realisiert, sondern erst, soweit die weiteren Voraussetzungen einer Entkonsolidierung gegeben sind, zum Zeitpunkt der Fertigstellung (completed contract). Soweit Anteile an Kommanditgesellschaften zum Bilanzstichtag bereits veräußert sind, die Übergabe des Windparks durch Energiekontor an die Kommanditgesellschaft jedoch vereinbart und noch nicht erfolgt ist, erfolgen die Entkonsolidierung und die Umsatz- und Gewinnrealisierung erst zum Zeitpunkt der Übergabe des Windparks. Für solche Gesellschaften, deren Anteile bereits veräußert wurden und die nach diesen Grundsätzen gleichwohl noch bis zur Abnahme der von Energiekontor zu liefernden Windparks zu konsolidieren sind, werden die laufenden externen Erträge und Aufwendungen in die Gewinn- und Verlustrechnung aufgenommen und der Saldo aus diesen Beträgen im Fremdkapital ausgewiesen, sodass die laufenden Ergebnisse solcher Projektgesellschaften im Ergebnis so lange neutral gestellt werden, wie sich aus etwaigen Verlusten kein negatives Kapital ergeben würde. Hierüber ggf. hinausgehende Verluste wirken sich grundsätzlich im Konzern aus, was jedoch im Berichtszeitraum und im Vorjahr nicht der Fall war. Auf die innerhalb des Konzerns eliminierten Zwischengewinne sind aktive latente Steuern zu bilanzieren. Bis zum Zeitpunkt der Entkonsolidierung fallen in den Kommanditgesellschaften in der Errichtungsphase regelmäßig externe Finanzierungsaufwendungen ab dem Zeitpunkt der Darlehensauszahlung durch die Kreditinstitute an, die im Konzern für die im Geschäftsjahr veräußerten Projekte bis zum Zeitpunkt der Entkonsolidierung als Zinsaufwand verbucht werden. Anteile an assoziierten Unternehmen, auf welche die AG direkt oder indirekt einen wesentlichen Einfluss ausübt und die nicht zum Zwecke der Weiterveräußerung in der nahen Zukunft erworben wurden, werden gemäß IAS 28 at equity bilanziert (One-Line-Consolidation). Nach der Equity-Methode werden die Anteile an einem assoziierten Unternehmen in der Bilanz zu Anschaffungskosten zuzüglich nach dem Erwerb eingetretener Änderungen des Anteils des Konzerns am Reinvermögen des assoziierten Unternehmens erfasst. Der mit einem assoziierten Unternehmen verbundene Geschäfts- oder Firmenwert ist im Buchwert des Anteils enthalten und wird nicht planmäßig abgeschrieben. Bei der Anwendung der Equity-Methode stellt der Konzern fest, ob hinsichtlich der Nettoinvestition des Konzerns beim assoziierten Unternehmen die Berücksichtigung eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands erforderlich ist. Es werden auch Unternehmen nach den Grundsätzen der Quotenkonsolidierung gemäß IFRS 11 einbezogen (Joint Operations). Es handelt sich hierbei ausschließlich um Windpark-Infrastrukturgesellschaften, die keinen wesentlichen Einfluss auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage haben. Auf Konzernfremde entfallende Anteile am Eigenkapital der Tochterunternehmen werden gesondert innerhalb des Eigenkapitals ausgewiesen ("Minderheitenanteile am Eigenkapital"), sofern die Minderheitenanteile am Eigenkapital von Kapitalgesellschaften bestehen. Soweit die Minderheiten am Eigenkapital von Personengesellschaften, wozu auch Kommanditgesellschaften gehören, bestehen, sind diese nach IAS 32 als Fremdkapital auszuweisen. Zum Bilanzstichtag des Berichtszeitraums bestanden Minderheitsbeteiligungen an Kommanditgesellschaften ("Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten"). Soweit die Gesellschaften, an denen diese Beteiligungen bestehen, für den Verbleib im Konzern vorgesehen sind, werden sie unter den langfristigen Verbindlichkeiten ausgewiesen. Die - aufgrund der bis zur Fertigstellung des Wind- / Solarparks durchzuführenden Vollkonsolidierung der Projektgesellschaften - im Fremdkapital auszuweisenden Kommanditanteile Dritter an diesen Projektgesellschaften werden aufgrund des nur temporären Verbleibs im Konzern grundsätzlich im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich ausgewiesen (ebenfalls dort unter der Position "Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten"). Zum Bilanzstichtag war eine Projektgesellschaft mit einer in Bau befindlichen Windkraftanlage, deren Anteile bereits veräußert worden sind, zu konsolidieren. Die Anteile von Konzernfremden am Ergebnis der Tochterunternehmen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung je nach Rechtsform der Gesellschaft, an der die Beteiligung besteht, gesondert als Ergebniszuordnung (im Falle einer Kapitalgesellschaft) oder im Finanzergebnis (im Falle einer Personengesellschaft) ausgewiesen. Im Berichtszeitraum wie im Vorjahr waren Ergebniszuordnungen ausschließlich im Finanzergebnis auszuweisen. Die Kapitalkonsolidierung wird gemäß IFRS 3 ("Unternehmenszusammenschlüsse") nach der Erwerbsmethode durchgeführt (Purchase Accounting bzw. Acquisition Method). Dabei werden die Anschaffungskosten der erworbenen Anteile mit dem auf das Mutterunternehmen entfallenden anteiligen und zum Zeitwert neu bewerteten Nettoreinvermögen des Tochterunternehmens zum Erwerbszeitpunkt verrechnet. Die Anschaffungskosten des Erwerbs entsprechen dabei dem beizulegenden Zeitwert der hingegebenen Vermögenswerte, der ausgegebenen Eigenkapitalinstrumente und der entstandenen bzw. übernommenen Schulden zum Transaktionszeitpunkt. Außerdem beinhalten sie die beizulegenden Zeitwerte jeglicher angesetzter Vermögenswerte oder Schulden, die aus einer bedingten Gegenleistungsvereinbarung resultieren. Erwerbsbezogene Kosten werden aufwandswirksam erfasst, wenn sie anfallen. Im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses identifizierbare Vermögenswerte, Schulden und Eventualverbindlichkeiten werden bei der Erstkonsolidierung mit ihren beizulegenden Zeitwerten im Erwerbszeitpunkt bewertet. Für jeden Unternehmenserwerb entscheidet der Konzern auf individueller Basis, ob die nicht beherrschenden Anteile am erworbenen Unternehmen zum beizulegenden Zeitwert oder anhand des proportionalen Anteils am Nettovermögen des erworbenen Unternehmens erfasst werden. Als Goodwill wird der Wert angesetzt, der sich aus dem Überschuss der Anschaffungskosten des Erwerbs, dem Betrag der nicht beherrschenden Anteile am erworbenen Unternehmen sowie dem beizulegenden Zeitwert jeglicher vorher gehaltener Eigenkapitalanteile zum Erwerbsdatum über den Anteil des Konzerns an dem zum beizulegenden Wert bewerteten Nettovermögen ergibt. Sind die Anschaffungskosten geringer als das zum beizulegenden Zeitwert bewertete Nettovermögen des erworbenen Tochterunternehmens, wird der Unterschiedsbetrag direkt in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Geschäfts- oder Firmenwerte wurden in früheren Jahren bereits vollständig abgeschrieben und waren weder zum Bilanzstichtag noch im Vorjahresabschluss zu bilanzieren. Zum Zeitpunkt des Verkaufs von Anteilen an einbezogenen Unternehmen oder des Wegfalls der Beherrschungsmöglichkeit an diesen Unternehmen scheiden diese aus dem Konsolidierungskreis aus. Im Rahmen der Entkonsolidierung werden die auf den Konzern entfallenden anteiligen Vermögenswerte und Schulden mit den fortgeführten Konzernbuchwerten einschließlich eines bestehenden Geschäfts- oder Firmenwerts eliminiert. Die Differenz zwischen dem Saldo der Vermögenswerte und Schulden und dem Veräußerungserlös für die Anteile wird erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst. Die von Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres bis zum Zeitpunkt des Ausscheidens aus dem Konsolidierungskreis anfallenden Erträge und Aufwendungen sind in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen. Konzerninterne Aufwendungen und Erträge sowie die zwischen konsolidierten Gesellschaften bestehenden Forderungen und Verbindlichkeiten werden eliminiert, ebenso Zwischengewinne. Bei den ergebniswirksamen Konsolidierungsbuchungen werden die ertragsteuerlichen Auswirkungen berücksichtigt und latente Steuern in Ansatz gebracht. 2. Einbezogene Unternehmen Eine gesonderte Aufstellung des Anteilsbesitzes des Konzerns im Sinne von § 313 Abs. 2 HGB sowie die Art der Einbeziehung in den Konzernabschluss erfolgt in der Tz. IX. Der Konsolidierungskreis umfasst neben der Muttergesellschaft Energiekontor AG die dort angeführten weiteren Unternehmen. Sämtliche Gesellschaften des Konzerns werden konsolidiert. In der gesonderten Aufstellung sind auch etwaige Befreiungsbeschlüsse nach §§ 264 Abs. 3 bzw. 264b HGB aufgeführt. Anteile an nicht beherrschten Unternehmen bestehen lediglich an Windpark-Infrastrukturgesellschaften, die at equity oder quotal (Joint Operations) konsolidiert werden und keinen maßgeblichen Anteil an den Tätigkeiten der Gruppe und den Cashflows ausmachen. 3. Veränderung im Konsolidierungskreis 3.1. Erstkonsolidierung Folgende Gesellschaften waren im Jahr 2017 infolge von Neugründung in den Konsolidierungskreis aufzunehmen (Erstkonsolidierung). ― Energiepark UK WI EXT GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 1 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 2 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 3 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 4 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 5 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 6 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 7 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 8 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 9 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 10 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 11 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 12 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 13 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 14 GmbH & Co. KG ― Energiekontor Aufwind 15 GmbH & Co. KG ― Energiekontor UK WI EXT GmbH ― Energiekontor US Holding Inc. ― Energiekontor US Inc. ― Energiekontor US Texas SP 1 LLC ― Energiekontor US Texas SP 2 LLC ― Energiekontor US Texas SP 3 LLC ― Energiekontor US Texas SP 4 LLC ― Energiekontor US Texas SP 5 LLC ― Energiekontor US Dakota WP 1 LLC ― Energiekontor US Texas SP 6 LLC ― Energiekontor US Texas SP 7 LLC ― Energiekontor US Texas SP 8 LLC ― Energiekontor US Texas SP 9 LLC ― Energiekontor US Texas SP 10 LLC Unterschiedsbeträge aus der Erstkonsolidierung im Rahmen von Übernahmen ergaben sich nicht, da es sich bei den vorstehenden Vorgängen ausschließlich um Neugründungen handelt. 3.2. Entkonsolidierung Aufgrund der im Berichtszeitraum erfolgten Veräußerung von Tochtergesellschaften war für nachfolgende im Fremdbesitz befindliche Projektgesellschaften die Entkonsolidierung vorzunehmen. ― Energiepark Klein Woltersdorf WP KW GmbH & Co. KG ― Energiepark Passow WP Briest III GmbH & Co. KG ― Windpark Wachtendonk-Wankum WP WAW GmbH & Co. KG ― Energiepark Casekow WP LUPE II GmbH & Co. KG ― Infrastrukturgesellschaft Hohengüstow GbR ― Energiekontor Ökowind 7 GmbH & Co. KG ― Energiepark Uckerfelde WP HOGÜ II GmbH & Co. KG ― Energiepark Hürth-Barbarahof WP HB GmbH & Co. KG ― Energiepark Odisheim GmbH & Co. WP ODI KG Die im Zusammenhang mit der Errichtung und dem Verkauf der in diesen Gesellschaften enthaltenen Wind- / Solarparks erzielten Umsätze und Aufwendungen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen. 4. Segmentberichterstattung Gemäß IFRS 8 sind Geschäftssegmente auf Basis der internen Berichterstattung über Konzernbereiche abzugrenzen, die regelmäßig vom Hauptentscheidungsträger der Gesellschaft im Hinblick auf Entscheidungen über die Verteilung von Ressourcen zu diesen Segmenten und die Bewertung ihrer Ertragskraft überprüft wird. An den Vorstand als Hauptentscheidungsträger berichtete Informationen zum Zwecke der Allokation von Ressourcen auf die Geschäftssegmente des Konzerns sowie der Bewertung ihrer Ertragskraft beziehen sich auf die Arten von Gütern oder Dienstleistungen, die hergestellt oder erbracht werden. Über die Zuordnung der Vermögens- und Schuldwerte wie auch der Erlöse und Aufwendungen zu den einzelnen Geschäftssegmenten wird in tabellarischer Form berichtet. IV. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze, Währungsumrechnung Die Abschlüsse der Gesellschaft und der inländischen und ausländischen Tochterunternehmen werden grundsätzlich nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätzen aufgestellt. Dies gilt im Wesentlichen auch für die Jahresabschlüsse von assoziierten Unternehmen. Der von der Energiekontor AG als Muttergesellschaft aufgestellte Konzernabschluss 2017 der Energiekontor-Gruppe ist nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätzen aufgestellt. Dabei finden die am Bilanzstichtag geltenden Standards des IASB Anwendung. 1. Gewinn- und Verlustrechnung Die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. 2. Zuwendungen der öffentlichen Hand Zuwendungen der öffentlichen Hand werden erfasst, wenn eine angemessene Sicherheit dafür besteht, dass die Gesellschaft die damit verbundenen Bedingungen erfüllen wird. Zuwendungen der öffentlichen Hand werden planmäßig ergebniswirksam erfasst, und zwar in der Gewinn- und Verlustrechnung im Rahmen der sonstigen betrieblichen Erträge, zumal in der Regel die damit im Zusammenhang stehenden Aufwendungen, die die Zuwendungen kompensieren sollen, in vorangegangenen Perioden angefallen sind. Erhaltene Zuwendungen für den Erwerb von Sachanlagen werden in den sonstigen Verbindlichkeiten als abgegrenzte Erträge erfasst. Im Berichtszeitraum wie im Vorjahr wurden keine Zuwendungen gezahlt. 3. Realisierung von Umsatzerlösen und sonstigen Erträgen Die Umsatzarten und Realisierungsgrundsätze stellen sich wie folgt dar. Umsatzerlöse werden netto gebucht und gelten als realisiert, wenn die geschuldeten Lieferungen und Leistungen erbracht wurden oder die wesentlichen Risiken und Chancen übergegangen sind. Darüber hinaus muss die Zahlung hinreichend wahrscheinlich sein. Umsätze aus langfristiger Auftragsfertigung aus der Errichtung von Wind- / Solarparks für Betreibergesellschaften werden aufgrund der bis zur Fertigstellung des Wind- / Solarparks vorzunehmenden Konsolidierung dieser Gesellschaften (vgl. vorstehende Ausführungen) nicht auf Grundlage einer Teilgewinnrealisierung (IAS 11) entsprechend dem Leistungsfortschritt gebucht, sondern erst mit Fertigstellung und Übergang der Risiken und Chancen und damit zum Entkonsolidierungs- bzw. Fertigstellungszeitpunkt CCM (completed contract-method). Die Umsätze für die Dienstleistungen im Zusammenhang mit dem Verkauf von Wind- / Solarparks (Geschäftsführung in der Gründung, Vertrieb und Kapitalbeschaffung, wirtschaftliche und rechtliche Planung) werden nach dem CCM-Verfahren mit Leistungserbringung realisiert. Die Umsätze für den Verkauf von mit eigenen Windparks erzeugter Energie werden zum Zeitpunkt der Stromlieferung nach dem CCM-Verfahren realisiert. Die Umsatzerlöse für die Betriebsführung und sonstigen kaufmännischen und technischen Leistungen werden ebenfalls nach dem CCM-Verfahren zum Zeitpunkt der vollständigen Leistungserbringung realisiert. Nutzungsentgelte und Lizenzerlöse werden je nach dem wirtschaftlichen Gehalt der zugrunde liegenden Verträge entweder sofort realisiert oder abgegrenzt und zeitanteilig erfasst. Dividendenerträge werden zum Zeitpunkt erfasst, in dem das Recht auf den Empfang der Zahlung entsteht. Dies ist in der Regel der Ausschüttungsbeschluss. Für alle Umsatzarten gilt, dass aus Konzernsicht eine Umsatzrealisierung gegenüber Projektgesellschaften (Wind- bzw. Solarparkbetreibergesellschaften im Stadium bis zur Fertigstellung des Parks) frühestens zum Entkonsolidierungszeitpunkt erfolgt, also zu dem Zeitpunkt, zu dem (kumulativ) die Anteile an der Gesellschaft veräußert sind und der Wind- / Solarpark fertiggestellt ist. 4. Währungsumrechnung Die ausländischen Tochtergesellschaften sind nichtselbstständige Einheiten, weil die Betriebsführung und die wesentlichen Entscheidungen durch die Muttergesellschaft erfolgen. Jahresabschlüsse ausländischer Tochterunternehmen und Beteiligungen, deren Währung nicht der Euro ist, werden nach der funktionalen Methode in Euro umgerechnet, nichtmonetäre Posten regelmäßig zum Kurs des Erstverbuchungszeitpunkts umgerechnet. Die Posten des Eigenkapitals werden mit historischen Kursen geführt. Monetäre Posten werden zum Stichtagskurs und alle Aufwands- und Ertragspositionen mit entsprechenden Periodendurchschnittskursen zum Zeitpunkt der jeweiligen Transaktion umgerechnet. Die beschriebenen Umrechnungen erfolgen, entsprechend der Behandlung eigener Fremdwährungsgeschäfte, erfolgswirksam in die Berichts- und funktionale Währung des Konzerns (Euro). Die Umrechnungen sowie Umrechnungsdifferenzen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung im sonstigen Ergebnis ("sonstige betriebliche Erträge" bzw. "sonstige betriebliche Aufwendungen") erfasst. 5. Geschäfts- oder Firmenwerte Geschäfts- und Firmenwerte (Goodwill) wurden bereits in früheren Jahren vollständig abgeschrieben. 6. Sonstige immaterielle Vermögenswerte Sonstige immaterielle Vermögenswerte umfassen die im Konzern genutzte Software. Das Unternehmen schreibt immaterielle Vermögenswerte mit einer begrenzten Nutzungsdauer linear über die voraussichtliche Nutzungsdauer auf den geschätzten Restbuchwert ab. Die voraussichtliche Nutzungsdauer für Software beträgt in der Regel drei bis fünf Jahre. 7. Sachanlagen Sachanlagen werden zu den Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich der kumulierten planmäßigen Abschreibungen und Wertminderungen angesetzt. Die dem Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" zuzurechnenden konzerneigenen Grundstücke sind keine als Finanzinvestition gehaltenen Immobilien (investment properties), sondern dienen ausschließlich eigenbetrieblichen Zwecken (Betrieb von Windparks). Die Anschaffungs- und Herstellungskosten der Sachanlagen umfassen gegebenenfalls auch die zukünftig zu erwartenden geschätzten Kosten für den Rückbau und die Renaturierung, wobei etwaige künftig beim Rückbau zu erwartende Veräußerungserlöse nicht saldiert werden. Falls Änderungen des aktuellen auf dem Markt basierenden Abzinsungssatzes einschließlich Änderungen des Zinseffekts und für die Schuld spezifischer Risiken zur Anpassung der für den Rückbau zu bildenden Rückstellungen führen, so sind solche Änderungen in der laufenden Periode den Anschaffungskosten der Windparks hinzuzufügen oder davon abzuziehen, ein Abzug erfolgt jedoch maximal in Höhe des Buchwerts des jeweiligen Vermögenswerts (darüber hinausgehende Rückstellungsminderungen wären gegebenenfalls erfolgswirksam zu erfassen). Zum Zeitpunkt einer etwaigen erforderlichen Erhöhung der Werte der Sachanlagen infolge der Erhöhung der Rückstellungen für die Rückbau- und Renaturierungskosten werden die Buchwerte der Sachanlagen durch Ermittlung des Nutzungswerts auf Wertminderung überprüft. Etwaige sich hieraus ergebende Wertminderungen werden aufwandswirksam erfasst. Bei Anschaffungen in Fremdwährung beeinflussen nachträgliche Kursänderungen nicht den Bilanzansatz zu ursprünglichen Anschaffungs- oder Herstellungskosten. Nachträgliche Anschaffungs- und Herstellungskosten werden nur dann aktiviert, wenn es wahrscheinlich ist, dass daraus dem Konzern zukünftig ein wirtschaftlicher Nutzen entstehen wird und die Kosten des Vermögenswerts zuverlässig ermittelt werden können. Bei selbst erstellten Sachanlagen (Windparks), die als langfristige Vermögenswerte (Qualifying Long-term Assets) qualifiziert werden, werden die Herstellungskosten anhand der direkt zurechenbaren Einzelkosten sowie angemessener Gemeinkosten ermittelt. Da zu Beginn der Planungs- und auch Bauphase bei Windparks in der Regel noch nicht absehbar ist, ob ein Windpark im Konzernbestand verbleiben oder verkauft werden soll, werden zunächst die gesamten projektbezogenen Herstellkosten aller Projekte im Wareneinsatz sowie in den sonstigen betroffenen Aufwandspositionen (insbesondere Personalaufwendungen, sonstige betriebliche Aufwendungen und Zinsaufwendungen) erfasst und zum Jahresende bei Vorliegen der erforderlichen Voraussetzungen im Rahmen der Bestandserfassung als Vorräte (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) einheitlich aktiviert. Insoweit erfolgt vor der Fertigstellung in der Regel keine Aktivierung von "Anlagen im Bau". Zum Zeitpunkt der Fertigstellung werden dann in den Fällen, in denen final feststeht, dass ein Windpark in den konzerneigenen Bestand überführt werden soll, die Errichtungskosten - per saldo ergebnisneutral - in das Anlagevermögen übernommen. Im Berichtsjahr betrifft dies die Windparks Kreuzau-Steinkaul, Heinsberg-Waldenrath und Niederzier-Steinstraß. Soweit im Anlagevermögen geführte Wind- oder Solarparks veräußert werden sollen, werden sie - gleichermaßen erfolgsneutral - in das Umlaufvermögen überführt. Bei öffentlichen Zuschüssen bzw. Subventionen für die Anschaffung oder Herstellung von Vermögenswerten (Investitionszuschüsse) werden die Anschaffungs- oder Herstellungskosten um den Betrag der Zuschüsse gekürzt. Ertragszuschüsse, denen keine zukünftigen Aufwendungen mehr gegenüberstehen, werden erfolgswirksam erfasst und unter den sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesen. Die Vermögenswerte werden über die jeweils geschätzte Restnutzungsdauer abgeschrieben. Das Unternehmen wendet die lineare Abschreibungsmethode an. Die verwendeten Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden in jeder Periode überprüft und erforderlichenfalls angepasst. Im Einzelnen liegen den Wertansätzen für die laufende lineare Abschreibung folgende angenommene Nutzungsdauern zugrunde: Technische Anlagen und Maschinen (Windparks): 10 bis 20 Jahre Betriebs- und Geschäftsausstattung in der Regel: 3 bis 13 Jahre 8. Wertminderungen auf Sachanlagen Alle in der Bilanz ausgewiesenen Vermögenswerte werden zum Bilanzstichtag auf Wertminderung überprüft (Impairment-Test). Eine Überprüfung erfolgt unterjährig bereits dann, wenn Ereignisse oder Umstände (Triggering Events) eintreten, die auf eine mögliche Wertminderung hindeuten. Die Überprüfung auf Wertminderungsbedarf erfolgt auf der Ebene zahlungsmittelgenerierender Einheiten (Cash Generating Units), in Bezug auf die im Bestand befindlichen Windparks stellt jeder Windpark für sich eine zahlungsmittelgenerierende Einheit dar. Auf den Buchwert von Sachanlagen werden neben den laufenden Abschreibungen erforderlichenfalls Abschreibungen wegen Wertminderungen vorgenommen, wenn infolge veränderter Umstände eine voraussichtlich dauerhafte Wertminderung gegeben ist. Die Werthaltigkeit wird durch Vergleich des Buchwerts der jeweiligen Vermögenswerte mit dem erzielbaren Betrag bestimmt. Der erzielbare Betrag entspricht dem höheren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswerts und dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Verkaufskosten. Wird demgemäß eine Abschreibung wegen Wertminderung für solche Vermögenswerte erforderlich, entspricht diese dem Differenzbetrag zwischen dem Buchwert und dem niedrigeren erzielbaren Betrag. Kann der beizulegende Zeitwert nicht bestimmt werden, entspricht der erzielbare Betrag dem Nutzungswert des Vermögenswerts. Dieser Nutzungswert ist der sich durch Abzinsung seiner geschätzten zukünftigen Zahlungsströme ergebende Betrag. Sobald Hinweise vorliegen, dass die Gründe für die vorgenommenen Abschreibungen wegen Wertminderungen nicht länger existieren, wird die Notwendigkeit einer vollständigen oder teilweisen Wertaufholung überprüft. Eine als Ertrag in der Gewinn- und Verlustrechnung zu erfassende ergebniswirksame Wertaufholung in Form einer Werterhöhung oder Verringerung einer Wertminderung erfolgt jedoch nur so weit, wie der Buchwert nicht überschritten wird, der sich unter Berücksichtigung der regulären Abschreibungseffekte ergeben hätte, wenn in den vorangegangenen Jahren keine Wertminderung vorgenommen worden wäre. Wertminderungen bei den Sachanlagen werden in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Abschreibungen" ausgewiesen. 9. Beteiligungen an verbundenen Unternehmen Anteile an verbundenen Unternehmen werden grundsätzlich in die Vollkonsolidierung einbezogen. Diese Einbeziehung in die Konzernbilanzierung erfolgt mit Rückwirkung zum Erwerbszeitpunkt. 10. Forderungen gegen assoziierte Unternehmen Forderungen gegen assoziierte Unternehmen werden im Konzernabschluss als Finanzinstrumente unter den langfristigen Vermögenswerten gesondert ausgewiesen. 11. Joint Operations Soweit gemeinsame Vereinbarungen mit Dritten über die gemeinschaftliche Nutzung von Infrastruktur, Verkabelung u. Ä. für Windparks bestehen, erfolgt insoweit die anteilige Bilanzierung der Rechte an den Vermögenswerten und Verpflichtungen für Schulden nach den Grundsätzen der Quotenkonsolidierung (IFRS 11). Die im Berichts- und im Vorjahr mit Dritten bestehenden gemeinsamen Vereinbarungen und ihre quotalen Wertansätze haben keinen wesentlichen Einfluss auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage. 12. Finanzinstrumente 12.1. Begriff der Finanzinstrumente Finanzinstrumente sind alle Verträge, die dazu führen, einen finanziellen Vermögenswert und eine finanzielle Verbindlichkeit der Gesellschaft oder ein Eigenkapitalinstrument bei einer anderen Gesellschaft zu erfassen. Die finanziellen Vermögenswerte des Unternehmens beinhalten im Wesentlichen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, Forderungen gegen assoziierte Unternehmen und sonstige Forderungen wie Darlehen. Die finanziellen Verbindlichkeiten des Unternehmens umfassen vor allem Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, sonstige Finanzschulden, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige übrige Verbindlichkeiten, wozu auch die gemäß IAS 32 als Fremdkapital zu qualifizierenden Kommanditanteile Konzernfremder gehören, sowie erfolgsneutral verbuchte derivative Finanzinstrumente (Cashflow-Hedges in Form von Zinsswaps und Zins- / Währungsswaps) mit negativem Marktwert, die nach IAS 39 ebenfalls zu bilanzieren sind. 12.2. Bilanzielle Behandlung der Finanzinstrumente Finanzinstrumente werden in der Bilanz erfasst, sobald das Unternehmen Vertragspartei eines Finanzinstruments wird. Marktübliche Käufe oder Verkäufe finanzieller Vermögenswerte, d. h. Käufe oder Verkäufe, bei denen die Lieferung des Vermögenswerts innerhalb des für den jeweiligen Handelsplatz vorgeschriebenen oder durch Konventionen festgelegten Zeitrahmens erfolgen muss, werden zum Handelstag bilanziert. Finanzielle Vermögenswerte werden ausgebucht, wenn die Ansprüche des Konzerns bezüglich der Zahlungsströme aus dem Finanzinstrument auslaufen oder wenn eine Übertragung des Finanzinstruments an eine andere Partei unter Einschluss der Kontrolle bzw. aller wesentlichen Risiken und Nutzen vorgenommen wurde. Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgebucht, wenn die im Vertrag spezifizierten Verpflichtungen des Konzerns auslaufen oder erlassen bzw. gekündigt werden. Der erstmalige Ansatz von Finanzinstrumenten erfolgt zum Marktwert, der dem beizulegenden Zeitwert entspricht. Finanzinstrumente, die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, sind unter Einbeziehung der Transaktionskosten bewertet. Die Folgebewertung finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten erfolgt entsprechend der Kategorie, der sie zugeordnet sind (den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten, den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, den sonstigen Forderungen, den Verbindlichkeiten aus Anleihen, den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, den sonstigen Finanzschulden, den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten oder den derivativen finanziellen Verbindlichkeiten). Soweit bei finanziellen Vermögenswerten, die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, die fortgeführten Anschaffungskosten zum Ansatz kommen, werden die Buchwerte zu jedem Abschlussstichtag daraufhin überprüft, inwiefern substanzielle Hinweise auf eine Wertminderung hindeuten. Es kommt der Betrag zum Ansatz, mit dem ein finanzieller Vermögenswert oder eine finanzielle Schuld bei erstmaliger Erfassung unter Einbeziehung der nicht ergebniswirksamen Transaktionskosten bewertet wurde, abzüglich zwischenzeitlicher Tilgung und außerplanmäßiger Abschreibungen für Wertminderungen oder Uneinbringlichkeit. Bei kurzfristigen Forderungen und Verbindlichkeiten sind die fortgeführten Anschaffungskosten grundsätzlich mit dem Nennbetrag bzw. dem Rückzahlungsbetrag identisch. Für erwartete Ausfallrisiken werden Einzelwertberichtigungen vorgenommen. Diese werden zur Minderung der Bruttoforderung angesetzt, wenn konkrete Sachverhalte bekannt werden, die darauf hindeuten, dass ein Schuldner seinen finanziellen Verpflichtungen nicht in ausreichendem Maße nachkommen kann. Die Beurteilung der Angemessenheit der Wertberichtigung auf Forderungen obliegt dem dezentralen Inkassomanagement und basiert unter anderem auf der Fälligkeitsstruktur der Forderungssalden, auf Erfahrungswerten aus bereits ausgebuchten Forderungen, der Kundenbonität sowie Auffälligkeiten bei einem veränderten Zahlungsverhalten, auf Anzeichen für finanzielle Schwierigkeiten des Schuldners, die ein nachhaltiges oder signifikantes Absinken des beizulegenden Zeitwerts des finanziellen Vermögenswerts unter die fortgeführten Anschaffungskosten messbar machen, auf etwaigen Zugeständnissen an den Kreditnehmer aufgrund wirtschaftlicher oder rechtlicher Gründe, die im Zusammenhang mit dessen finanziellen Schwierigkeiten stehen, oder allgemein auf der Feststellung des Wegfalls eines aktiven Marktes für den finanziellen Vermögenswert. Die Höhe einer Wertminderung bestimmt sich aus der Differenz zwischen dem Buchwert des Vermögenswerts und den zur Barwertermittlung mit dem ursprünglichen Effektivzinssatz des finanziellen Vermögenswerts abgezinsten erwarteten künftigen Cashflows, die ergebniswirksam erfasst wird. Verringert sich die Höhe der Wertberichtigung in einer der folgenden Berichtsperioden und kann der zugrunde liegende Sachverhalt objektiv auf einen nach der Erfassung der Wertminderung eingetretenen Tatbestand zurückgeführt werden, so wird die zuvor erfasste Wertberichtigung ergebniswirksam rückgängig gemacht. Wertminderungen bezüglich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie eines Teils der sonstigen Vermögenswerte werden mittels Wertberichtigungskonten fortgeschrieben. Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen alle liquiditätsnahen Vermögenswerte, die zum Zeitpunkt der Anschaffung bzw. der Anlage eine Restlaufzeit von weniger als drei Monaten haben. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente bewertet Energiekontor zu Anschaffungskosten. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen bewertet Energiekontor zu fortgeführten Anschaffungskosten abzüglich etwaiger Wertminderungen. Unverzinsliche oder niedrigverzinsliche Forderungen mit Laufzeiten von über einem Jahr werden abgezinst. Wertpapiere sowie Forderungen gegen assoziierte Unternehmen (Kommanditbeteiligungen) werden als "zur Veräußerung verfügbare" finanzielle Vermögenswerte klassifiziert (Sonstige originäre finanzielle Vermögenswerte der Kategorie "zur Veräußerung verfügbar"). Energiekontor bilanziert sie zum beizulegenden Zeitwert, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Unrealisierte Kursgewinne weist Energiekontor nach Berücksichtigung von latenten Steuern in den sonstigen Bestandteilen des Eigenkapitals (Fair-Value-Bewertung) aus. Die Auflösung dieser Rücklage erfolgt bei Abgang des Vermögenswerts. Fallen die beizulegenden Zeitwerte von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten unter die Anschaffungskosten und liegen objektive Hinweise vor, dass der Vermögenswert wertgemindert ist, erfasst Energiekontor den Verlust und berücksichtigt ihn in der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung. Bei seiner Einschätzung der möglichen Wertminderungen bezieht das Unternehmen alle verfügbaren Informationen ein, wie zum Beispiel die Marktbedingungen und die Marktpreise, anlagespezifische Faktoren sowie Dauer und Ausmaß des Wertrückgangs unter die Anschaffungskosten. Wertaufholungen werden dann erfolgswirksam vorgenommen, wenn nach der aufwandswirksamen Erfassung einer Wertminderung zu einem späteren Bewertungszeitpunkt Ereignisse eintreten, die zu einem objektiven Anstieg des beizulegenden Zeitwerts führen. Energiekontor bewertet die Verbindlichkeiten aus Anleihen sowie die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente zu den fortgeführten Anschaffungskosten. Kosten im Zusammenhang mit der Kapitalbeschaffung (Anleihen, Bundeswertpapiere und Bankkredite) werden nach der Effektivzinsmethode auf die Vertragslaufzeit verteilt. Finanzielle Verbindlichkeiten begründen regelmäßig einen Rückgabeanspruch in Zahlungsmitteln oder einem anderen finanziellen Vermögenswert an eine andere Partei. Zu den finanziellen Verbindlichkeiten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden, gehören vor allem sonstige Finanzverbindlichkeiten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Teile der sonstigen übrigen Verbindlichkeiten. Diese finanziellen Verbindlichkeiten werden nach der erstmaligen Erfassung zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet, Anleihen ggf. unter Anwendung der Effektivzinsmethode. Derivative Finanzinstrumente wie Zinsswaps bilanziert Energiekontor aufgrund der Bestimmungen der IFRS (IAS 39) zum Marktwert. Derivate mit positivem beizulegenden Zeitwert werden als finanzielle Vermögenswerte und Derivate mit negativem beizulegenden Zeitwert als finanzielle Verbindlichkeiten ausgewiesen. Cashflow-Hedges dienen der Absicherung von zukünftigen Zahlungsströmen, die im Zusammenhang mit einem bilanzierten Vermögenswert, einer bilanzierten Verbindlichkeit oder einem hochwahrscheinlichen zukünftigen Zahlungsstrom stehen. Den effektiven Teil der Marktwertänderungen derivativer Instrumente, die als Cashflow-Hedges bestimmt sind (Zins- und Zins- / Währungsswaps), erfasst Energiekontor nach Berücksichtigung von latenten Steuern in den sonstigen Bestandteilen des Eigenkapitals (Fair-Value-Bewertung). Es werden nur Cashflow-Hedges bilanziert, die die strengen Anforderungen des IAS 39 hinsichtlich Hedge Accounting erfüllen. Sofern die Kriterien für eine Sicherungsbeziehung erfüllt sind, werden die Bezeichnung des eingesetzten Finanzinstruments, das zugehörige Grundgeschäft, das abgesicherte Risiko und die Einschätzung des Grads der Wirksamkeit der eingesetzten Sicherungsinstrumente dokumentiert. Um die Wirksamkeit der Sicherungsbeziehung hinsichtlich der Kompensation der Risiken aus Änderungen der Zahlungsströme in Bezug auf das abgesicherte Risiko beurteilen zu können, wird diese zum Abschlussstichtag auf ihre Effektivität untersucht. Wenn die Sicherungsbeziehung als ineffektiv eingestuft wird bzw. die Kriterien für die Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen nicht mehr erfüllt werden, so wird die Rücklage erfolgswirksam aufgelöst. Auf die weiteren Ausführungen in den Erläuterungen zur Bilanz und den Bilanzpositionen, die eine Aufstellung der Kategorisierung der Finanzinstrumente bei der Energiekontor-Gruppe enthalten (Tz. VI.2), wird verwiesen. Aufgrund der gesunkenen Kapitalmarktzinsen haben die Zinsswaps negative Marktwerte. Da sie ausschließlich als langfristige Zinssicherungsinstrumente zusammen mit den Grundgeschäften (Finanzierungsdarlehen) abgeschlossen wurden (Cashflow-Hedging) und eine Wertrealisierung vor Ablauf der damit gesicherten Zinsbindungslaufzeit nicht in Betracht kommt, sind für Energiekontor diese Marktwerte - unabhängig von einer positiven oder negativen Entwicklung -nur theoretische Werte und werden von der Unternehmensführung daher weder als Schuld noch - im Fall einer positiven Entwicklung - als Vermögenswert betrachtet. Der in der Konzernbilanz nach IAS 39 auszuweisende Wert der Swaps wird daher für Zwecke der Segmentberichterstattung auf Grundlage des anzuwendenden "management approach" eliminiert. 13. Besteuerung 13.1. Laufende Steuern Der laufende Steueraufwand wird auf Basis des zu versteuernden Einkommens für das Jahr ermittelt. Das zu versteuernde Einkommen weicht vom Jahresergebnis aus der Gewinn- und Verlustrechnung ab, da es Aufwendungen und Erträge ausschließt, die nicht steuerpflichtig bzw. nicht steuerlich abzugsfähig sind. Die Verbindlichkeiten der Energiekontor-Gruppe für den laufenden Steueraufwand wurden auf Grundlage der in den jeweiligen Nationen, in denen Tochtergesellschaften und Betriebsstätten unterhalten werden, geltenden bzw. aus Sicht des Bilanzstichtags in Kürze geltende Steuersätze berechnet. 13.2. Latente Steuern Latente Steuern resultieren aus unterschiedlichen Wertansätzen in den IFRS- und Steuerbilanzen der Konzernunternehmen sowie aus Konsolidierungsmaßnahmen, soweit sich diese Unterschiede im Zeitablauf wieder ausgleichen. Das Unternehmen wendet IAS 12 (Income Taxes) an. Nach der darin enthaltenen Verbindlichkeitsmethode (Liability Method) werden aktive und passive latente Steuern mit der zukünftigen Steuerwirkung angesetzt, die sich aus den Unterschieden zwischen IFRS-Bilanzierung und jeweils landesspezifischer steuerrechtlicher Bilanzierung von Aktiv- und Passivposten ergibt. Die Auswirkungen von Steuersatzänderungen auf die latenten Steuern werden erfolgswirksam in dem Berichtszeitraum erfasst, in dem das der Steuersatzänderung zugrunde liegende Gesetzgebungsverfahren weitgehend abgeschlossen ist. Darüber hinaus werden für Verlustvorträge latente Steuerabgrenzungen dann und insoweit vorgenommen, als ihre Nutzung in absehbarer Zukunft wahrscheinlich ist. Für die Beurteilung der Wahrscheinlichkeit der Realisierbarkeit solcher Steueransprüche sind regelmäßig zu aktualisierende Steuerplanungsrechnungen durchzuführen. Außerdem sind die jeweils nationalen wie auch auf dem Gebiet der EU nach der laufenden Rechtsprechung des EuGH anzuwendenden Steuerregelungen einzubeziehen. Latente Steuerabgrenzungen werden nach Steueransprüchen (aktive latente Abgrenzungen) und Steuerschulden (passive latente Abgrenzungen) unterschieden. In der Gliederung der Bilanz nach Fristigkeitsaspekten gelten latente Steuern grundsätzlich als langfristig. Von der Saldierungsmöglichkeit aktiver und passiver latenter Steuern machte das Unternehmen auch im Berichtszeitraum im zulässigen Umfang Gebrauch. 14. Vorräte Vorräte, wozu die Projektierungs- und Planungsleistungen für Windpark- und Solarprojekte gehören, sind zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten bei Anwendung der Durchschnittsmethode zuzüglich direkt zurechenbarer Nebenkosten angesetzt. Finanzierungskosten auf die Vorräte werden aktiviert, soweit sie auf aktivierungsfähige Vorräte entfallen. Wertberichtigungen auf Vorräte werden vorgenommen, wenn der realisierbare Nettoveräußerungswert unter den bilanzierten Anschaffungs- oder Herstellungskosten liegt. 15. Forderungen aus langfristiger Auftragsfertigung Aufgrund der Konsolidierungspraxis, wonach Betreibergesellschaften, für die Wind- / Solarparks errichtet werden, nicht bereits mit Vertrieb der Kommanditanteile (Gesellschafterwechsel), sondern erst mit Fertigstellung des Wind- / Solarparks entkonsolidiert werden, hat das Verfahren der Teilgewinnrealisierung (IAS 11 - Fertigungsaufträge) für die Konzernbilanzierung faktisch keine Bedeutung. 16. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen den Bargeldbestand, Bankguthaben und alle liquiditätsnahen Vermögenswerte, die zum Zeitpunkt der Anschaffung bzw. der Anlage eine Restlaufzeit von weniger als drei Monaten haben. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. 17. Minderheitenanteile Anteile von Minderheiten bzw. konzernfremden Gesellschaftern sind nach den IFRS in der Regel innerhalb des Eigenkapitals in einer gesonderten Position getrennt auszuweisen. Da es sich jedoch bei den Tochtergesellschaften, an denen diese Minderheitenanteile bestehen, um Kommanditgesellschaften handelt, führt die Anwendung des IAS 32 zu einem vom deutschen Handelsrecht abweichenden Ausweis dieses wirtschaftlichen Eigenkapitals. Nach den dahingehend geltenden IFRS gilt dieses Kommanditkapital der Minderheiten als Fremdkapital. Bei den Tochtergesellschaften, an denen Minderheiten beteiligt sind, handelt es sich ausschließlich um Kommanditgesellschaften. Nach IAS 32 sind die Kündigungsmöglichkeiten der Kommanditisten ein entscheidendes Kriterium für die Abgrenzung von Eigenkapital und Fremdkapital. Finanzinstrumente, die dem Inhaber (hier: dem Kommanditisten) das Recht zur Kündigung gewähren und damit die Gesellschaft im Kündigungsfall verpflichten, flüssige Mittel oder andere finanzielle Vermögenswerte zu übertragen, stellen demnach entgegen der in Deutschland unbestrittenen wirtschaftlichen Substanz als Eigenkapital aus Sicht der IFRS eine finanzielle Verbindlichkeit und damit Fremdkapital dar. Aufgrund der bestehenden Kündigungsrechte der Kommanditisten der Tochtergesellschaften ist das mit dem Gesamtbetrag der Minderheitenanteile laut Bilanz korrespondierende "Nettovermögen der Kommanditisten" folglich nach IAS 32 nicht im Eigen-, sondern zum Barwert im Fremdkapital zu erfassen. Die Bewertung dieses Postens erfolgt zum nach den IFRS ermittelten Barwert des "Nettovermögens der Kommanditisten". Korrespondierend sind die auf die Kommanditisten entfallenden Ergebnisanteile als Finanzierungsaufwand bzw. -ertrag zu erfassen. 18. Rückstellungen Für rechtliche oder faktische Verpflichtungen werden Rückstellungen in der Bilanz angesetzt, wenn das Unternehmen aus einem Ereignis in der Vergangenheit eine gegenwärtige rechtliche oder faktische Verpflichtung hat und es wahrscheinlich ist, dass wirtschaftliche Ressourcen abfließen, um diese Verpflichtung zu erfüllen. Dabei ist eine Abzinsung immer dann vorzunehmen, wenn der Abzinsungseffekt wesentlich ist. Der Wertansatz der Rückstellungen berücksichtigt diejenigen Beträge, die erforderlich sind, um zukünftige Zahlungsverpflichtungen, erkennbare Risiken und ungewisse Verpflichtungen des Konzerns abzudecken. Zuführungen zu den Rückstellungen werden grundsätzlich erfolgswirksam berücksichtigt. Dies gilt nicht für Rückstellungsbildungen im Zusammenhang mit Rückbau- und Renaturierungskosten. In diesen Fällen ist der Buchwert des dazugehörigen Sachanlagevermögens um den Barwert der rechtlichen Verpflichtungen aus dem Rückbau zu erhöhen. Die Berechnungsgrundlagen für die Barwertberechnung der Rückstellungen bestehen aus der Laufzeit bis zum voraussichtlichen Rückbau, aus den heute zu erwartenden anlagenspezifischen Rückbau- und Renaturierungskosten, die für die Anwendung der Nominalzinsrechnung (Kaufkraftäquivalenz) auf die voraussichtlichen Rückbaukosten unter Einrechnung einer voraussichtlichen Inflationsrate von p. a. 2 Prozent hochgerechnet werden, sowie aus dem jeweiligen auf die Restlaufzeit bezogenen Diskontierungszinssatz. Der Diskontierungssatz wurde im Geschäftsjahr unter Zugrundelegung der Zinssätze von laufzeitkongruenten börsennotierten Bundeswertpapieren, erhöht um einen Risikoaufschlag von 3 Prozent (credit spread), ermittelt. Zu erwartende Verwertungserlöse werden bei der Bemessung der Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung nicht berücksichtigt, auch wenn ihre Realisierung aus heutiger Sicht wahrscheinlich und die dabei erzielten Erlöse im Schätzungswege gleichermaßen bezifferbar wie die Kosten für den Rückbau der Anlagen sind. Die Erfassung der Rückstellungen erfolgt grundsätzlich im Erstjahr der Rückstellungsbildung gewinnneutral im Wege eines bilanziellen Aktiv-Passiv-Tauschs. Der zusätzlich aktivierte Betrag wird über die Restnutzungsdauer der Sachanlagegegenstände abgeschrieben. Die sich gegenüber dem Vorjahr aufgrund der Anwendung der aktuellen Diskontierungssätze ergebenden Unterschiede bei der Rückstellungsberechnung werden gewinnneutral mit den Anschaffungs- / Herstellungskosten der Windparks verrechnet und betragen im Geschäftsjahr insgesamt T€ -239 (Vorjahr T€ 824). Einen bei der Erfüllung der Verpflichtung entstehenden positiven oder negativen Differenzbetrag zum Buchwert erfasst das Unternehmen erfolgswirksam. Die jährlichen Aufzinsungsbeträge zur Barwertanpassung der Rückstellungen werden ergebniswirksam im Finanzierungsaufwand verbucht. Die Zugänge durch Aufzinsungen betragen T€ 423 (Vorjahr T€ 383). Die Steuer- und sonstigen Rückstellungen sind nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung bemessen. Es werden alle Informationen berücksichtigt, die bis zum Tag der Bilanzaufstellung bekannt werden. 19. Verbindlichkeiten Finanzielle Verbindlichkeiten, mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente, werden zu den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet, Anleihen ggf. unter Anwendung der Effektivzinsmethode. Ein etwaiger Unterschiedsbetrag zwischen ausbezahltem und bei Endfälligkeit rückzahlbarem Betrag (Disagio, Darlehensabgeld) wird amortisiert, indem zunächst der Vereinnahmungsbetrag angesetzt und dann sukzessive durch kontinuierliche Aufzinsung bis zum finalen Rückzahlungsbetrag fortgeschrieben wird. Forderungen und Verbindlichkeiten in Fremdwährung werden zu Stichtagskursen umgerechnet. Bankverbindlichkeiten in Fremdwährung werden mit dem Geldkurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Eventualverbindlichkeiten sind nicht bilanziert, sondern im Konzernanhang unter "Sonstige Angaben" (Teil VIII.) ausgewiesen. Eine Ausnahme bei den Eventualverbindlichkeiten stellt hier der Swap des Windparks Mafomedes dar, der im Rahmen des Unternehmenserwerbs zu passivieren ist (IFRS 3.23). Dieser wird als Eventualverbindlichkeit zum Fair Value fortgeschrieben. 20. Bedeutende bilanzielle Ermessensspielräume und Hauptquellen von Schätzungen 20.1. Notwendigkeit von Schätzungen Bei der Anwendung der dargestellten Konzernbilanzierungsgrundsätze muss die Geschäftsführung in Bezug auf die Buchwerte von Vermögenswerten und Schulden, die nicht ohne Weiteres aus anderen Quellen ermittelt werden können, Sachverhalte beurteilen, Schätzungen anstellen und Annahmen treffen. Die Schätzungen und die ihnen zugrunde liegenden Annahmen resultierten aus Erfahrungen der Vergangenheit sowie weiteren als relevant erachteten Faktoren. Die tatsächlichen Werte können von den Schätzungen abweichen. Die den Schätzungen zugrunde liegenden Annahmen unterliegen einer regelmäßigen Überprüfung. Schätzungsänderungen, die nur eine Periode betreffen, werden nur in dieser berücksichtigt. Schätzungsänderungen, die die aktuelle sowie die folgenden Berichtsperioden betreffen, werden entsprechend in dieser und den folgenden Perioden beachtet. 20.2. Hauptquellen von Schätzungsunsicherheiten Im Folgenden werden die wichtigsten zukunftsbezogenen Annahmen sowie die sonstigen wesentlichen Quellen von Schätzungsunsicherheiten am Bilanzstichtag angegeben, durch die ein beträchtliches Risiko entstehen kann, sodass innerhalb des nächsten Geschäftsjahres eine wesentliche Anpassung der ausgewiesenen Vermögenswerte und Schulden erforderlich wird. 20.2.1. Werthaltigkeit der technischen Anlagen (Windparks) In der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2017 sind die konzerneigenen Windparks in Höhe von insgesamt T€ 193.692 (Vorjahr T€ 170.928) aktiviert. Für die Bestimmung etwaiger Wertminderungen dieser Sachanlagen im Rahmen der regelmäßigen Impairment-Tests ist es erforderlich, die Nutzungswerte der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten, zu denen die jeweiligen Windparks gehören, zu ermitteln. Die Berechnung der Nutzungswerte bedarf der Schätzung künftiger Cashflows aus der zahlungsmittelgenerierenden Einheit sowie eines geeigneten Abzinsungssatzes für die Barwertberechnung im Wege der Bewertung mittels diskontierter Mittelzuflüsse (Discounted-Cashflow-Bewertungen). Die hierfür heranzuziehenden Schätzgrößen bestehen hauptsächlich in den die Höhe der Stromerträge beeinflussenden zukünftigen Windverhältnissen, in den Vergütungssätzen für den Verkauf der Energie, der technischen Lebensdauer der Windenergieanlagen, den Anschlussfinanzierungszinssätzen sowie in den weiteren Kostengrößen eines Windparks wie etwa Instandsetzungen. Diese Schätzgrößen entsprechen auch den Annahmen und beobachtbaren Inputfaktoren, die Marktteilnehmer bei der Preisbildung für Windparks zugrunde legen würden. Die dem Discounted-Cashflow-Bewertungsverfahren immanent innewohnenden Risiken bestehen insbesondere in von den Einschätzungen des Managements und der Marktteilnehmer zukünftig abweichenden ungünstigen Entwicklungen, wie beispielsweise geringeren Windangeboten, höheren Zinsen und Betriebskosten, geringeren Energiepreisen und etwaigen weiteren ungünstigeren Parameterentwicklungen. 20.2.2. Werthaltigkeit von Vorräten (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) In der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2017 sind Vorräte in Höhe von T€ 47.006 (Vorjahr T€ 34.272) berücksichtigt. Diese resultieren aus der Aktivierung von im Rahmen der Wind- / Solarpark-Projektentwicklung angefallenen projektbezogenen Kosten. Die Geschäftsführung hat die Werthaltigkeit der aktivierten Kosten am Bilanzstichtag beurteilt und Wertabschläge im erforderlichen Umfang berücksichtigt. Bei der Bewertung der Vorräte stellen die künftigen Realisierungschancen von Projekten und der Wert der erwarteten künftigen Cashflows wesentliche Schätzgrößen dar. 20.2.3. Aktive latente Steuern Aktive latente Steuern werden für alle nicht genutzten steuerlichen Verlustvorträge sowie zeitliche Buchungsunterschiede in dem Maße erfasst, wie es wahrscheinlich ist bzw. wie hierfür überzeugende substanzielle Hinweise vorliegen, dass hierfür zu versteuerndes Einkommen verfügbar sein wird, sodass die Verlustvorträge tatsächlich genutzt werden können. Wesentliche Teile der aktiven latenten Steuern entstanden in den Windparkbetreibergesellschaften, die steuerlich maximal zulässige Abschreibungen nutzen, sowie in den ausländischen Planungsgesellschaften, die erhebliche Vorlaufkosten für die jeweilige Markt- und Projekterschließung tragen. Für die Ermittlung der Höhe der aktiven latenten Steuern erfolgt eine Schätzung der Unternehmensleitung auf der Grundlage des erwarteten Eintrittszeitpunkts und der Höhe des künftig zu versteuernden Einkommens sowie der zukünftigen Steuerplanungsstrategie (zeitlicher Anfall steuerlicher Ergebnisse, Berücksichtigung steuerlicher Risiken etc.). Wesentliche Auswirkung hierauf haben auch die jeweils nationalen wie auch auf EU-Ebene gegebenen steuerrechtlichen Grundlagen, die laufenden Anpassungen unterliegen. 21. Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte Zahlreiche Rechnungslegungsmethoden und Angaben des Konzerns verlangen die Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte für finanzielle und nicht finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten. Die Energiekontor-Gruppe hat ein Kontrollrahmenkonzept hinsichtlich der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte festgelegt. Dazu gehört ein Bewertungsteam, das die allgemeine Verantwortung für die Überwachung aller wesentlichen Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert trägt und direkt an den Vorstand berichtet. Das Bewertungsteam führt eine regelmäßige Überprüfung der wesentlichen Inputfaktoren sowie der Bewertungsanpassungen durch. Wenn Informationen von Dritten zur Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte verwendet werden, prüft das Bewertungsteam die von den Dritten erlangten Nachweise für die Schlussfolgerung, dass derartige Bewertungen die Anforderungen der IFRS erfüllen, einschließlich der Stufe in der Fair-Value-Hierarchie, der diese Bewertungen zuzuordnen sind. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Schuld verwendet der Konzern so weit wie möglich am Markt beobachtbare Daten. Basierend auf den in den Bewertungstechniken verwendeten Inputfaktoren werden die beizulegenden Zeitwerte in unterschiedliche Stufen in der Fair-Value-Hierarchie eingeordnet: ― Stufe 1: Notierte Preise (unbereinigt) auf aktiven Märkten für identische Vermögenswerte und Schulden ― Stufe 2: Bewertungsparameter, bei denen es sich nicht um die in Stufe 1 berücksichtigten notierten Preise handelt, die sich aber für den Vermögenswert oder die Schuld entweder direkt (das heißt als Preis) oder indirekt (das heißt als Ableitung von Preisen) beobachten lassen ― Stufe 3: Bewertungsparameter für Vermögenswerte oder Schulden, die nicht auf beobachtbaren Marktdaten beruhen. Wenn die zur Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Schuld verwendeten Inputfaktoren in unterschiedliche Stufen der Fair-Value-Hierarchie eingeordnet werden können, wird die Bewertung zum beizulegenden Zeitwert in ihrer Gesamtheit der Stufe der Fair-Value-Hierarchie zugeordnet, die dem niedrigsten Inputfaktor entspricht, der für die Bewertung insgesamt wesentlich ist. Umgruppierungen zwischen verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie werden zum Ende der Berichtsperiode erfasst, in der die Änderung eingetreten ist. Weitere Informationen zu den Annahmen bei der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte sind im Anhang bei der Beschreibung der jeweiligen Vermögens- und Schuldwerte enthalten. V. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Gewinn- und Verlustrechnung angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€. 1. Umsatzerlöse Die Umsätze des Konzerns in dem Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) betreffen deutsche Windparks. Die dem Bereich Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges zuzurechnenden Tätigkeiten werden nahezu ausschließlich in Deutschland erbracht. Die Umsatzerlöse in dem Segment Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks (kurz: Stromerzeugung) werden in Windparks in Deutschland, Portugal und Großbritannien realisiert. Im Einzelnen setzen sich die Umsatzerlöse segmentbezogen wie folgt zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Segmente und zugehörige Umsatzerlöse Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) 97.044 148.655 Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks 49.080 49.899 Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges 3.741 3.210 Umsatzerlöse alle Segmente 149.865 201.764 2. Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen Unter dieser Position im betragsmäßigen Umfang von T€ 52.211 (Vorjahr T€ -35.015) sind die Veränderungen der konzernweiten zum Bilanzstichtag vorhandenen Bestände an unfertigen Projekten sowie die Herstellkosten selbst hergestellter und in das Anlagevermögen genommener Windparks, die im Konzernbestand verbleiben sollen, ausgewiesen. Soweit dem Anlagevermögen zugeordnete Windparks veräußert und demgemäß dem Umlaufvermögen zugeordnet werden sollen, führt dies zu einer entsprechenden Bestandsverringerung. scroll in T€ 2017 2016 Übernahme Windparks in das Anlagevermögen 39.477 0 Umgliederung Windparks vom Anlage- in das Umlaufvermögen 0 -36.416 Bestandsveränderungen unfertige Projekte 12.734 1.401 Bestandsveränderungen und Eigenleistungen 52.211 -35.015 In den Bestandsveränderungen bereits berücksichtigte außerplanmäßige Abschreibungen auf Vorräte (Windparkprojekte) betragen im Geschäftsjahr T€ 2.696 (Vorjahr T€ 4.536). Da auch die Errichtungskosten für Windparks, die möglicherweise im Konzernbestand verbleiben, im laufenden Wareneinsatz sowie in den sonstigen Kostenpositionen (sonstige betriebliche Aufwendungen, Personal- und Zinsaufwendungen) verbucht werden, ist bis zum Zeitpunkt der Fertigstellung und Entscheidung bezüglich des Verkaufs der projektbezogene Bestand zu aktivieren. Zum Zeitpunkt der Fertigstellung des Windparks erfolgt zunächst die Ausbuchung des bis dahin hierfür aktivierten Vorjahresbestands an unfertigen Erzeugnissen und Leistungen. Gleichzeitig erfolgt in dieser Höhe zuzüglich der bis zur Fertigstellung noch angefallenen Herstellkosten die Aktivierung im Sachanlagevermögen durch Umgliederung der fertigen Windparks ins Anlagevermögen, soweit diese im Konzern zum Zwecke der Stromerzeugung verbleiben. Im Geschäftsjahr gab es mit den Windparks Kreuzau-Steinkaul, Heinsberg-Waldenrath und Niederzier-Steinstraß drei Übernahmen selbst hergestellter Windparks in den Eigenbestand. Aktivierungen selbst hergestellter Windparks durch Überführung ins Anlagevermögen erfolgen stets ergebnisneutral, ebenso wie die umgekehrte Überführung aus dem Anlage- ins Umlaufvermögen. 3. Sonstige betriebliche Erträge Die sonstigen betrieblichen Erträge gliedern sich wie folgt auf: scroll in T€ 2017 2016 Auflösung Rückstellungen 2.804 2.831 Erträge aus Währungsumrechnungen (Saldo) 2.666 1.357 Übrige sonstige betriebliche Erträge 225 97 Schadensersatz / Versicherungserstattungen 51 196 Sonstige betriebliche Erträge 5.746 4.481 4. Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen Die konzernweit angefallenen Aufwendungen für die Planung und Herstellung von Wind- / Solarparkprojekten betragen T€ 127.923 (Vorjahr T€ 70.523). Hierin enthalten sind unter anderem die angefallenen Kosten der Errichtung für die drei Windparks, die in den Eigenbestand übernommen worden sind. 5. Personalaufwand Der Personalaufwand in Höhe von T€ 11.830 (Vorjahr T€ 10.922) hat sich aufgrund der gesteigerten Mitarbeiteranzahl im Geschäftsjahr erhöht und setzt sich wie folgt zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Gehälter 10.100 9.289 Soziale Abgaben und Aufwendungen 1.730 1.632 Personalaufwand 11.830 10.922 Unter Berücksichtigung der Aufwendungen für den Anleihevertrieb (erfolgsneutrale Erfassung nach IAS 39) betragen die gesamten Personalaufwendungen T€ 12.241 (Vorjahr T€ 11.227). Der Personalbestand beläuft sich auf durchschnittlich 148 Arbeitnehmer (Vorjahr 136 Arbeitnehmer). Davon waren im Durchschnitt 19 Mitarbeiter (Vorjahr 19) bei ausländischen Tochtergesellschaften angestellt. 6. Abschreibungen Der überwiegende Anteil an den Abschreibungen von insgesamt T€ 16.704 (Vorjahr T€ 18.316) entfällt mit T€ 16.657 (Vorjahr T€ 18.265) auf die konzerneigenen Windparks. Aus dem Anlagenspiegel (vgl. Tz. VI.1) ergeben sich detaillierte Informationen zum Anlagevermögen und zu den Abschreibungen. Im Berichtszeitraum waren wie im Vorjahr keine außerplanmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen vorzunehmen. 7. Sonstige betriebliche Aufwendungen Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen umfassen die folgenden Aufwandspositionen: scroll in T€ 2017 2016 Reparaturen und Instandhaltungen Windparks 8.117 7.014 Pachtzahlungen für Windparks 2.508 2.709 Rechts-, Steuer-, Prüfungs- und andere Beraterhonorare, Prozesskosten 1.504 1.429 Gebühren, Abgaben, Beiträge 1.190 1.177 Verwaltungskosten 1.182 1.151 Projektbezogene Aufwendungen (inkl. Planung, Reisekosten usw.) 1.147 1.595 Versicherungen 967 1.112 Werbekosten und Vertriebsaufwand 715 298 Raumkosten 575 510 Strombezug Windkraftanlagen 345 374 Übrige sonstige betriebliche Aufwendungen 215 316 Entkonsolidierungsverluste 10 34 Sonstige betriebliche Aufwendungen 18.475 17.719 8. Zinsergebnis Das Zinsergebnis im Konzern stellt sich wie folgt dar: scroll in T€ 2017 2016 Zinsen und ähnliche Erträge 190 162 Zinsen und ähnliche Aufwendungen -16.414 -18.443 Zinsergebnis -16.223 -18.281 Beteiligungserträge 0 28 Beteiligungsergebnis 0 28 Finanzergebnis -16.223 -18.254 Zinserträge aus finanziellen Vermögenswerten, die nicht erfolgswirksam zum Fair Value bewertet werden, fielen nicht an. Veränderungen aus der Marktbewertung von vollumfänglich effektiven Cashflow-Hedged-Derivaten (Zins- und Zins- / Währungsswaps) in Höhe der kumulierten negativen Marktwerte von T€ -3.454 (Vorjahr negative Marktwerte von T€ -4.513) wurden, saldiert mit den darauf entfallenden latenten Steuern, erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Veränderungen liegen am Abgang von abgesicherten Verbindlichkeiten, an den sinkenden Restlaufzeiten, an veränderten Kapitalmarktzinsen und zukünftigen Zins- und Währungskursprognosen, die sich auf die Marktwerte auswirken. Die Swaps wurden ausschließlich zur Sicherung der Zins- und Währungsrisiken aus den langfristigen Windparkfinanzierungen abgeschlossen, weswegen eine Realisierung der negativen Marktwerte vor dem Laufzeitende der Derivate nicht oder allenfalls in Ausnahmefällen in Betracht kommt. Durch den ratierlichen Abbau der Bezugsgrößen bei den Payer-Zins-Swaps vermindern sich in den folgenden Berichtsperioden auch sukzessive die Ergebnisauswirkungen. Effektivzinsen (IAS 39) sind in Höhe von T€ 353 (Vorjahr T€ 208) enthalten. Die Zinserträge von T€ 190 (Vorjahr T€ 162) entfallen auf kurzfristige finanzielle Vermögenswerte mit variablen Zinssätzen. Von den Zinsaufwendungen entfallen T€ 1.531 (Vorjahr T€ 1.974) auf kurzfristige finanzielle Verbindlichkeiten mit variablen Zinssätzen. Die ausgewiesenen Zinsaufwendungen entfallen ausschließlich auf Schuldposten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind. 9. Ertragsteuern Der Gesamtsteueraufwand im Konzern stellt sich wie folgt dar: scroll in T€ 2017 2016 Laufende (tatsächliche) Steuern 2.519 11.608 Latente Steuern 2.260 -1.447 Gesamtsteueraufwand 4.778 10.162 9.1. Tatsächliche Steuern Hier werden die in Deutschland zu entrichtenden Gewerbe- und Körperschaftsteuern nebst Solidaritätszuschlag erfasst sowie die in den ausländischen Gesellschaften vergleichbaren Ertragsteueraufwendungen. 9.2. Latente Steuern Steuerlatenzen aufgrund von temporären Differenzen zwischen den Wertansätzen in den steuerlich maßgeblichen Bilanzen und den Buchwerten in der Konzernbilanz bestehen in nachfolgend angeführter Höhe. scroll 31.12.2017 31.12.2016 in T€ Aktive latente Steuern Passive latente Steuern Aktive latente Steuern Passive latente Steuern Bewertung des Sachanlagevermögens 208 13.564 529 10.859 Verlustvorträge 10.621 0 8.194 0 Fair-Value-Bewertung IAS 39 1.030 18 1.346 44 Zwischengewinneliminierung 655 0 1.848 0 Vorratsbewertung 0 1.352 0 903 Bewertung von Finanzinstrumenten (Effektivzinsmethode) 0 893 0 769 Sonstige Abweichungsgründe 134 0 29 0 Zwischensumme vor Saldierung 12.648 15.827 11.946 12.575 Saldierungsfähige Beträge -6.186 -6.186 -4.225 -4.225 Latente Steuern (nach Saldierung) 6.462 9.641 7.721 8.350 Ausschlaggebend für die Beurteilung der Werthaltigkeit aktiver latenter Steuern ist die Einschätzung der Wahrscheinlichkeit der Umkehrung der Bewertungsunterschiede sowie der Nutzbarkeit der Verlustvorträge, die zu aktiven latenten Steuern geführt haben. Dies ist abhängig von der Entstehung künftiger steuerpflichtiger Gewinne während der Perioden, in denen sich steuerliche Bewertungsunterschiede umkehren und steuerliche Verlustvorträge geltend gemacht werden können. Die steuerlichen Verlustvorträge im Konzern bestehen in der Energiekontor AG, in den Windparkbetreiber- sowie in den ausländischen Planungs- und Errichtungsgesellschaften und setzen sich wie folgt zusammen: scroll 31.12.2017 31.12.2016 in T€ Inland Ausland Inland Ausland Verlustvorträge mit Bildung aktiver latenter Steuern Verlustvorträge Gewerbesteuer 54.702 0 42.938 0 Verlustvorträge Körperschaftsteuer 10.429 6.898 5.409 5.307 ohne Bildung aktiver latenter Steuern Verlustvorträge Gewerbesteuer 3.963 0 1.594 0 Verlustvorträge Körperschaftsteuer 5 3.761 0 2.564 Die Gesellschaft geht im Berichtszeitraum davon aus, dass für die steuerlichen Verlustvorträge, für die aktive latente Steuern gebildet wurden, aufgrund der zukünftigen Geschäftstätigkeit ausreichend positives zu versteuerndes Einkommen für die Realisierung des aktivierten Steueranspruchs zur Verfügung stehen wird. Aufgrund der Erfahrung aus der Vergangenheit und der zu erwartenden steuerlichen Einkommenssituation wird davon ausgegangen, dass die entsprechenden Vorteile aus den aktiven latenten Steuern insoweit realisiert werden können. Die sich größtenteils aus den Windparkbetreibergesellschaften ergebenden Verlustvorträge wirken sich gewerbesteuerlich auf Ebene der Windparkbetreibergesellschaften selbst und körperschaftsteuerlich auf Ebene der Energiekontor AG aus. Sie resultieren nicht aus unplanmäßigen Geschäftsverläufen, sondern insbesondere aus erhöhten anfänglichen steuerlichen Abschreibungen. Soweit eine Verwertbarkeit von Verlusten, ggf. innerhalb der im Ausland bestehenden zeitlichen Beschränkung, nicht hinreichend sicher scheint, erfolgt keine Aktivierung. Insoweit für Verlustvorträge latente Steueransprüche aktiviert werden, besteht im Inland und in Großbritannien keine zeitliche Beschränkung für die Vortragsmöglichkeit. In Portugal besteht ebenfalls eine steuerliche Vortragsmöglichkeit für Verluste, deren Nutzung zeitlich auf zwölf Jahre beschränkt ist. Die direkt im Eigenkapital (Fair-Value-Rücklage IAS 39) verrechneten latenten Steuerbeträge in Höhe von T€ 1.012 (Vorjahr T€ 1.302) wurden ergebnisneutral erfasst. 9.3. Steuerliche Überleitungsrechnung (Effective Tax Rate Reconciliation) Im Geschäftsjahr 2017 und nach der aktuellen Gesetzeslage voraussichtlich auch in den folgenden Jahren beträgt der Körperschaftsteuersatz in Deutschland 15 Prozent zuzüglich des Solidaritätszuschlags in Höhe von 5,5 Prozent der Körperschaftsteuerbelastung. Daraus resultiert ein effektiver Körperschaftsteuersatz von 15,83 Prozent. Unter Einbeziehung der Gewerbesteuer, die sich im Durchschnitt auf 14,00 Prozent beläuft, beträgt der Gesamtsteuersatz im Geschäftsjahr 29,83 Prozent. Nachfolgend wird die Überleitung vom erwarteten Steueraufwand auf den ausgewiesenen Ertragsteueraufwand gezeigt. Die Berechnung des erwarteten Steueraufwands basiert auf der Anwendung des inländischen Gesamtsteuersatzes von 29,83 Prozent (Vorjahr 29,83 Prozent). Somit ergibt sich kein Effekt aus einer Steuersatzänderung. Die nachfolgende Übersicht zeigt die Ursachen für die Abweichung zwischen dem erwarteten (rechnerischen) und dem tatsächlichen Steueraufwand: scroll in T€ 2017 2016 Ertragsteueraufwand rechnerisch 4.971 10.587 Ertragsteuern für andere Perioden -160 -22 Effekte aus Personengesellschaften 68 269 Deaktivierte sowie untergegangene steuerliche Verlustvorträge 301 0 Nicht abzugsfähige Betriebsausgaben 48 18 Steuerfreie Ergebnisse und andere neutrale Gewinne -13 -7 Abweichendes Steuerrecht / Steuersätze Ausland -436 -683 Tatsächlicher Steueraufwand 4.778 10.162 10. Ergebnis je Aktie Zum Ende des Geschäftsjahres waren 14.578.160 (Vorjahr 14.653.160) Aktien gezeichnet. Davon waren unter Berücksichtigung der bis dahin zum Zwecke der Einziehung zurückgekauften und noch nicht eingezogenen Anteile 14.577.275 (Vorjahr 14.592.075) Aktien im Umlauf. Unter Berücksichtigung einer taggenauen Gewichtung waren im Geschäftsjahr durchschnittlich 14.584.874 (Vorjahr 14.600.558) Aktien in Umlauf. Verwässerungseffekte gab es im Geschäftsjahr wie im Vorjahr nicht, sodass "unverwässertes Ergebnis je Aktie" und "verwässertes Ergebnis je Aktie" identisch sind. scroll 2017 2016 Konzernergebnis in € 11.887.834 25.334.193 Gewichteter Durchschnitt ausgegebener Aktien in Stück 14.584.874 14.600.558 Unverwässertes / verwässertes Ergebnis je Aktie in € 0,82 1,74 11. Finanzielle Risiken und Finanzinstrumente Grundsätzlich ist die Energiekontor-Gruppe Zinsänderungs-, Liquiditäts-, Währungs- sowie bei Vermögenswerten Bonitäts- und Ausfallrisiken ausgesetzt. Eine Absicherung von Zinsänderungsrisiken erfolgt neben langfristigen Festzinsvereinbarungen (bei Windparkfinanzierungen) durch Sicherungsderivate. Die betroffenen Windparkbetreibergesellschaften haben variable Darlehen (3-Monats-EUR-EURIBOR-Telerate) aufgenommen und in festverzinsliche Kredite umgewandelt, für die durch den Abschluss von Zinsswaps die Zinssicherungen erfolgen (synthetische Festzinsdarlehen). Zinsänderungsrisiken bestehen für die Unternehmensgruppe während der Laufzeit der Sicherungsderivate nicht. Zinsänderungen haben lediglich Auswirkung auf den Wert der Derivate, soweit man diese separat betrachtet, wie IAS 39 dies fordert. Dahingehend werden solche abgekoppelten Zinsänderungsauswirkungen mittels Sensitivitätsanalysen dargestellt, die die Effekte von Änderungen der Marktzinssätze auf Zinszahlungen, Zinserträge und -aufwendungen, andere Ergebnisteile sowie auf das Eigenkapital abbilden. Zum Bilanzstichtag haben die erfolgsneutralen Zinsswaps aufgrund der seit Abschluss gesunkenen Kapitalmarktzinsen einen beizulegenden negativen Wert von T€ -3.454 (Vorjahr T€ -4.513), ermittelt nach einer Mid-Market-Bewertung (Mark-to-Market MTM). Die negativen Marktwerte der derivativen Finanzinstrumente sind unter der Position "Sonstige Finanzverbindlichkeiten" auszuweisen. Die Marktwertermittlung für solche Vermögenswerte und Schulden erfolgt auf Basis von Parametern, für die entweder direkt oder indirekt abgeleitete notierte Preise auf einem aktiven Markt zur Verfügung stehen, und basiert auf finanzmathematischen Simulationsmodellen prognostizierter Währungs- und Zinsentwicklungen. Aus Sicht des Managements sind die Marktwerte dieser Swaps rein theoretische Werte, zumal ein Verkauf oder die Realisierung der Marktwerte vor dem planmäßigen Auslauf der mit den Derivaten gesicherten Zinsbindung nicht oder allenfalls in Ausnahmefällen in Betracht kommt. Soweit Umfinanzierungen von mit Zinsswaps gekoppelten Darlehen erfolgen, so werden diese stets unter Wahrung der Volleffektivität und Konnexität durchgeführt. Wirtschaftlich vergleichbar sind die negativen Marktwerte bei synthetischen Festzinsdarlehen mit im Falle der Darlehenskündigung zu zahlenden Vorfälligkeitsentschädigungen bei traditionellen Festzinsdarlehen, die wiederum unter den IFRS auch nicht zu bilanzieren wären. In Bezug auf die Zinsswaps entspricht der effektive Zinsaufwand der mit den vorgenannten Payer-Swap-Hedges gesicherten Grundgeschäfte dem jeweils für das Grundgeschäft gesicherten Zinsniveau, sodass auch in der retrospektiven Betrachtung die Effektivität voll gegeben ist. Demzufolge sind diese Finanzinstrumente nicht mit Zinsrisiken in Bezug auf Gewinn- und Verlustrechnung oder Eigenkapital verbunden. Somit werden die Gewinne und Verluste aus der Marktbewertung der Derivate nach Verrechnung mit den darauf entfallenden passiven bzw. aktiven latenten Steuern erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Wenn das Marktzinsniveau zum Bilanzstichtag um 100 Basispunkte höher (niedriger) gewesen wäre, hätte sich ein ergebnisneutral ergebender Marktwert von insgesamt T€ 227 (T€ -7.296) ergeben. Die Bezugsgrößen für die Grundgeschäfte der Windparkfinanzierungen belaufen sich - ggf. auf Euro umgerechnet - auf insgesamt T€ 85.223 (Vorjahr T€ 114.885). Die Laufzeiten von Zinssicherungen bzw. Zinswährungssicherungen entsprechen grundsätzlich denen der abgesicherten Grundgeschäfte. Zum Bilanzstichtag hatte die Gruppe derivative Instrumente mit einer maximalen Laufzeit bis März 2037 im Bestand, um Zins- und Währungsrisiken aus den Windparkfinanzierungen abzusichern. Weitere Währungsrisiken der britischen Tochtergesellschaften werden grundsätzlich nicht abgesichert. Den Liquiditätsrisiken wird durch die rechtzeitige und ausreichende Vereinbarung von Kreditlinien, die nicht ausgeschöpft werden, sowie durch die Emission von Anleihen begegnet. Bilanziell werden die Bonitäts- und Ausfallrisiken ggf. durch Wertberichtigungen abgebildet. Sie sind begrenzt auf die auf der Aktivseite der Bilanz ausgewiesenen Beträge. VI. Erläuterungen zur Bilanz Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Bilanz angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€. 1. Anlagevermögen Die Zusammensetzung und Entwicklung der Werte des Anlagevermögens im laufenden Jahr sowie im Vorjahr sind aus dem nachfolgenden Anlagenspiegel ersichtlich. Anlagenspiegel 2017 scroll Anschaffungs - / Herstellungskosten in T€ 01.01.2017 Zugänge Abgänge 31.12.2017 I. Geschäfts- oder Firmenwert Geschäfts- oder Firmenwert 5.200 0 0 5.200 II. Sonstige immaterielle Wirtschaftsgüter Sonstige immaterielle Vermögenswerte 284 1 0 285 III. Sachanlagen 1. Grundstücke und Gebäude 693 41 0 734 2. Technische Anlagen (Windparks) 268.487 40.029 608 307.907 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 505 47 5 548 269.685 40.117 613 309.189 IV. Finanzanlagen Beteiligungen 53 0 28 25 Summe 275.222 40.118 641 314.699 scroll Abschreibungen in T€ 01.01.2017 Zugänge Abgänge 31.12.2017 I. Geschäfts- oder Firmenwert Geschäfts- oder Firmenwert 5.200 0 0 5.200 II. Sonstige immaterielle Wirtschaftsgüter Sonstige immaterielle Vermögenswerte 274 10 0 284 III. Sachanlagen 1. Grundstücke und Gebäude 0 0 0 0 2. Technische Anlagen (Windparks) 97.559 16.657 0 114.216 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 379 37 1 415 97.938 16.694 1 114.631 IV. Finanzanlagen Beteiligungen 0 0 0 0 Summe 103.411 16.704 1 120.115 scroll Buchwert in T€ 31.12.2017 31.12.2016 I. Geschäfts- oder Firmenwert Geschäfts- oder Firmenwert 0 0 II. Sonstige immaterielle Wirtschaftsgüter Sonstige immaterielle Vermögenswerte 1 10 III. Sachanlagen 1. Grundstücke und Gebäude 734 693 2. Technische Anlagen (Windparks) 193.692 170.928 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 133 126 194.558 171.747 IV. Finanzanlagen Beteiligungen 25 53 Summe 194.584 171.810 Anlagenspiegel 2016 scroll Anschaffungs - / Herstellungskosten in T€ 01.01.2016 Zugänge Abgänge 31.12.2016 I. Geschäfts- oder Firmenwert Geschäfts- oder Firmenwert 5.200 0 0 5.200 II. Sonstige immaterielle Wirtschaftsgüter Sonstige immaterielle Vermögenswerte 285 0 1 284 III. Sachanlagen 1. Grundstücke und Gebäude 934 0 241 693 2. Technische Anlagen (Windparks) 313.858 9.609 54.980 268.487 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 473 45 13 505 315.265 9.653 55.234 269.685 IV. Finanzanlagen Beteiligungen 53 0 0 53 Summe 320.803 9.653 55.235 275.222 scroll Abschreibungen in T€ 01.01.2016 Zugänge Abgänge 31.12.2016 I. Geschäfts- oder Firmenwert Geschäfts- oder Firmenwert 5.200 0 0 5.200 II. Sonstige immaterielle Wirtschaftsgüter Sonstige immaterielle Vermögenswerte 262 13 1 274 III. Sachanlagen 1. Grundstücke und Gebäude 8 2 10 0 2. Technische Anlagen (Windparks) 91.113 18.265 11.819 97.559 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 356 36 13 379 91.476 18.303 11.842 97.938 IV. Finanzanlagen Beteiligungen 0 0 0 0 Summe 96.938 18.316 11.843 103.411 scroll Buchwert in T€ 31.12.2016 31.12.2015 I. Geschäfts- oder Firmenwert Geschäfts- oder Firmenwert 0 0 II. Sonstige immaterielle Wirtschaftsgüter Sonstige immaterielle Vermögenswerte 10 23 III. Sachanlagen 1. Grundstücke und Gebäude 693 926 2. Technische Anlagen (Windparks) 170.928 222.745 3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 126 118 171.747 223.789 IV. Finanzanlagen Beteiligungen 53 53 Summe 171.810 223.865 Keine der hier angeführten Vermögenswerte sind zur Veräußerung bestimmt (non-current assets held for sale) oder aufzugebenden Geschäftsbereichen zuzuordnen (discontinued operations), sodass insoweit ein separater Ausweis entfällt. 1.1. Geschäfts- oder Firmenwert Geschäfts- oder Firmenwerte wurden in früheren Jahren bereits vollständig abgeschrieben und waren weder zum Bilanzstichtag noch im Vorjahresabschluss zu bilanzieren. 1.2. Sonstige immaterielle Vermögenswerte Hierbei handelt es sich um zu aktivierende und laufend abzuschreibende Software. 1.3. Grundstücke Der Ausweis beinhaltet sämtliche gehaltenen und zum Betrieb von Windparks genutzten und damit dem Segment "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" zuzurechnenden Grundstücke, die zum Bilanzstichtag mit den fortgeführten Anschaffungskosten in Höhe von T€ 734 (Vorjahr T€ 693) bilanziert sind. 1.4. Technische Anlagen (Windparks) Werterhöhend haben sich im Berichtsjahr die Zugänge der drei Windparks Kreuzau-Steinkaul, Heinsberg-Waldenrath und Niederzier-Steinstraß ausgewirkt. Veränderungen im Bereich der Rückbaurückstellungen des gesamten Windparkportfolios wirken sich ebenfalls entsprechend aus. Die Restbuchwerte aller Windparks im Konzern betragen zum Bilanzstichtag T€ 193.692 (Vorjahr T€ 170.928). Die hier ausgewiesenen Vermögenswerte sind im Rahmen der langfristigen Finanzierungsverträge in der Regel sicherungsübereignet. 1.5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung Der Bilanzausweis von T€ 133 (Vorjahr T€ 126) beinhaltet die Büro- und Geschäftsausstattung der verschiedenen Standorte im In- und Ausland. 2. Finanzinstrumente Nachfolgende Übersicht gibt einen Überblick über die Kategorisierung der Finanzinstrumente der Energiekontor-Gruppe zum Bilanzstichtag. Umwidmungen erfolgten weder im Geschäfts- noch im Vorjahr. Dabei wurden bei den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten Guthaben in Höhe von T€ 41.710 (Vorjahr T€ 26.194) mit den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten saldiert. scroll in T€ Wertansatz Bilanz 31.12.2017 IAS 39 Vermögens- und Schuldwerte Buchwert 31.12.2017 Fortgeführte Anschaffungskosten Fair Value - erfolgsneutral Fair Value - erfolgswirksam Fair Value 31.12.2017 Vermögenswerte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 69.002 69.002 69.002 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 26.216 26.216 26.216 Sonstige Forderungen 634 634 634 Finanzinvestitionen in Eigenkapitalinstrumente 25 25 25 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 10.159 10.159 10.159 Schulden Anleihen 86.202 86.202 86.202 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 140.708 140.708 140.708 Sonstige Finanzschulden 2.659 2.659 2.659 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 8.383 8.383 8.383 Sonstige übrige Verbindlichkeiten 9.504 9.158 346 9.850 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten mit Hedge-Beziehung 3.454 3.454 3.454 Vor Saldierungen betragen die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente T€ 110.712 (Vorjahr T€ 144.722). Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten betragen vor Saldierung T€ 182.418 (Vorjahr T€ 133.204). Grundlage für die Saldierungen waren die mit den Banken abgeschlossenen Kompensationsvereinbarungen sowie Abtretungen von Kontoguthaben im Rahmen von durchgeführten Fremdfinanzierungen beim jeweils gleichen Kreditinstitut. Ein finanzieller Vermögenswert wird der Kategorie "zur Veräußerung verfügbar" zugeordnet, wenn er den anderen Kategorien nicht zugeordnet werden kann (Residualgröße). Kassageschäfte von finanziellen Vermögenswerten werden zum Handelstag bilanziert. 3. Forderungen gegen assoziierte Unternehmen Hier sind Minderheitenanteile an Personengesellschaften ausgewiesen, die at equity bilanziert werden. 4. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte Diese Position beinhaltet Kautionen, Rechnungsabgrenzungen und geleistete Vorauszahlungen für zukünftige Aufwendungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr. 5. Latente Steuern Latente Steuern resultieren aus unterschiedlichen Wertansätzen in den IFRS- und Steuerbilanzen der Konzernunternehmen sowie aus Konsolidierungsmaßnahmen, soweit sich diese Unterschiede im Zeitablauf wieder ausgleichen. Nach der "Liability Method" (IAS 12) finden die am Bilanzstichtag geltenden bzw. für die Zukunft bereits beschlossenen und bekannten Steuersätze Anwendung. Aktive und passive Steuerlatenzen werden insoweit saldiert, als die hierfür maßgeblichen Voraussetzungen erfüllt sind. Die Zusammensetzung der aktiven latenten Steuern vor und nach Saldierung mit den passiven latenten Steuern ergibt sich aus Tz. V.9.2 zur Gewinn- und Verlustrechnung. scroll in T€ Wertansatz Bilanz 31.12.2016 IAS 39 Vermögens- und Schuldwerte Buchwert 31.12.2016 Fortgeführte Anschaffungskosten Fair Value - erfolgsneutral Fair Value - erfolgswirksam Fair Value 31.12.2016 Vermögenswerte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 118.528 118.528 118.528 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 17.469 17.469 17.469 Sonstige Forderungen 206 206 206 Finanzinvestitionen in Eigenkapitalinstrumente 53 53 53 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 10.305 10.305 10.305 Schulden Anleihen 115.796 115.796 115.796 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 107.010 107.010 107.010 Sonstige Finanzschulden 2.193 2.193 2.193 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 6.241 6.241 6.241 Sonstige übrige Verbindlichkeiten 10.250 10.250 10.250 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten mit Hedge-Beziehung 4.513 4.513 4.513 6. Vorräte Bei den Vorräten im Gesamtumfang von T€ 47.006 (Vorjahr T€ 34.272) handelt es sich um aktivierte Planungsleistungen für zu realisierende Wind- und Solarparkprojekte sowie um die im Zusammenhang mit der Errichtung von Wind- / Solarparks aufgelaufenen Baukosten (unfertige Erzeugnisse und Leistungen). Außerplanmäßige Abschreibungen auf Vorräte waren im Geschäftsjahr erforderlich in Höhe von T€ 2.696 (Vorjahr T€ 4.536). Diese sind in den Bestandsveränderungen und anderen aktivierten Eigenleistungen enthalten und betreffen ausschließlich das Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar). Die Abschreibungen betreffen Projekte, die wegen Unwirtschaftlichkeit oder Nichtgenehmigungsfähigkeit nicht mehr weiterverfolgt werden. Finanzierungskosten auf die Projekt- und Baukosten werden aktiviert, soweit sie auf aktivierungsfähige Vorratsbestände entfallen (IAS 23.27). Im Geschäftsjahr wurden demnach T€ 4.533 (Vorjahr T€ 3.026) aktiviert, der Finanzierungskostensatz beträgt durchschnittlich 6 Prozent (Vorjahr 6 Prozent). Aufgrund der steuerrechtlichen Nichtaktivierung ist insoweit eine passive Steuerlatenz zu berücksichtigen. 7. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Bei dieser Position im bilanzierten Umfang von T€ 26.216 (Vorjahr T€ 17.469) handelt es sich ausschließlich um zum Bilanzstichtag entstandene Forderungen, die in der Regel bis spätestens 90 Tage nach dem Bilanzstichtag eingehen. Soweit die Forderungen aus dem Verkauf von Windparkbetreibergesellschaften resultieren, sind sie bis zum Zeitpunkt der Aufstellung des Jahresabschlusses bereits eingegangen. Im Übrigen bestehen sie gegenüber Energieversorgungsunternehmen und Gesellschaften, für die die Gruppe die kaufmännische Geschäftsführung und Zahlungsabwicklung wahrnimmt, weswegen deren Zahlungsfähigkeit und ein Wertminderungsbedarf für etwaige Ausfallrisiken verlässlich eingeschätzt werden kann. Die Ausfallwahrscheinlichkeiten von Forderungen gegen Windparkbetreibergesellschaften werden überdies als niedrig eingestuft, da die Projekte in aller Regel verbindlich durchfinanziert sind. Einer Wertberichtigung bedarf es insoweit regelmäßig nicht. Auf die Angaben zur Bestellung von Kreditsicherheiten unter Tz. VI.20 wird verwiesen. 8. Sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte Die sonstigen Forderungen und finanziellen Vermögenswerte in Höhe von T€ 1.162 (Vorjahr T€ 755) setzen sich hauptsächlich zusammen aus Rechnungsabgrenzungen und sonstigen kurzfristigen monetären Vermögenswerten. 9. Ertragsteuerforderungen Unter dieser Position in Höhe von T€ 7.064 (Vorjahr T€ 430) sind überwiegend Gewerbesteuer- und Körperschaftsteuerrückforderungsansprüche aufgrund der Leistung hoher Vorauszahlungen ausgewiesen. 10. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente Von den zum Bilanzstichtag vorhandenen liquiden Bar- und Bankguthaben in Höhe von T€ 69.002 (Vorjahr T€ 118.528) sind insgesamt Beträge von T€ 2.064 (Vorjahr T€ 1.623) für Sicherungszwecke an Kreditinstitute verpfändet (eingeräumte Avallinien). 11. Gezeichnetes Kapital Das am Bilanzstichtag ausgegebene und im Umlauf befindliche Grundkapital der Energiekontor AG in Höhe von € 14.577.275,00 hat sich gegenüber dem Vorjahr (€ 14.592.075,00) durch weitere Aktienrückkäufe entsprechend verringert. Das unter Berücksichtigung der im Geschäftsjahr eingezogenen 75.000 Aktien zum Bilanzstichtag gezeichnete und eingetragene Kapital von € 14.578.160,00 ist eingeteilt in 14.578.160 Stammaktien ohne Nennbetrag (Stückaktien mit einem rechnerischen Nennbetrag von jeweils € 1,00). 12. Eigene Anteile Die Gesellschaft ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 21. Mai 2015 gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG dazu ermächtigt, eigene Aktien bis zu insgesamt zehn vom Hundert des derzeitigen Grundkapitals zu erwerben. Diese Ermächtigung gilt bis zum 20. Mai 2020. Auf Grundlage dieses Beschlusses wurden im Geschäftsjahr insgesamt 14.800 Aktien (Vorjahr 20.165 Aktien) zum Zwecke der Einziehung zur Kapitalherabsetzung zurückgekauft. Der das Nennkapital pro Aktie übersteigende Teil der Anschaffungskosten wird mit den anderen Gewinnrücklagen verrechnet. Die Einziehung und Kapitalherabsetzung von 75.000 zurückgekauften Aktien erfolgte im November 2017. 13. Kapitalrücklage Die Kapitalrücklage in Höhe von T€ 40.428 setzt sich zusammen aus den bei der Börseneinführung bzw. den Kapitalerhöhungen der Energiekontor AG in den Jahren 2000 und 2001 erzielten Agios abzüglich der hierauf entfallenen Kosten (nach Steuern) und hat sich gegenüber dem Vorjahr (T€ 40.323) um den zeitanteilig in Höhe von T€ 105 zuzuführenden Fair Value der gewährten Bezugsrechte aus dem Aktienoptionsprogramm 2014 erhöht. 14. Genehmigtes und bedingtes Kapital Auf die Ausführungen im Jahresabschluss der Energiekontor AG wird verwiesen. 15. Rücklagen für ergebnisneutrale Eigenkapitalveränderungen 15.1. Währungsumrechnung Die in den früheren Jahren das Eigenkapital entsprechend reduzierenden kumulierten erfolgsneutralen Differenzen zum Ende des Vorjahres aus Währungsumrechnungen in Höhe von T€ -61 haben sich im Geschäftsjahr nicht verändert. Erst im Zeitpunkt des Teilabgangs der britischen Tochtergesellschaften werden sie erfolgswirksam aufgelöst. Hierbei handelt es sich um die in früheren Jahren innerhalb des Konzerns erfolgten Währungsumrechnungen. 15.2. Fair-Value-Bewertung Diese Eigenkapitalposition in Höhe von T€ -2.381 (Vorjahr T€ -3.064) wird im Rahmen der Fair-Value-Bewertung gebildet und setzt sich zusammen aus dem negativen Marktwert der Zins- und Zins- / Währungsswaps in Höhe von insgesamt T€ -3.454 (Vorjahr T€ -4.513) sowie aus Bewertungsdifferenzen bei den zum Bilanzstichtag gehaltenen Bundeswertpapieren. Die negativen Marktwerte sind gegenüber dem Vorjahr wegen des Effekts aus dem gegenüber dem Euro gesunkenen Kurs des britischen Pfunds sowie der Zinsentwicklung entsprechend zurückgegangen. Diese Werte werden nach Verrechnung mit den darauf entfallenden aktiven bzw. passiven latenten Steuern erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Die Rücklage setzt sich wie folgt zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Wert Zins- und Zins- / Währungsswaps -3.454 -4.513 Anpassung Kurswert Bundeswertpapiere 61 147 Aktive und passive latente Steuern 1.012 1.302 Stand am 31.12. -2.381 -3.064 16. Gewinnrücklagen Die Gewinnrücklagen in Höhe von T€ 39.717 (Vorjahr T€ 30.164) setzen sich zusammen aus der unverändert vorhandenen gesetzlichen Rücklage von T€ 15 sowie aus den anderen Gewinnrücklagen in Höhe von T€ 39.702 (Vorjahr T€ 30.149). Die anderen Gewinnrücklagen entwickeln sich im Geschäftsjahr wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Stand am 01.01. 30.149 16.406 Verrechnung mit Anschaffungskosten für zurückgekaufte eigene Anteile, die das Nennkapital überstiegen haben -237 -257 Teilweise Ergebnisverwendung 9.790 14.000 Stand am 31.12. 39.702 30.149 Die teilweise Ergebnisverwendung im Geschäftsjahr über T€ 9.790 enthält mit T€ 3.024 die Einstellung in die Gewinnrücklagen durch die Hauptversammlung vom 23. Mai 2017 und mit T€ 6.766 die Einstellung in die Gewinnrücklagen durch Vorstand und Aufsichtsrat vom 9. April 2018. 17. Kumulierte Konzernergebnisse Die kumulierten Konzernergebnisse entwickeln sich im Geschäftsjahr wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Stand am 01.01. -12.477 -12.130 Gewinnausschüttungen -11.670 -11.682 Konzernergebnis 11.888 25.334 Einstellungen in die Gewinnrücklagen -9.790 -14.000 Stand am 31.12. -22.049 -12.477 Die Einstellungen in die Gewinnrücklagen im Geschäftsjahr über T€ 9.790 enthalten mit T€ 3.024 die Einstellung in die Gewinnrücklagen durch die Hauptversammlung vom 23. Mai 2017 und mit T€ 6.766 die Einstellung in die Gewinnrücklagen durch Vorstand und Aufsichtsrat vom 9. April 2018. 18. Sonstige Rückstellungen Diese langfristige Position besteht ausschließlich aus Rückstellungen für Rückbau- und Renaturierungskosten von im Konzernbestand geführten Windkraftanlagen und Umspannwerken. Die je nach Anlagentypus in unterschiedlicher Höhe voraussichtlich anfallenden Kosten werden in Abhängigkeit von dem jeweiligen voraussichtlichen Rückbauzeitpunkt auf den heutigen Barwert diskontiert und jährlich entsprechend der Barwertentwicklung durch Aufzinsungen angepasst. Im Berichtsjahr erfolgt die Diskontierung in Abhängigkeit von den unterschiedlichen Laufzeiten der Verpflichtungen bis zum voraussichtlichen Rückbauzeitpunkt mit Diskontierungssätzen zwischen 2,66 Prozent und 4,24 Prozent vor Berücksichtigung von Inflationsabschlägen. Für die Anwendung der Nominalzinsrechnung auf die voraussichtlichen Rückbaukosten ist eine voraussichtliche Inflationsrate von p. a. 2,00 Prozent (Vorjahr 2,00 Prozent) eingerechnet worden. Die Rückstellungen entwickelten sich in der Vorjahres- und in der Berichtsperiode wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 01.01. 12.099 12.861 Zugänge im laufenden Jahr durch Aufzinsungen 423 383 Ab- / Zugänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Zinssatz) -239 824 Zugänge im Zusammenhang mit Fertigstellung / Erwerb 455 164 Abgänge Barwert (Veränderung der Herstellungskosten, Rückbaukosten) -135 -649 Abgänge wegen Verkauf und Repowering 0 -1.484 Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 31.12. 12.603 12.099 19. Anleihekapital Die nachstehenden Teilschuldverschreibungen und die Zinsansprüche sind für die gesamte Laufzeit der jeweiligen Anleihen in jeweils einer Inhaber-Sammelschuldverschreibung verbrieft, die bei der Clearstream Banking AG, Frankfurt, hinterlegt sind. Die Anleihen enthalten keine Wandlungsrechte oder andere Eigenkapitalelemente und sind frei handelbar. Die Anleihen der Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG, der Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG, der Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG, der Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG, der Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG sowie der Energiekontor Finanzanlagen V GmbH & Co. KG sind darüber hinaus an der Frankfurter Wertpapierbörse für den Freiverkehr zugelassen. Eine Kündigung vor Fälligkeit ist durch die Emittentin mit einer Frist von acht Wochen zum Ende des Quartals möglich, eine Kündigung durch die Anleihegläubiger jedoch nur bei Einstellung der Zahlungen, bei Zahlungsunfähigkeit oder Insolvenz der Emittentin. Die nach IFRS als Fälligkeitswerte klassifizierten Anleihen weisen keine eingebetteten Derivatemerkmale auf, sodass sie mit den Nominalwerten bzw. Anschaffungskosten im Fremdkapital anzusetzen sind. Stufenzinsanleihe I über T€ 10.100 Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG (Emittentin) hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1CRY6 im Jahr 2010 eine in 10.100 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 10.100 ausgegeben. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 25 Prozent des Nominalbetrags am 1. April 2015 erhielt der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 1. April 2020 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht teilweise Gebrauch gemacht und die Anleihe im Umfang von T€ 3.477 vorzeitig zum 3. April 2017 zurückgeführt. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag unter Berücksichtigung der erfolgten ersten Teilrückzahlung zum 1. April 2015 und der teilweisen Kündigung zum 31. März 2017 noch mit T€ 4.098. Stufenzinsanleihe II über T€ 8.480 Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1EWRC im Jahr 2010 eine in 8.480 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 8.480 ausgegeben. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2016 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2020 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht und die Anleihe im vollen Umfang vorzeitig zum 3. April 2017 zurückgeführt. Die im Vorjahr unter den kurzfristigen Verbindlichkeiten mit T€ 8.480 ausgewiesene Anleihe ist zum Bilanzstichtag daher nicht mehr bilanziert. Stufenzinsanleihe III über T€ 7.650 Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1K0M2 im Jahr 2011 eine in 7.650 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 7.650 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Januar 2012 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2017 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2021 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht und die Anleihe im vollen Umfang vorzeitig zum 3. April 2017 zurückgeführt. Die im Vorjahr unter den kurzfristigen Verbindlichkeiten mit T€ 7.650 ausgewiesene Anleihe ist zum Bilanzstichtag daher nicht mehr bilanziert. Unternehmensanleihe 2012 über T€ 8.000 Unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1PGX7 wurde von der Energiekontor AG in den Jahren 2012 und 2013 eine weitere in 8.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 8.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe war vollumfänglich am 30. September 2017 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig und ist vollständig zurückgeführt. Die im Vorjahr unter den kurzfristigen Verbindlichkeiten mit T€ 8.000 ausgewiesene Anleihe ist zum Bilanzstichtag daher nicht mehr bilanziert. Stufenzinsanleihe IV über T€ 11.250 Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1 MLW0 im Jahr 2012 eine in 11.250 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 11.250 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Juli 2012 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 30. Juni 2018 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 30. Juni 2022 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht teilweise Gebrauch gemacht und die Anleihe im Umfang von T€ 973 vorzeitig zum 3. April 2017 zurückgeführt. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag mit T€ 10.277 (Vorjahr T€ 11.250), wovon ein Betrag in Höhe von T€ 2.055 (Vorjahr T€ 900) unter den kurzfristigen Verbindlichkeiten ausgewiesen ist. Unter den langfristigen Verbindlichkeiten ist ein Betrag in Höhe von T€ 8.222 (Vorjahr T€ 10.350) ausgewiesen. Unternehmensanleihe 2013 über T€ 7.000 Im Jahr 2013 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1R029 eine weitere in 7.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 7.000 ausgegeben, die ebenfalls in voller Höhe gezeichnet wurde. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Juli 2018 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag vollumfänglich im kurzfristigen Verbindlichkeitenbereich mit T€ 7.000. Stufenzinsanleihe V über T€ 23.070 Die Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1TM21 im Jahr 2013 eine in 23.070 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je €1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 23.070 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Juli 2013 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 30. Juni 2019 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 30. Juni 2023 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Emittentin hat im Geschäftsjahr von ihrem vertraglichen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht und die Anleihe im Umfang von T€ 23.070 vorzeitig zum 31. Dezember 2017 gekündigt, was im Oktober 2017 im Bundesanzeiger veröffentlicht wurde. Die im Vorjahr mit T€ 23.070 unter den langfristigen Verbindlichkeiten ausgewiesene Anleihe wird daher zum Bilanzstichtag nicht mehr bilanziert. Stufenzinsanleihe VI über T€ 6.135 Die Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1YCQW im Jahr 2013 eine in 6.135 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.135 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Januar 2014 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2019 erhält der Anleger eine Verzinsung von 6,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2023 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,5 Prozent. Die Anleihe valutiert nominell zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr in Höhe von T€ 6.135. Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 6.044 (Vorjahr T€ 6.007). Stufenzinsanleihe VII über T€ 9.560 Die Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A12T6G im Jahr 2014 eine in 9.560 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 9.560 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Januar 2015 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 30 Prozent des Nominalbetrags am 31. Dezember 2019 erhält der Anleger eine Verzinsung von 5,5 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Dezember 2022 steigt die jährliche Verzinsung auf 6,0 Prozent. Die Anleihe valutiert nominell zum Bilanzstichtag in Höhe von T€ 9.560 (Vorjahr T€ 9.560). Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 9.443 (Vorjahr T€ 9.389). Stufenzinsanleihe VIII über T€ 11.830 Die Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A14J93 im Jahr 2015 eine in 11.830 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 11.830 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. Juli 2015 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 25 Prozent des Nominalbetrags am 30. Juni 2020 erhält der Anleger eine Verzinsung von 5,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 30. Juni 2023 steigt die jährliche Verzinsung auf 5,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag in Höhe von T€ 11.830 (Vorjahr T€ 11.830). Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 11.277 (Vorjahr T€ 11.150). Unternehmensanleihe 2015 über T€ 6.000 Im Jahr 2015 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1611S eine weitere in 6.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 5,25 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Januar 2021 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr mit T€ 6.000. Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 5.837 (Vorjahr T€ 5.783). Stufenzinsanleihe IX über T€ 10.950 Die Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A16861 im Jahr 2016 eine in 10.950 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 10.950 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. März 2016 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in zwei Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 30 Prozent des Nominalbetrags am 28. Februar 2022 erhält der Anleger eine Verzinsung von 5,0 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 28. Februar 2026 steigt die jährliche Verzinsung auf 5,5 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr mit T€ 10.950. Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 10.523 (Vorjahr T€ 10.441). Stufenzinsanleihe X über T€ 22.730 Die Energiekontor Finanzanlagen V GmbH & Co. KG hat unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A2DADL im Jahr 2017 eine in 22.730 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 22.730 ausgegeben, deren Verzinsung am 1. November 2017 beginnt. Die Verzinsung als auch die Rückzahlung des eingesetzten Kapitals erfolgt in vier Stufen. Bis zur ersten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalbetrags am 31. Oktober 2022 erhält der Anleger eine Verzinsung von 4,0 Prozent, bis zur zweiten Teilrückzahlung in Höhe von 10 Prozent des Nominalkapitals am 31. Oktober 2027 erhält der Anleger eine Verzinsung von 4,3 Prozent, bis zur dritten Teilrückzahlung in Höhe von 20 Prozent des Nominalkapitals am 31. Oktober 2032 erhält der Anleger eine Verzinsung von 4,7 Prozent, für die restliche Laufzeit bis zum 31. Oktober 2035 steigt die jährliche Verzinsung auf 5,0 Prozent. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag mit T€ 22.730 (Vorjahr T€ 0). Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Wert von T€ 21.702 (Vorjahr T€ 0). Die gesamten Verbindlichkeiten aus lang- und kurzfristigen Anleihekapitalien betragen zum Bilanzstichtag nominal T€ 88.580 (Vorjahr T€ 117.500), wovon - unter Berücksichtigung auch der im Vorjahr durch die Energiekontor-Gruppe gekündigten Anleihen - im Jahr 2018 ein Betrag von T€ 9.055 (Vorjahr T€ 28.507) zur Rückzahlung fällig wird. Nach der Effektivzinsmethode ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Gesamtwert von T€ 86.202 (Vorjahr T€ 115.796). Nach Ablauf der vorstehenden Laufzeiten der jeweiligen Anleihen bestehen, soweit diese durch Anleiheemissionen, Bankkredite oder andere Finanzierungsformen abgelöst werden, in Abhängigkeit von der Marktzinsentwicklung Zinsänderungsrisiken. Für die vorzeitig gekündigten Anleihen sind keine Anschlussfinanzierungen notwendig. 20. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten Die Zinssätze für die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten bei Festzinsvereinbarung liegen zwischen 0,60 Prozent und 9,00 Prozent (im Vorjahr zwischen 1,20 Prozent und 9,00 Prozent). Die variablen Zinssätze liegen zwischen 0,69 Prozent und 2,22 Prozent (im Vorjahr zwischen 0,69 Prozent und 5,50 Prozent). Bezüglich dieser variablen Zinskonditionen, deren Anpassung regelmäßig in Abständen von weniger als einem Jahr erfolgt, besteht für das Unternehmen ein Zinsänderungsrisiko. In den gesamten Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von T€ 140.708 (Vorjahr T€ 107.010) sind kurzfristige Anteile in Höhe von T€ 14.678 (Vorjahr T€ 16.702) enthalten. Im langfristigen Bereich der Bilanz sind die Beträge mit Laufzeiten von mehr als einem Jahr ausgewiesen. Die für die langfristigen Darlehen zu leistenden und innerhalb von ein bis fünf Jahren fälligen Tilgungsleistungen betragen T€ 53.510 (Vorjahr T€ 33.471), die Darlehen mit einer Laufzeit von mehr als fünf Jahren betragen T€ 72.520 (Vorjahr T€ 56.836). Laufzeiten von mehr als fünf Jahren bestehen ausschließlich aus Investitionsfinanzierungen für Windparks. Die voraussichtlichen Restlaufzeiten für Windparkfinanzierungen bis zur vollständigen Rückzahlung bewegen sich zwischen 1 und 19 Jahren (im Vorjahr zwischen 1 und 18 Jahren). Nach Ablauf der jeweiligen Zinsbindungsfristen, die noch Restlaufzeiten zwischen 1 und 19 Jahren (im Vorjahr zwischen 1 und 18 Jahren) haben, bestehen auch dort Zinsänderungsrisiken in Abhängigkeit von der Marktzinsentwicklung. Besichert sind die langfristigen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von T€ 138.294 (im Vorjahr waren T€ 98.519 entsprechend besichert) wie folgt: Grundpfandrechte (Grundschulden) an den Konzerngesellschaften gehörenden Grundstücken, Sicherungsübereignung aller vom Konzern betriebenen Windparks sowie gegebenenfalls der Umspannwerke und Abtretung aller Ansprüche und Forderungen dieser Windparkbetreibergesellschaften zur Besicherung der langfristigen Investitionsfinanzierung, u. a. durch Abtretung aller Rechte und Ansprüche auf Vergütung aus Stromeinspeisung aus Netzanschluss- bzw. Stromabnahmeverträgen, Direktvermarktungsverträgen, abgeschlossenen Versicherungsverträgen für Windenergieanlagen und Umspannwerke, Verträgen zur Lieferung und Errichtung von Windenergieanlagen, Wartungsverträgen für die Windenergieanlagen, allen für den Windanlagenbetrieb und die Energiefortleitung notwendigen Gestattungsverträgen und Geschäftsbesorgungsverträgen, Rückerstattung der Umsatzsteuer gegenüber deutschen Finanzbehörden, durch Raumsicherungsübereignung von Windenergieanlagen und Umspannwerken inklusive aller Neben- und Zusatzeinrichtungen sowie anderem Zubehör, durch die Gewährung von Eintrittsrechten der Bank in die Nutzungsverträge zur Errichtung und dem Betrieb von Windenergieanlagen und Umspannwerken, durch Verpflichtungserklärung zur Bildung und Aufrechterhaltung von Kapitaldienstreserven und Guthaben zur Avalabsicherung sowie durch Verpfändung der Kapitaldienstreserven und Guthaben zur Absicherung der Rückbauverpflichtungen und durch Verpfändung von Gesellschaftsanteilen an Windparkinfrastrukturgesellschaften. Die sicherungsübereigneten Vermögenswerte betreffen Windparks und Anteile an Windparkinfrastruktur (Buchwert T€ 193.692/ Vorjahr T€ 170.928) und Forderungen aus Stromverkäufen (Buchwert T€ 12.320/ Vorjahr T€8.007). Verpfändete Bankguthaben, soweit sie nicht bereits mit Verbindlichkeiten saldiert ausgewiesen sind, haben zum Bilanzstichtag einen Buchwert von T€ 2.064 (Vorjahr T€ 1.623). Zum Bilanzstichtag standen dem Konzern inklusive langfristiger Zusagen Kreditlinien im Gesamtumfang von T€ 204.346 (Vorjahr T€ 174.481) zur Verfügung, wovon insgesamt T€ 140.708 (Vorjahr T€ 106.842) in Anspruch genommen wurden. 21. Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten Die Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten im langfristigen Bereich setzen sich aus den Anteilen von konzernfremden Minderheitsgesellschaftern in Höhe von T€ 1.664 (Vorjahr T€ 1.667) zusammen, und zwar an Windparkbetreibergesellschaften, deren Windparks zum Verbleib im Konzernbestand vorgesehen sind. Diese Gesellschaften haben die Rechtsform der Kommanditgesellschaft, weswegen die Bilanzierung dieses Postens nach IAS 32 als Fremdkapital zum ermittelten Barwert des "Nettovermögens der Kommanditisten" erfolgt. Die Ergebnisanteile der Minderheiten sind unter Finanzierungsaufwand verbucht. Im kurzfristigen Bereich sind Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten in Höhe von T€ 994 (Vorjahr T€ 526) ausgewiesen. Es handelt sich hierbei um eine Anzahlung eines konzernfremden Minderheitsgesellschafters für ein Projekt, das im kommenden Jahr fertiggestellt und entkonsolidiert wird. 22. Sonstige Finanzverbindlichkeiten In dieser Position sind die als Verbindlichkeit auszuweisenden negativen Marktwerte der Zins- und Währungsswaps in Höhe von insgesamt T€ 3.454 (Vorjahr negative Marktwerte von T€ 4.513) ausgewiesen. Die Zins- und Währungsswaps orientieren sich an den Grundgeschäften (Windparkfinanzierungen) und haben Laufzeiten von mehr als zwölf Monaten. Bei den Positionen handelt es sich um erfolgsneutral im Eigenkapital verrechnete Cashflow-Hedges, deren Marktwertermittlung auf Basis von Parametern erfolgte, für die entweder direkt oder indirekt abgeleitete notierte Preise auf einem aktiven Markt zur Verfügung stehen. Weiterhin wird in dieser Position der Swap aus dem Unternehmenserwerb des Windparks Mafomedes in Höhe von T€ 346 (Vorjahr T€ 510) passiviert. Der Ansatz erfolgt zum Fair Value. Außerdem sind hier erhaltene Kautionen für Stromlieferungen in Höhe von T€ 823 (Vorjahr T€ 888) ausgewiesen. 23. Sonstige Verbindlichkeiten Für die langfristige Überlassung von Kapazitäten an den im Konzernvermögen befindlichen Umspannwerken wurden von Dritten Nutzungsentgelte in Form von Einmalzahlungen vereinnahmt, die über die gesamte Laufzeit der Nutzungsüberlassung gleichmäßig zu verteilen und in der Zukunft ratierlich gewinnwirksam sind. Hier ist der zum Bilanzstichtag noch nicht aufgelöste und nicht abgezinste Betrag ausgewiesen. 24. Steuerrückstellungen Die Steuerrückstellungen beinhalten Rückstellungen für laufende Steuern vom Einkommen und vom Ertrag. Der Bilanzwert hat sich wie folgt entwickelt: scroll in T€ 2017 2016 Steuerrückstellungen am 01.01. 9.996 6.915 Verbrauch -9.980 -6.827 Zuführung 1.030 9.908 Stand am 31.12. 1.046 9.996 25. Sonstige Rückstellungen Die sonstigen Rückstellungen entwickelten sich wie folgt: scroll in T€ 01.01.2017 Verbrauch 2017 Auflösung 2017 Zuführung 2017 31.12.2017 Rechtsstreitigkeiten, Prozesse 29 0 0 29 Rechts- und Beratungskosten 602 527 10 469 534 Personalkosten 2.051 2.047 1 1.868 1.871 Projektbezogene Rückstellungen 8.300 5.351 2.604 9.339 9.684 Übrige 1.673 1.374 189 2.430 2.541 Sonstige Rückstellungen 12.656 9.299 2.804 14.107 14.660 scroll in T€ 01.01.2016 Verbrauch 2016 Auflösung 2016 Zuführung 2016 31.12.2016 Rechtsstreitigkeiten, Prozesse 50 25 0 4 29 Rechts- und Beratungskosten 723 682 0 561 602 Personalkosten 1.805 1.803 0 2.049 2.051 Projektbezogene Rückstellungen 12.205 7.228 2.673 5.995 8.300 Übrige 1.499 1.168 159 1.501 1.673 Sonstige Rückstellungen 16.282 10.906 2.831 10.111 12.656 Die personalbezogenen Rückstellungen beinhalten im Wesentlichen Rückstellungen für Erfolgsbeteiligungen, geleistete Mehrarbeit und nicht genommenen Urlaub. Die Auflösung der projektbezogenen Rückstellungen resultiert hauptsächlich aus dem Wegfall von nachlaufenden Kosten aus der Errichtung und dem Vertrieb bereits realisierter und veräußerter Windparks. VII. Segmentberichterstattung 2017 (IFRS) 1. Grundlagen der Segmentberichterstattung Vor dem Hintergrund der bei Energiekontor bestehenden Organisations- und Reportingstrukturen wird die Geschäftstätigkeit in die Geschäftssegmente "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" (auch kurz "Projektierung und Verkauf"), "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" (auch kurz "Stromerzeugung") sowie "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" (auch kurz "Sonstiges") unterschieden. Die Unterteilung dieser Segmente basiert auf dem Vorhandensein der unterschiedlichen angebotenen Produktgruppen. Das Dienstleistungsprodukt "Kaufmännische und technische Betriebsführung" wird unter "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" reportet, ebenso wie Dienstleistungen im Zusammenhang mit Repowering-Maßnahmen für Windparks von Dritten. Für diese Komponenten des Unternehmens werden getrennte Finanzinformationen auf der Basis der internen Steuerung an den Vorstand berichtet, der diese regelmäßig überprüft, um den Geschäftserfolg zu beurteilen und zu entscheiden, wie Ressourcen zu verteilen sind. Da die an die Unternehmensleitung regelmäßig berichteten Daten auf Basis von Vorsteuerdaten (bis zur EBT-Ebene) aufbereitet sind, enthält die segmentbezogene Ergebnisrechnung keine Aufwendungen und Erträge aus Ertragsteuern. Die Marktwerte der Zinssicherungsderivate (Zins- / Währungsswaps), die auf finanzmathematischen Simulationsmodellen unter Berücksichtigung prognostizierter Währungs- und Zinsentwicklungen basieren, sind rein theoretischer Natur und werden mangels materieller Relevanz für die Unternehmensführung und das Reporting in der Segmentberichterstattung ebenfalls nicht dargestellt. Für die berichtspflichtigen Segmente gelten grundsätzlich dieselben Bilanzierungsgrundsätze wie unter Ziffer II. Allgemeine Rechnungslegungsgrundsätze erläutert. 2. Die Segmente der Unternehmensgruppe Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Zu dem Geschäftssegment "Projektierung und Verkauf (Wind, Solar)" zählt die gesamte Wertschöpfungskette bis hin zu dem Verkauf von selbst errichteten Wind- und Solarparks, also Entwicklung, Projektierung, Realisierung und Vertrieb von Wind- bzw. Solarparks in Deutschland, Großbritannien und Portugal sowie der Vertrieb von Anteilen an selbst gegründeten Betreibergesellschaften, ebenso das Repowering von Windenergieanlagen mit anschließender Veräußerung. In der Regel erfolgt der Verkauf von Wind- / Solarparks in der Form, dass für jeden Park eine eigene Gesellschaft in der deutschen Rechtsform der GmbH & Co. KG (Parkbetreibergesellschaft) gegründet wird, die alle für die Errichtung und den Betrieb des Parks erforderlichen Rechtsverhältnisse eingeht. Der Verkauf des Wind- bzw. Solarparks erfolgt aus Konzernsicht dann durch den Verkauf der Kommanditanteile. Auch alle durch Konzerngesellschaften im Zusammenhang mit der Projektierung und dem Verkauf von Solar- bzw. Onshore-Windparks erbrachten Dienstleistungen gehören zu diesem Segment. Sie umfassen im Einzelnen die im Rahmen der Errichtung und des Verkaufs von Projekten anfallenden Dienstleistungen im Zusammenhang mit der wirtschaftlichen Planung sowie der vertraglichen und rechtlichen Abwicklung, der Projektsteuerung, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, den Vertriebs- und Werbemaßnahmen sowie der Beschaffung der Eigen- und Fremdmittel für die Betreibergesellschaften. Da diese Dienstleistungen direkt mit dem Verkauf des Wind- bzw. Solarparks zusammenhängen und damit ein hiervon nicht getrennt zu betrachtendes Element des Wertschöpfungsprozesses "Projektierung und Verkauf" sind, werden sie durch die Unternehmensführung stets im Zusammenhang mit der Errichtung und dem Verkauf des betroffenen Wind- bzw. Solarparks beurteilt. Mithin bilden sie kein eigenständiges operatives Geschäftssegment im Sinne des IFRS 8, dessen Finanzinformationen, getrennt von der Errichtung und dem Verkauf, an das oberste Führungsgremium des Unternehmens berichtet, von diesem überprüft und im Hinblick auf den Geschäftserfolg beurteilt werden würden. Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Bereits seit Jahren werden zunehmend Anteile an Windparkbetreibergesellschaften nicht nur an Dritte veräußert, sondern verbleiben im Konzern, um mit diesen Windparks langfristige verlässliche Einnahmen zu sichern. Neben der Eigenherstellung werden auch Windparks von Dritten zur Ausweitung des Windparkbestands hinzuerworben. Das hierdurch verfolgte Geschäftssegment "Stromerzeugung" umfasst mithin die Produktion von Energie durch die konzerneigenen Windparks und den Verkauf des Stroms an die regionalen Energieversorger. Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges In dieses Segment fallen alle Leistungen im Anschluss an die Errichtung des Wind- / Solarparks, die auf die Optimierung der operativen Wertschöpfung ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme abzielen. Dazu zählen insbesondere die technische und kaufmännische Betriebsführung, wie auch Dienstleistungen im Zusammenhang mit dem Austausch von Anlagen zur Stromerzeugung durch neue Anlagen mit höherem Wirkungsgrad (Repowering), Maßnahmen zur Kostensenkung, zur Lebensdauerverlängerung (z. B. durch vorbeugende Instandhaltung) und zur Ertragssteigerung (z. B. durch Direktvermarktung der Energie, durch Rotorblattverlängerung usw.). 3. Transfers zwischen den Segmenten In der Unternehmensgruppe finden regelmäßig Transfers zwischen den einzelnen Geschäftssegmenten statt. Solche Transaktionen zwischen den Segmenten werden im Rahmen der Konzernrechnungslegung konsolidiert und vollständig eliminiert. 3.1. Transfers "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" > "Stromerzeugung" Transfers zwischen den Segmenten "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" und "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" erfolgen zumeist dadurch, dass Windparks projektiert und errichtet und anschließend nicht an Dritte veräußert werden, sondern an eine Konzerntochtergesellschaft, die den Windpark langfristig zur Erzeugung und zum Verkauf der erzeugten Energie nutzt. Auf Ebene des Einzelabschlusses werden hier die tatsächlichen Anschaffungskosten bilanziert und abgeschrieben. Auf Ebene des Konzernabschlusses werden die im Errichtungspreis sowie in den sonstigen Honoraren enthaltenen Gewinne der an der Errichtung und dem Verkauf beteiligten Konzerngesellschaften wieder vollständig eliminiert, sodass im Konzernabschluss nur die Herstellungskosten aktiviert und abgeschrieben werden. Da im Konzernabschluss die in den Windparks enthaltenen selbst geschaffenen stillen Reserven (Differenz zwischen Verkehrs- und Buchwerten) nicht ausgewiesen werden dürfen, sind diese zu Konzernrechnungslegungszwecken wieder zu eliminieren. Im Segmentbericht sind nur die entsprechend bereinigten Werte aufgeführt. Der umgekehrte Transfer vom Segment "Stromerzeugung" in das Segment "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" ist ebenfalls ergebnisneutral und kommt in den Fällen zur Anwendung, in denen ein zuvor dem Anlagevermögen zugeordneter Windpark verkauft werden soll und daher dem Umlaufvermögen zuzuweisen ist. 3.2. Transfers "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" > "Stromerzeugung" Transfers zwischen den Segmenten "Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges" und "Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks" erfolgen dadurch, dass Tochtergesellschaften des Konzerns an die Windparkbetreibergesellschaften Optimierungs- und Innovationsleistungen sowie kaufmännische und technische Betriebsführungsleistungen erbringen. Auch die insoweit in den jeweils betroffenen Segmenten erfassten Erlöse und Aufwendungen werden im Rahmen der Überleitung zum Konzernergebnis in der Berichtsspalte "Überleitung / Konsolidierung" wieder eliminiert. 4. Überleitung von Segmentvermögen und -verbindlichkeiten Das in nachfolgendem Segmentbericht aufgegliederte Segmentvermögen bzw. die Segmentverbindlichkeiten leiten sich folgendermaßen vom Bruttovermögen bzw. den Bruttoverbindlichkeiten ab: scroll in T€ 2017 2016 Bruttovermögen laut Bilanz 361.713 361.351 Aktive latente und tatsächliche Steuerforderungen -13.526 -8.151 Segmentvermögen 348.187 353.199 Bruttoschulden laut Bilanz 291.481 291.874 Neutralisierung Cashflow-Hedges Windparkfinanzierungen (Zins- und Zins- / Währungsswaps) -3.799 -5.023 Passive latente und tatsächliche Steuerverbindlichkeiten -10.733 -18.417 Segmentverbindlichkeiten 276.949 268.434 Bruttoreinvermögen laut Bilanz 70.232 69.477 Neutralisierung Cashflow-Hedges Windparkfinanzierungen (Zins- und Zins- / Währungsswaps) 3.799 5.023 Latente und tatsächliche Steuern per saldo -2.794 10.265 Segmentreinvermögen 71.238 84.765 Die den Segmenten zugeordneten Vermögens- und Verbindlichkeitsbeträge sind bereinigt um die auch im regelmäßigen internen Reporting bereinigten Steuerposten und theoretischen Marktwerte der Zins- / Währungssicherungsinstrumente (Cashflow-Hedges). 5. Ergebnisrechnung nach Segmenten scroll Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges in T€ 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Umsatzerlöse Umsatzerlöse 97.044 148.655 49.080 49.899 3.741 3.210 Umsätze mit anderen Segmenten 0 0 76 151 1.940 2.024 Umsatzerlöse gesamt 97.044 148.655 49.156 50.050 5.681 5.234 Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen 51.993 -35.109 0 14 218 80 Gesamtleistung 149.037 113.546 49.156 50.064 5.898 5.314 Sonstige betriebliche Erträge 2.960 2.769 2.785 1.697 1 15 Betriebsleistung 151.997 116.316 51.942 51.760 5.899 5.329 Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen -127.390 -69.795 -68 -146 -465 -582 Personalaufwand -9.864 -9.076 -691 -723 -1.275 -1.122 Sonstige betriebliche Aufwendungen -4.658 -4.263 -14.722 -14.591 -1.111 -1.041 EBITDA 10.085 33.182 36.461 36.300 3.048 2.584 Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte -49 -49 -16.655 -18.265 0 -2 EBIT 10.036 33.133 19.806 18.035 3.048 2.582 Beteiligungsergebnis 0 28 0 0 0 0 Zinsen und ähnliche Erträge 190 157 1 5 0 0 Zinsen und ähnliche Aufwendungen -5.107 -5.042 -11.307 -13.397 0 -5 EBT 5.119 28.276 8.500 4.643 3.048 2.577 scroll Gesamt vor Überleitung / Konsolidierung Überleitung Energiekontor-Konzern in T€ 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Umsatzerlöse Umsatzerlöse 149.865 201.764 0 0 149.865 201.764 Umsätze mit anderen Segmenten 2.016 2.175 -2.016 -2.175 0 0 Umsatzerlöse gesamt 151.881 203.939 -2.016 -2.175 149.865 201.764 Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen* 52.211 -35.015 0 0 52.211 -35.015 Gesamtleistung 204.091 168.924 -2.016 -2.175 202.076 166.749 Sonstige betriebliche Erträge 5.746 4.481 0 0 5.746 4.481 Betriebsleistung 209.838 173.405 -2.016 -2.175 207.822 171.230 Materialaufwand und Aufwand für bezogene Leistungen -127.923 -70.523 0 0 -127.923 -70.523 Personalaufwand -11.830 -10.922 0 0 -11.830 -10.922 Sonstige betriebliche Aufwendungen -20.491 -19.895 2.016 2.175 -18.475 -17.719 EBITDA 49.593 72.066 0 0 49.593 72.066 Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte -16.704 -18.316 0 0 -16.704 -18.316 EBIT 32.889 53.750 0 0 32.889 53.750 Beteiligungsergebnis 0 28 0 0 0 28 Zinsen und ähnliche Erträge 190 162 0 0 190 162 Zinsen und ähnliche Aufwendungen -16.414 -18.443 0 0 -16.414 -18.443 EBT 16.666 35.496 0 0 16.666 35.496 * Im Segment Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) sind T€ 2.696 (Vorjahr T€ 4.536) nicht zahlungswirkame Bewertungsmaßnahmen aus der Abwertung von Vorräten enthalten. 6. Vermögen nach Segmenten scroll Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges in T€ 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Langfristiges Segmentvermögen Sonstige immaterielle Vermögenswerte 1 10 0 0 0 0 Sachanlagen Grundstücke und Gebäude 0 0 734 693 0 0 Technische Anlagen (Windparks) 0 0 193.692 170.928 0 0 Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 132 125 1 1 0 0 Beteiligungen 25 53 0 0 0 0 Forderungen und finanzielle Vermögenswerte 48 48 11 12 0 0 Langfristiges Segmentvermögen 205 236 194.437 171.634 0 0 Kurzfristiges Segmentvermögen Vorräte 46.188 33.672 135 135 683 465 Forderungen und finanzielle Vermögenswerte 14.145 9.623 13.037 8.571 196 30 Wertpapiere des Umlaufvermögens 10.159 10.305 0 0 0 0 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 59.613 93.894 7.721 23.605 1.668 1.029 Kurzfristiges Segmentvermögen 130.105 147.494 20.893 32.311 2.546 1.523 Summe Segmentvermögen 130.310 147.730 215.330 203.946 2.546 1.523 scroll in T€ Energiekontor Konzern 2017 2016 Langfristiges Segmentvermögen Sonstige immaterielle Vermögenswerte 1 10 Sachanlagen Grundstücke und Gebäude 734 693 Technische Anlagen (Windparks) 193.692 170.928 Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 133 126 Beteiligungen 25 53 Forderungen und finanzielle Vermögenswerte 58 60 Langfristiges Segmentvermögen 194.642 171.870 Kurzfristiges Segmentvermögen Vorräte 47.006 34.272 Forderungen und finanzielle Vermögenswerte 27.378 18.224 Wertpapiere des Umlaufvermögens 10.159 10.305 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 69.002 118.528 Kurzfristiges Segmentvermögen 153.545 181.329 Summe Segmentvermögen 348.187 353.199 7. Schulden und Reinvermögen nach Segmenten scroll Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges in T€ 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Langfristige Segmentschulden Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 0 0 12.603 12.099 0 0 Finanzverbindlichkeiten 33.951 29.093 170.047 149.392 0 0 Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten 0 0 1.664 1.667 0 0 Sonstige Verbindlichkeiten 0 0 2.576 2.698 0 0 Langfristige Segmentschulden 33.951 29.093 186.891 165.857 0 0 Kurzfristige Segmentschulden Rückstellungen 12.310 11.182 2.332 1.469 17 4 Finanzverbindlichkeiten 10.707 19.402 13.027 25.807 0 0 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 6.877 5.180 1.430 1.033 76 28 Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten 994 526 0 0 0 0 Sonstige Verbindlichkeiten 6.263 8.799 1.846 0 227 53 Kurzfristige Segmentschulden 37.152 45.089 18.636 28.310 320 85 Summe Segmentschulden 71.103 74.182 205.526 194.167 320 85 Segmentreinvermögen 59.208 73.548 9.804 9.779 2.226 1.438 scroll in T€ Energiekontor Konzern 2017 2016 Langfristige Segmentschulden Rückstellungen für Rückbau und Renaturierung 12.603 12.099 Finanzverbindlichkeiten 203.998 178.485 Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten 1.664 1.667 Sonstige Verbindlichkeiten 2.576 2.698 Langfristige Segmentschulden 220.842 194.949 Kurzfristige Segmentschulden Rückstellungen 14.660 12.656 Finanzverbindlichkeiten 23.734 45.209 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 8.383 6.241 Verbindlichkeiten gegenüber konzernfremden Kommanditisten 994 526 Sonstige Verbindlichkeiten 8.336 8.852 Kurzfristige Segmentschulden 56.107 73.485 Summe Segmentschulden 276.949 268.434 Segmentreinvermögen 71.238 84.765 8. Investitionen nach Segmenten scroll in T€ Projektierung und Verkauf (Wind, Solar) Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks Betriebsentwicklung, Innovation und Sonstiges Segmentinvestitionen 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Segmentinvestitionen 48 45 40.661 9.609 0 0 scroll in T€ Segmentinvestitionen Energiekontor Konzern 2017 2016 Segmentinvestitionen 40.709 9.653 9. Zusätzliche geografische Angaben Bei den Abnehmern der von der Gesellschaft realisierten in- und ausländischen Wind- und Solarparks handelt es sich im Segment "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" ausschließlich um deutsche Gesellschaften. Auch die im Bereich "sonstige operative Segmente" angesiedelten Betriebsführungsleistungen werden ausschließlich in Deutschland erbracht. Zusätzliche Informationen zu geografischen Bereichen sind lediglich zum Segment "Stromerzeugung" relevant, da in diesem Segment insofern Auslandsmärkte tangiert sind, als der Energiekontor-Gruppe Stromerträge auch von portugiesischen Energieversorgungsunternehmen sowie von britischen Stromabnehmern zufließen. Daher werden die Stromerlöse nachfolgend nach Belegenheit der Windparks aufgegliedert. scroll in T€ 2017 2016 Belegenheitsland der Windparks Deutschland 24.549 21.407 Portugal 8.860 8.067 Großbritannien 15.672 20.425 Stromerlöse 49.080 49.899 Die Buchwerte des Sachanlagevermögens verteilen sich geografisch wie folgt. scroll in T€ 2017 2016 Belegenheitsland der Windpark Deutschland 112.470 82.843 Portugal 25.282 28.406 Großbritannien 55.940 59.678 Buchwerte der Windparks 193.692 170.928 10. Informationen über wichtige Kunden In den Segmenten "Projektierung und Verkauf (Wind / Solar)" und "Stromerzeugung" wurden mit drei Kunden Umsatzerlöse in Höhe von insgesamt T€ 77.656 erzielt. VIII. Sonstige Angaben 1. Kapitalmanagement Ziele des Kapitalmanagements des Energiekontor-Konzerns sind die Sicherstellung der Unternehmensfortführung sowie der finanziellen Flexibilität zur langfristigen Aufrechterhaltung des Geschäftsbetriebs und zur Wahrnehmung strategischer Optionen. Die Beibehaltung eines stabilen Ratings, die Sicherung der Liquidität und die Begrenzung der finanzwirtschaftlichen Risiken sind Ziele der Finanzpolitik und setzen wichtige Rahmenbedingungen für das Kapitalmanagement der Energiekontor-Gruppe. Die zuständigen Gremien des Energiekontor-Konzerns entscheiden über die Kapitalstruktur der Bilanz, die Eigenkapitalausstattung, die Verwendung des Bilanzgewinns, die Höhe der Dividende, die Finanzierung von Investitionen, über den Auf- und Abbau von Bankverbindlichkeiten sowie die Emission von Anleihekapital. Ebenso dienen Entscheidungen der Gremien über An- und Verkäufe von Windparks sowie über die Übernahme selbst hergestellter Windparks in den Eigenbestand der Verfolgung der beschriebenen Zwecke. Bei der Betrachtung der Eigenkapitalquote und des Verschuldungsgrads des Konzerns ist zu beachten, dass die konzerneigenen Windparks erhebliche bilanzielle stille Reserven haben, weswegen eine an Verkehrswerten orientierte Betrachtung dieser Assets noch bessere Kennzahlen ergeben würde. Ein weiterer wesentlicher Aspekt im Zusammenhang mit der Eigenkapitalquote besteht darin, dass im Gegensatz zum deutschen Bilanzierungsrecht die internationalen IFRS einen Ausweis der Marktwerte von Zinssicherungsderivaten fordern, auch wenn diese mit den zu sichernden Grundgeschäften eine Bewertungseinheit darstellen und auch im Falle negativer Marktwerte keine Zahlungsverpflichtungen darstellen. Die Energiekontor-Gruppe verfolgt im Bereich ihrer Windparkfinanzierungen die langfristige Sicherung gegen Zins- und Währungsrisiken, wofür sie unter anderem als Sicherungsmaßnahmen entsprechende Derivate (Währungs- und Zinsswaps) abschließt, die unter wirtschaftlicher Betrachtungsweise in Bezug auf die Darlehen Festzinsvereinbarungen darstellen (variables Grundgeschäft + Zinsswap = Festzins). Der Umstand gesunkener Kapitalmarktzinsen, gepaart mit entsprechenden Zukunftsprognosen, führt zu negativen Marktwerten der Swaps. Nach den IFRS (IAS 39) sind diese Negativwerte aus dem Gesamtkontext der Finanzierung herauszulösen und zu bilanzieren, obwohl sie mit den Grundgeschäften eine Bewertungseinheit darstellen und nach Auffassung des Managements unter wirtschaftlichen Aspekten davon nicht abgekoppelt und separat bilanziert werden dürften. 2. Haftungsverhältnisse Am 31. Dezember 2017 bestanden befristete oder unbefristete Bürgschaften von Konzerngesellschaften der Energiekontor-Gruppe zugunsten Dritter in Höhe von T€ 2.274 (Vorjahr T€ 6.081). 3. Sonstige finanzielle Verpflichtungen Sonstige finanzielle Verpflichtungen wurden von Konzerngesellschaften der Energiekontor-Gruppe in folgender Höhe eingegangen: scroll in T€ 2018 2019 bis 2022 aus Mietverträgen für Geschäftsräume 437 327 aus Pachtverträgen für Windparkflächen 3.617 15.481 aus Leasingverträgen 298 190 Sonstige finanzielle Verpflichtungen 4.353 15.998 Die Energiekontor AG hat sich in vier Fällen optional verpflichtet, Anteile an Windparkbetreibergesellschaften in Höhe von 10 bis 20 Prozent des Festpreises der ursprünglichen Errichtungsverträge in den Jahren 2025 bis 2029 zurückzukaufen. Darüber hinaus haben sich für insgesamt neun Windparkbetreibergesellschaften sowie für die Beteiligungsgesellschaft 3LänderFonds die jeweiligen Komplementärgesellschaften - allesamt 100-prozentige Tochtergesellschaften der Energiekontor AG - optional verpflichtet, insgesamt Anteile zwischen 20 und 30 Prozent des jeweiligen Gesamtkommanditkapitals zum Ertragswert abzüglich eines Vermarktungsabschlags in jährlich begrenzten Tranchen zurückzukaufen. Aus keiner der vorstehenden Rückkaufoptionen werden im Falle der Ausübung der Optionen durch die Berechtigten für den Konzern Ergebnisbelastungen erwartet, insoweit besteht damit kein Rückstellungsbedarf. 4. Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen Als nahestehende Personen (related parties) des Konzerns gelten grundsätzlich Unternehmen und Personen, wenn zwischen dem Konzern und diesen ein Beherrschungsverhältnis, eine gemeinsame Leitung oder ein maßgeblicher Einfluss besteht. Hierzu zählen folglich ― die unter "Einbezogene Unternehmen" angeführten und voll konsolidierten Gesellschaften, auf die die Energiekontor AG unmittelbar oder mittelbar einen beherrschenden Einfluss ausübt, ― die assoziierten Unternehmen, ― die als Joint Operations in den Konzernabschluss einzubeziehenden Unternehmen, ― die nicht konsolidierten Gesellschaften, auf die über Geschäftsführungsfunktionen ein Einfluss besteht, ― die Vorstände und leitenden Angestellten der Energiekontor AG, ― die Aufsichtsräte der Energiekontor AG sowie jeweils deren Angehörige. Nachfolgend werden alle im Geschäftsjahr erfolgten Transaktionen des Konzerns mit diesen nahestehenden Personen und Unternehmen sowie deren Angehörigen erläutert. Das Geschäftsmodell der Energiekontor-Gruppe umfasst das gesamte Spektrum der Projektierung und des Vertriebs von Wind- / Solarparks sowie der laufenden Dienstleistungen gegenüber Wind- / Solarparkbetreibern, die wesentlichen Geschäfte werden gegenüber den durch die Energiekontor AG gegründeten Projektgesellschaften abgewickelt. Der Verkauf von Wind- und Solarprojekten erfolgt grundsätzlich in der Form, dass diese Wind- und Solarparks durch jeweils eine von der Energiekontor AG gegründete Zweckgesellschaft in der Form der GmbH & Co. KG "ummantelt" werden, sodass der Verkauf des Wind- / Solarparks formell nicht als "asset deal", sondern als "share deal" in Form des Verkaufs der Anteile an dieser Zweckgesellschaft erfolgt. Insofern ist diese Zweckgesellschaft in der Gründungs- und Errichtungsphase auch der Vertragspartner sowohl der Energiekontor AG als auch der Bauträgergesellschaft der Energiekontor-Gruppe für alle im Zusammenhang mit der Parkerrichtung wesentlichen Verträge (Errichtungsvertrag sowie Dienstleistungen im Zusammenhang mit der wirtschaftlichen und technischen Planung, der Finanzierung und dem Vertrieb). Auch nach Errichtung der Parks und Vertrieb der Anteile an diesen Gesellschaften an Dritte nehmen in einigen Fällen Tochtergesellschaften der Energiekontor AG auf der Grundlage langfristiger Verträge Management- und Geschäftsführungsaufgaben für diese Projektgesellschaften wahr und üben insoweit weiterhin Einfluss auf diese Gesellschaften aus. Voll konsolidierte Gesellschaften Der Abschluss der Verträge mit Tochtergesellschaften der Energiekontor AG im Zusammenhang mit der Errichtung der Wind- und Solarparks und den weiteren Dienstleistungen in dieser Phase erfolgt zu Zeitpunkten, zu denen die Projektgesellschaft nahestehende Person im Sinne des IAS 24 ist. Die konzerninternen Transaktionen zwischen der Energiekontor AG und den im Mehrheitsbesitz der AG stehenden und damit im Konzernabschluss konsolidierten Tochtergesellschaften werden im Konzernabschluss im Wege der Konsolidierung vollständig eliminiert. Assoziierte Unternehmen Beziehungen zu assoziierten Unternehmen bestehen lediglich in der Form, dass diese Unternehmen Infrastrukturgesellschaften, von durch die Energiekontor-Gruppe betriebenen Windparks, verwalten. Geschäftsführungsfunktionen In den Fällen, in denen nach Errichtung des Wind- / Solarparks und Vertrieb der Gesellschaftsanteile an Dritte Tochtergesellschaften der Energiekontor AG auf der Grundlage langfristiger Verträge Management- und Geschäftsführungsaufgaben für diese Gesellschaften wahrnehmen, bleiben diese Gesellschaften gegenüber der Energiekontor AG nahestehende Unternehmen im Sinne der IFRS (IAS 24), da angenommen wird, dass der Konzern auch ohne vermögensmäßige Beteiligung einen maßgeblichen Einfluss auf diese Unternehmen ausüben kann. Ein solcher Einfluss wird durch die Organstellung wie auch durch die Teilnahme am unternehmerischen Entscheidungsprozess durch die konzernzugehörigen Komplementärgesellschaften, die die Geschäftsführung ausüben, angenommen. Das "Nahestehen" i. S. d. IAS 24 wird folglich im Vorliegen dieses bedeutenden Einflusses (significant influence) gesehen, auch wenn eine Stimmrechtsmehrheit nicht vorliegt und der Ermessensspielraum bei der Durchführung der geschäftsführenden Maßnahmen regelmäßig durch Verträge und Weisungsgebundenheit gegenüber den Eigentümern der Gesellschaften deutlich eingeschränkt ist. Unter Zugrundelegung dieser Interpretation der IFRS bestehen die beschriebenen Transaktionen und damit geschäftstypischerweise nahezu die gesamte Geschäftstätigkeit des Konzerns (mit Ausnahme des Segments Stromerzeugung in konzerneigenen Windparks) aus entgeltlichen Transaktionen mit Projektgesellschaften und damit mit nahestehenden Personen und Unternehmen im Sinne des IAS 24. An dieser Stelle wird daher im Hinblick auf das Erfordernis zahlenmäßiger Angaben zu Geschäften mit nahestehenden Personen auf die Gewinn- und Verlustrechnung sowie auf die Segmentberichterstattung verwiesen, aus denen sich alle betragsmäßigen Angaben zu den Geschäftsvorfällen ergeben, die mit nahestehenden Personen im Sinne dieser Betrachtung ausgeführt werden. Alle Leistungen im Rahmen dieser Transaktionen werden gleichwohl stets zu marktüblichen Konditionen erbracht, die auch unter fremden Dritten üblich sind. Zwischen der Energiekontor AG und den Aufsichtsratsmitgliedern Dr. Wilkens und Lammers bestehen seit dem 5. Juni 2003 Beraterverträge mit einem Honorarvolumen von jeweils T€ 60 im Geschäftsjahr (Vorjahr T€ 60). Vorstand, leitende Angestellte und Aufsichtsrat Alle entgeltlichen Transaktionen zwischen der Energiekontor-Gruppe und dem Vorstand sowie dem Aufsichtsrat sind vollumfänglich im Anhang genannt und erläutert. Die Vergütungen und der Anteilsbesitz des Aufsichtsrats und der Vorstände sind unter Tz. 5 ausgewiesen. Entgeltliche Transaktionen mit leitenden Angestellten erfolgten neben den mit diesen bestehenden und marktüblichen Arbeitsverträgen nicht, ebenso wenig wie Transaktionen mit Angehörigen dieser Personengruppen. 5. Organmitglieder und -bezüge, Anteilsbesitz von Organen, Sonstiges 5.1. Vorstand Mitglieder des Vorstands waren während des Geschäftsjahres: ― Dipl.-Kaufm. Peter Szabo, Kaufmann, Oldenburg ― Dipl.-Ing. Günter Eschen, Ingenieur, Saterland ― Dipl.-Ing. Torben Möller, Ingenieur, Achim (seit dem 1. Juli 2017) Jedes Vorstandsmitglied vertritt die Gesellschaft gemeinsam mit einem anderen Vorstandsmitglied oder einem Prokuristen. Die Befreiung von den Beschränkungen des § 181 BGB ist erteilt. Die Mitglieder des Vorstands erhielten im Geschäftsjahr Gesamtbezüge für ihre Tätigkeit in Höhe von T€ 975 (Vorjahr T€ 873). Der variable Anteil hiervon beträgt T€ 355 (Vorjahr T€ 344). Bezugsrechte im Rahmen eines Aktienoptionsprogramms wurden in 2017 nicht gewährt. Auf den Vergütungsbericht im Lagebericht wird im Übrigen verwiesen. In der ordentlichen Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 wurde beschlossen, von der in den §§ 286 Abs. 5, 314 Abs. 3 HGB vorgesehenen Opt-out-Möglichkeit Gebrauch zu machen. Auf Grundlage dieses Beschlusses ist die in § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB sowie § 314 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB geregelte Offenlegung der Bezüge jedes einzelnen Vorstandsmitglieds in den Jahresabschlüssen und Konzernabschlüssen der Gesellschaft für die Geschäftsjahre bis einschließlich 2020 entbehrlich. 5.2. Aufsichtsrat Mitglieder des Aufsichtsrats waren: ― Dipl.-Wirtsch.-Ing. Dr. Bodo Wilkens, Ingenieur, Darmstadt, Vorsitzender Herr Dr. Wilkens bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft: Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen (Vorsitz) ― Günter Lammers, Kaufmann, Geestland, stellvertretender Vorsitzender Herr Lammers bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft: Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen ― Dipl.-Volkswirt Darius Oliver Kianzad, Unternehmensberater, Essen Herr Kianzad bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft: Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben im Berichtsjahr T€ 90 (Vorjahr T€ 90) an Aufsichtsratsvergütungen bezogen. 5.3. Beteiligungsverhältnisse der Organmitglieder Die Organmitglieder waren am 31. Dezember 2017 wie folgt an der AG beteiligt: scroll Name, Funktion Aktien (Stück) Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender) 3.759.835 Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender) 3.752.474 6. Angaben zu den Vergütungen an den Abschlussprüfer Das Honorar für die Prüfung des Jahresabschlusses der Energiekontor AG unter Einbeziehung der Buchführung und des Lageberichts sowie das gemäß § 91 Abs. 2 AktG einzurichtende Überwachungssystem für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2017 sowie für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Lageberichts nach IFRS-Grundsätzen beträgt T€ 105 (Vorjahr T€ 100) sowie für andere Bestätigungsleistungen T€ 16 (Vorjahr T€ 0). 7. Nachtragsbericht Im Jahr 2018 wird die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A2E4HA eine weitere in 9.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 (Mindestzeichnung € 3.000) eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 9.000 ausgeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 4,0 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe beginnt am 1. Februar 2018 und ist am 31. Januar 2023 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die ausgewiesene Anleihe ist zum Bilanzstichtag noch nicht bilanziert. Anfang Februar 2018 hat die Energiekontor AG mit der Inbetriebnahme der letzten von drei Anlagen den Bau des Windparks Hammelwarder Moor (10,2 MW) abgeschlossen. Auch der Solarpark Garzau-Garzin (10 MW) konnte im März 2018 fertiggestellt und in Betrieb genommen werden. Außerdem hat Energiekontor im Februar 2018 mit der Errichtung des Windparks Bremen-Hemelingen (12,8 MW) sowie der Einzelanlage Debstedt II (4,5 MW) begonnen. Bei der Einzelanlage Debstedt II handelt es sich um die Erweiterung des bereits 2016 mit drei Anlagen veräußerten und in Betrieb genommenen Repowering-Windparks Debstedt. Damit realisiert Energiekontor die letzten beiden Projekte von denen, für die das Unternehmen noch bis Ende 2016 eine Genehmigung erlangt hatte und die damit unter das alte Tarifsystem gemäß der Übergangsregelung des EEGs 2017 fallen. In Großbritannien hat das Projekt Pencarreg mit insgesamt etwa 5 MW Leistung nach Einreichung mit optimierten Projektparametern im März 2018 die Genehmigung erhalten. Für ein weiteres Projekt mit insgesamt knapp 9 MW Leistung wurde ebenfalls im März 2018 der Financial Close erreicht. Der Bau und die Inbetriebnahme des in der Grafschaft Kent südwestlich von London gelegenen Windparks sollen noch im laufenden Geschäftsjahr 2018 abgeschlossen werden. 8. Erklärung nach § 161 AktG Der Vorstand und der Aufsichtsrat der Energiekontor AG haben im März 2017 die Erklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex im Sinne von § 161 AktG abgegeben und sie den Aktionären im Wege der Veröffentlichung auf der Homepage der Gesellschaft (www.energiekontor.de) im Internet zugänglich gemacht. 9. Offenlegung Der vom Abschlussprüfer, der PKF Deutschland GmbH, Niederlassung Stuttgart, mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene vollständige Jahresabschluss sowie der Konzernabschluss der Energiekontor AG werden im Bundesanzeiger gemeinsam als Geschäftsbericht bekannt gemacht. Er kann als Sonderdruck bei der Energiekontor AG angefordert werden. Im Internet ist er unter www.energiekontor. de abrufbar. Der Jahresabschluss sowie der Konzernabschluss des Vorjahres wurden am 19. Juli 2017 im Bundesanzeiger offengelegt. 10. Befreiung nach § 264 Abs. 3 und § 264b HGB Alle in den Konzernabschluss der Energiekontor AG einbezogenen Tochtergesellschaften, die die gesetzlichen Voraussetzungen hierfür erfüllen, haben für das Geschäftsjahr von der Vorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB über die Befreiung von der Verpflichtung zur Erstellung, Prüfung und Offenlegung des Jahresabschlusses und des Lageberichts Gebrauch gemacht. Die Energiekontor AG als Muttergesellschaft hat den Befreiungen ausnahmslos zugestimmt. Die Beschlüsse nach § 264 Abs. 3 HGB der Tochtergesellschaften werden nach § 325 HGB offengelegt. Die Unternehmen, die von der Befreiung Gebrauch gemacht haben, sind aus der Aufstellung des Anteilsbesitzes im Sinne von § 313 Abs. 2 und 4 HGB in Tz. IX des Konzernanhangs ersichtlich. 11. Dividenden Die nachstehenden Dividenden wurden von der Energiekontor AG beschlossen und ausbezahlt bzw. werden vorgeschlagen. scroll in T€ 2017 2016 Beschlossene und ausgezahlte Dividenden Dividende 0,80 Euro je dividendenberechtigte Stammaktie (2016: 0,80 Euro) bei 14.587.174 (Vorjahr 14.601.989) dividendenberechtigten Aktien 11.670 11.682 scroll in T€ Hauptversammlung 2018 2017 Vorgeschlagene Dividenden Dividende 0,60 Euro je gezeichnete Stammaktie (2017: 0,80 Euro) bei 14.578.160 (Vorjahr 14.653.160) gezeichneten Aktien 8.747 11.723 IX. Anteilsbesitz Unmittelbarer und mittelbarer Beteiligungsbesitz der Energiekontor AG scroll Name der Gesellschaft Anteile in % Ergebnis 2017 in T€2 Eigenkapital 31.12.2017 in T€1 Construtora da nova Energiekontor - Parquet Eólicos, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal 100,00 % -3 65 EER GbR, Worpswede7 28,60 % 0 100 EK HDN Projektentwicklung GmbH & Co. KG, Bremen5 100,00 % -1 0 Energiekontor UK WI EXT GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 9 Energiekontor - WSB - GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 327 24 Energiekontor Anlagen GmbH & Co. Offshore KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiekontor Aufwind 1 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 10 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 11 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 12 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 13 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 14 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 15 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 2 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 3 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 4 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 5 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 6 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 7 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 8 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 9 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 4 Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 164 Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 30 318 Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 50 296 Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 100 255 Energiekontor Finanzanlagen V GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -82 17 Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -18 928 Energiekontor Finanzierungsdienste II GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -1 Energiekontor Finanzierungsdienste III GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 1 Energiekontor Finanzierungsdienste IV GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 2 Energiekontor Finanzierungsdienste V GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 5 Energiekontor Finanzierungsdienste VI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 5 Energiekontor Finanzierungsdienste-Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -3 Energiekontor Guardao GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 -9 Energiekontor Guardao GmbH & Co. WP GU KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor III Energias Alternativas, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal 100,00 % 6 -33 Energiekontor Infrastruktur Solar GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 25 Energiekontor Infrastruktur und Anlagen GmbH, Bremerhaven3 ,4 100,00 % 0 26 Energiekontor Innovations GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 90 107 Energiekontor Mafomedes GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 2 Energiekontor Mafomedes GmbH & Co. WP MF KG, Bremerhaven5 97,90 % -1.620 -1.644 Energiekontor Mafomedes ÜWP MF GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -149 37 Energiekontor Management 1 GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 5 Energiekontor Management GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -123 -155 Energiekontor Management Hagen 1 GmbH, Hagen4 100,00 % -1 5 Energiekontor Management Hagen GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -4 -4 Energiekontor Montemuro GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 33 Energiekontor Montemuro GmbH & Co. WP MONT KG, Bremerhaven5 100,00 % -336 -3.690 Energiekontor NL B.V, Nijmegen, Niederlande 100,00 % -79 -78 Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen4 100,00 % -2 41 Energiekontor Ocean Wind GmbH & Co. Projektentwicklungs KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Ocean Wind Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 8 Energiekontor Offshore Anlagen GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 10 Energiekontor Offshore Bau GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Offshore GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 18 Energiekontor Ökofonds GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 28 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem I KG, Bremerhaven5 100,00 % -4 4.475 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem II KG, Bremerhaven5 100,00 % -4 2.189 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP 4 KG, Bremerhaven5 100,00 % -26 2.581 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP BD KG, Bremerhaven5 100,00 % -33 -1.276 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Elni KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP GEL KG, Hagen5 100,00 % 1 -1.817 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5 88,52 % 57 -1.850 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Nordergründe KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Ökowind 11 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiekontor Ökowind 8 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiekontor Ökowind 9 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiekontor Ökowind GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 3 Energiekontor Penedo Ruivo GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 41 Energiekontor Penedo Ruivo GmbH & Co. WP PR KG, Bremerhaven5 100,00 % -224 -4.719 Energiekontor Portugal - Energia Eólica Lda., Lissabon, Portugal 99,00 % -253 1.554 Energiekontor Portugal Marao GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 36 Energiekontor Portugal Marao GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5 100,00 % -344 -3.860 Energiekontor Portugal Trandeiras GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 45 Energiekontor Schönberg GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -6 Energiekontor Seewind GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 6 Energiekontor Sobrado GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 24 Energiekontor Solar 1 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 2 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 3 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 4 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 5 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar Bau GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 4 Energiekontor Solar GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -4 Energiekontor UK BU GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 2 Energiekontor UK Construction Ltd., Leeds, Großbritannien 100,00 % -87 4.428 Energiekontor UK FM GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 2 53 Energiekontor UK GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 44 Energiekontor UK HY 2 GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 2 Energiekontor UK HY GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -7 Energiekontor UK HY GmbH & Co. WP Hyndburn KG, Bremerhaven5 100,00 % 2.737 1.347 Energiekontor UK LI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -2 Energiekontor UK Ltd., Leeds, Großbritannien 100,00 % -1.913 8.130 Energiekontor UK NR GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 4 Energiekontor UK PE GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 7 Energiekontor UK WI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -7 Energiekontor UK WI GmbH & Co. Withernwick KG, Bremerhaven5 100,00 % 1.000 2.967 Energiekontor Umwelt GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 17 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP BRI KG, Bremerhaven5 100,00 % -117 -1.245 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP DE KG, Bremerhaven5 100,00 % 146 -1.477 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP GRE II KG, Bremerhaven5 96,19 % -34 -52 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SCHLO KG, Hagen5 100,00 % -18 -633 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SIE X KG, Bremerhaven5 100,00 % 104 -838 Energiekontor US Dakota WP 1 LLC, Dakota, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Holding Inc., Chicago, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Inc., Chicago, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 1 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 10 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 2 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 3 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 4 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 5 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 6 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 7 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 8 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 9 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor Windfarm GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 0 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 1 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 2 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm ÜWP ALU GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -106 -943 Energiekontor Windfarm ÜWP SCHLUE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm ZWP THÜ GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -1.239 -3.897 Energiekontor Windinvest 22 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windinvest GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 -3 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP KRE KG, Hagen5 100,00 % 147 2.464 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP LE KG, Hagen5 100,00 % -411 -1.035 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP BE KG, Hagen5 100,00 % 14 463 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP Langendorf KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windkraft GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 207 Energiekontor Windkraft GmbH & Co. WP NL KG, Bremerhaven5 51,32 % 329 247 Energiekontor Windpark BRW 1 GmbH & Co. WP I KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windpark GmbH & Co. Giersleben KG, Hagen5 100,00 % -907 -4.231 Energiekontor Windpower GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 -9 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % -13 692 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP B KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 13 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP ENG KG, Hagen5 100,00 % 5 1.337 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP GRE II KG, Bremerhaven5 100,00 % 5 393 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN II KG, Hagen5 100,00 % 69 -691 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN KG, Hagen5 100,00 % 210 -1.777 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP OE-Osterende KG, Hagen5 100,00 % 181 44 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 20 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 7 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP BRIEST II KG, Bremerhaven5 100,00 % 5 -643 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP KJ KG, Hagen5 100,00 % -64 -88 Energiekontor Windpower Improvement GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -37 430 Energiekontor Windregion GmbH, Hagen4 100,00 % -4 2 Energiekontor Windstrom GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 0 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. UW Uthlede-Süd KG, Bremerhaven5 100,00 % -34 -79 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP HW KG, Hagen5 100,00 % -1.919 -5.458 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP KRE II KG, Hagen5 100,00 % -273 -1.301 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % 36 -79 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ZWP HÖ KG, Hagen5 100,00 % -397 -1.512 Energiekontor Windstrom ÜWP SCHWA GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -24 -113 Energiekontor Windstrom ZWP PR GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -121 -608 Energiekontor WPI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 3 Energiepark Beerfelde GmbH & Co. WP BF II KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Bramstedt GmbH & Co. WP BRA KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Bultensee WP BULT GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Debstedt 2 RE WP DE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -150 -150 Energiepark Eggersdorf GmbH & Co. WP EGG KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Elstorf NDS WP ELS GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Erfstadt-Erp I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Erfstadt-Erp II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Flögeln Stüh GmbH & Co. WP FLÖ KG, Bremerhaven5 100,00 % 564 1.603 Energiepark Garzau-Garzin SP GG GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -66 -66 Energiepark Hammelwarder Moor BGWP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Hammelwarder Moor WP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -578 -578 Energiepark Hemelingen WP HEM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Jacobsdorf WP Jaco GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Karstädt SP KA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Krempel GmbH & Co. RE WP KRE KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Kreuzau WP ST GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -183 -188 Energiepark Niederzier WP ST I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -194 -193 Energiepark Solar GmbH & Co. SP Berlin KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Solar GmbH & Co. SP Worms KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Stinstedt WP STIN GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark UK GA GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -1 Energiepark UK NR GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -1 0 Energiepark UK PE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 75,00 % -1 -1 Energiepark UK WI EXT GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiepark UK WP HY II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Waldenrath WP HE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -386 -389 Energiepark Waldfeucht WP SeBo GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Winterberg-Altenfeld WP WA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark WP Bützfleth GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark WP Völkersen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Hafen Wind Hamburg GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Infrastrukturgemeinschaft Flögeln GbR, Bremerhaven6 50,00 % 0 0 Nordergründe Treuhand GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 4 Windpark Flögeln GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 -5 WPS-Windkraft GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 1 Netzanschluss Badingen GbR, Bremerhaven6 37,29 % -11 269 Netzanschluss Mürow Oberdorf GbR, Bremerhaven6 30,19 % -175 -160 Netzanschluß Stadorf GbR, Cuxhaven6 50,00 % 0 1.064 1) Handelsrechtliches Eigenkapital 2) Handelsrechtliches Jahresergebnis, ggf. nach Durchführung des Ergebnisabführungsvertrags (EAV) mit der Energiekontor AG 3) Mit diesen Gesellschaften hat die Energiekontor AG einen Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrag geschlossen. 4) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist 5) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH & Co. KG bzw. UG & Co. KG, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist 6) Gemeinschaftsunternehmen (joint operation) 7) Assoziiertes Unternehmen, Bilanzierung at equity Bremen, 9. April 2018 Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender Günter Eschen, Vorstand Torben Möller, Vorstand Bestätigungsvermerk DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS An die Energiekontor AG, Bremen Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts Prüfungsurteile Wir haben den Konzernabschluss der Energiekontor AG, Bremen, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2017, der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung, der Konzern-Gesamtergebnisrechnung, der Entwicklung des Konzern-Eigenkapitals und der Konzern-Kapitalflussrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017 sowie den Konzernanhang, einschließlich einer Zusammenfassung bedeutsamer Rechnungslegungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Konzernlagebericht der Energiekontor AG für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017, der mit dem Lagebericht der Energiekontor AG zusammengefasst ist, geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse ― entspricht der beigefügte Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der Europäischen Union (EU) anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2017 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017 und ― vermittelt der beigefügte Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Konzernlagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts geführt hat. Grundlage für die Prüfungsurteile Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537 / 2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht zu dienen. Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des Konzernabschlusses Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. 1. Umsatzrealisierung und Periodenabgrenzung Zu den Bilanzierungs- und Bewertungsfragen verweisen wir auf den Konzernanhang, Punkt IV 3. "Realisierung von Umsatzerlösen und sonstigen Erträgen". Ein wesentlicher Teil der Geschäftstätigkeit des Konzerns betrifft die Errichtung von Wind- und Solarparks für Betreibergesellschaften. Die Realisierung dieser Umsatzerlöse erfolgt mit Fertigstellung und Übergang der Risiken und Chancen und damit zum Entkonsolidierungs- bzw. Fertigstellungszeitpunkt. Das Risiko für den Konzernabschluss Die Umsatzrealisierung und Periodenabgrenzung ist aus unserer Sicht ein Bereich mit bedeutsamem Risiko wesentlich falscher Darstellungen einschließlich eines möglichen Risikos, dass Führungskräfte Kontrollen umgehen, und damit ein besonders wichtiger Prüfungssachverhalt, da für den Erstellungszeitpunkt und die Umsatzrealisierung gegenüber Projektgesellschaften (Wind- bzw. Solarparkbetreibergesellschaften im Stadium bis zur Fertigstellung des Parks) sowie den Entkonsolidierungszeitpunkt mehrere Voraussetzungen kumulativ erfüllt sein müssen. Aufgrund der Größe der Projekte hätte die unzutreffende Periodenzuordnung bereits eines verkauften Parks signifikante Auswirkungen auf die Umsatzerlöse, den Ausweis des Vorratsvermögens und das Ergebnis. Unsere Vorgehensweise in der Prüfung Im Rahmen unserer Prüfung haben wir uns mit den unternehmensintern festgelegten Methoden, Verfahren und Kontrollmechanismen des Projektmanagements in der Angebots- und Abwicklungsphase der langfristigen Auftragsfertigung auseinandergesetzt. Bei den großen Projekten, die im letzten Quartal vor und dem ersten Quartal nach dem Bilanzstichtag für eine Fertigstellung eingeplant sind, haben wir geprüft, ob die Voraussetzungen für eine Umsatzrealisierung erfüllt sind, das heißt, der Wind- / Solarpark fertiggestellt und in Betrieb genommen wurde und (kumulativ) die Anteile an der Gesellschaft veräußert sind. Dabei werden diverse Anteilskaufverträge und Inbetrieb- und Abnahmeprotokolle eingesehen, um den Stichtag der Anteilsübertragung und damit die korrekte Umsatzrealisierung sicherzustellen. Unsere Schlussfolgerungen Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich keine Einwendungen hinsichtlich der Umsatzrealisierung und Periodenabgrenzung ergeben. 2. Wertberichtigungen auf die im Bestand befindlichen Windparks Zu den Bilanzierungs- und Bewertungsfragen verweisen wir auf den Konzernanhang, Punkt IV. 8 "Wertminderungen auf Sachanlagen". Windparks, bei denen am Projektende entschieden wird, diese nicht zu veräußern, werden zur Stromerzeugung in den Eigenbestand übernommen. In Bezug auf die im Bestand befindlichen Windparks stellt jeder Windpark für sich eine zahlungsmittelgenerierende Einheit dar. Auf den Buchwert von Sachanlagen werden neben den laufenden Abschreibungen erforderlichenfalls außerplanmäßige Abschreibungen aufgrund von Wertminderungen vorgenommen, wenn infolge veränderter Umstände eine voraussichtlich dauerhafte Wertminderung gegeben ist. Das Risiko für den Konzernabschluss Die Werthaltigkeit wird durch Vergleich des Buchwerts der jeweiligen Vermögenswerte mit dem erzielbaren Betrag bestimmt. Dieser erzielbare Betrag basiert auf verschiedenen wertbestimmenden Faktoren wie z. B. Laufzeit der Pachtverträge, anschließende Weiternutzung einschließlich Repowering, Einnahmen- /Ausgabenrechnung einschließlich Strompreisänderungen und Windaufkommen sowie Finanzierungskosten. Die Ermittlung dieser wertbestimmenden Faktoren beinhaltet in hohem Maße Ermessensentscheidungen und Unsicherheiten. Es besteht das Risiko für den Abschluss, dass die zukünftigen Zahlungsströme oder die sonstigen Parameter nicht richtig eingeschätzt werden und / oder die Wertermittlung fehlerhaft erfolgt und damit die Wertberichtigungen nicht oder nicht in ausreichender Höhe berücksichtigt werden. Aufgrund der Einzigartigkeit jedes einzelnen Windparks kann der beizulegende Zeitwert nicht aus Marktwerten abgeleitet werden. Unsere Vorgehensweise in der Prüfung Die geplanten Erlöse sind das Produkt aus verkauften Strommengen und dem Preis für eine Kilowattstunde (kWh). Dabei haben wir die Preise mit Vertragsunterlagen abgestimmt. Soweit die Laufzeit über das Vertragsende hinausgeht, haben wir die Preise - auch unter Berücksichtigung von einem möglichen Repowering - analytisch geprüft. Die Verkaufsmengen haben wir auf der Basis von Erfahrungswerten aus der Vergangenheit auf Plausibilität hin überprüft. Die Planaufwendungen haben wir analytisch und in Stichproben in Abgleich mit der zugrunde liegenden Finanzierung geprüft. Den Diskontierungszins, einen unternehmensindividuell gewichteten Mischsatz aus Eigen- und Fremdkapitalfinanzierung (WACC), haben wir detailliert nachvollzogen. Das mathematische Rechenmodell haben wir überprüft und einzelne Projekte in Stichproben nachgerechnet. Unsere Rückfragen haben wir direkt mit der kaufmännischen Geschäftsführung diskutiert. Unsere Schlussfolgerungen Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich keine Einwendungen gegen das Verfahren und die Höhe der Wertberichtigungen auf die im Bestand befindlichen Windparks ergeben. 3. Rückstellungen für Abbruchkosten von Windparks Zu den Bilanzierungs- und Bewertungsfragen verweisen wir auf den Konzernanhang, Punkt IV 18. "Rückstellungen". Für den Rückbau und die Renaturierung von im Bestand befindlichen Windparks werden Rückstellungen unter den langfristigen Verbindlichkeiten gebildet. In diesen Fällen ist der Buchwert des dazugehörigen Sachanlagevermögens um den Barwert der rechtlichen Verpflichtungen aus dem Rückbau zu erhöhen. Das Risiko für den Konzernabschluss Die Berechnung der Rückstellungen umfasst eine Vielzahl von Annahmen, die unsicher sind und im Ermessen des Vorstands liegen. Dabei müssen die heute zu erwartenden Rückbau- und Renaturierungskosten geschätzt und unter Berücksichtigung von Inflation auf den aktuellen Bilanzstichtag abdiskontiert werden. Insbesondere die geschätzten Kosten können sich im Zeitablauf erheblich verändern. Entsprechende Anpassungen sind - mit Ausnahme der Diskontierungszinssätze - erfolgswirksam und können signifikante Ergebnisauswirkungen haben. Unsere Vorgehensweise in der Prüfung Wir prüfen die voraussichtlich zum Zeitpunkt des Abbaus der Windenergieanlagen zu erwartenden Abbruchkosten auf Plausibilität und stimmen die angesetzten Gutachtenwerte mit der Einzelaufstellung ab. Abschließend überprüfen wir den verwendeten Abzinsungsatz inkl. berücksichtigter Inflationsrate und Credit Spread zur Risikoberücksichtigung, den korrekten Einbezug der Vorjahreswerte für die Veränderung im laufenden Geschäftsjahr, Veränderungen im Bestand der Windkraftanlagen, sonstige Renaturierungskosten und das angesetzte voraussichtliche Jahr des Rückbaus sowie die rechnerische Richtigkeit. Schlussfolgerungen Die Ermittlungsmethode sowie die getroffenen Annahmen sind sachgerecht. Sonstige Informationen Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen: ― die Erklärung zur Unternehmensführung sowie den Bilanzeid der gesetzlichen Vertreter und ― die übrigen Teile des Geschäftsberichts, mit Ausnahme des geprüften Konzernabschlusses und Konzernlageberichts sowie unseres Bestätigungsvermerks. Unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab. Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen ― wesentliche Unstimmigkeiten zum Konzernabschluss, zum Konzernlagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder ― anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Konzernabschluss unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, es sei denn, es besteht die Absicht den Konzern zu liquidieren oder der Einstellung des Geschäftsbetriebs oder es besteht keine realistische Alternative dazu. Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Konzernlageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Konzernlagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und ob der Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses und Konzernlageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus ― identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können. ― gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Konzernabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Konzernlageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme abzugeben. ― beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben. ― ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass der Konzern seine Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann. ― beurteilen wir die Gesamtdarstellung, den Aufbau und den Inhalt des Konzernabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Konzernabschluss unter Beachtung der IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und der ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. ― holen wir ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Rechnungslegungsinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten innerhalb des Konzerns ein, um Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht abzugeben. Wir sind verantwortlich für die Anleitung, Überwachung und Durchführung der Konzernabschlussprüfung. Wir tragen die alleinige Verantwortung für unsere Prüfungsurteile. ― beurteilen wir den Einklang des Konzernlageberichts mit dem Konzernabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage des Konzerns. ― führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Konzernlagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrundeliegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen. Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen. Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Konzernabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO Wir wurden von der Hauptversammlung am 23. Mai 2017 als Konzernabschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 29. August 2017 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2014 als Konzernabschlussprüfer der Energiekontor AG tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen. Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Daniel Scheffbuch. Stuttgart, den 9. April 2018 PKF Deutschland GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Ralph Setzer, Wirtschaftsprüfer Daniel Scheffbuch, Wirtschaftsprüfer Jahresabschluss DER AG (HGB) Bilanz (HGB) zum 31.12.2017 AKTIVA scroll Erläuterungsziffer Anhang der AG, Teil III. 31.12.2017 in € 31.12.2016 in T€ A. Anlagevermögen (1.) I. Immaterielle Vermögensgegenstände Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte (1.1.) 868 10 II. Sachanlagen Betriebs- und Geschäftsausstattung (1.2.) 131.399 123 III. Finanzanlagen (1.3.) 1. Anteile an verbundenen Unternehmen (1.3.1.) 53.363.891 38.160 2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen (1.3.2.) 29.134.209 2.148 3. Beteiligungen 53.560 82 4. Sonstige Ausleihungen (1.3.3.) 0 0 82.551.660 40.390 B. Umlaufvermögen (2.) I. Vorräte (2.1.) 1. Unfertige Erzeugnisse, unfertige Leistungen 13.329.436 11.531 2. Erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen -40.000 -40 13.289.436 11.491 II. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände (2.2.) 1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 790.213 424 2. Forderungen gegen verbundene Unternehmen 29.299.192 22.917 3. Sonstige Vermögensgegenstände 7.178.827 184 37.268.232 23.525 III. Sonstige Wertpapiere 10.223.871 10.224 IV. Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten (2.3.) 35.799.498 79.437 C. Rechnungsabgrenzungsposten (2.4.) 19.188 46 Summe Aktiva 179.284.152 165.245 PASSIVA Erläuterungsziffer Anhang der AG, Teil III. 31.12.2017 in € 31.12.2016 in T€ A. Eigenkapital (3.) I. Ausgegebenes Kapital 1. Gezeichnetes Kapital (3.1.) 14.578.160 14.653 2. Nennbeträge / rechnerischer Wert zur Einziehung erworbener Aktien (3.2.) -885 -61 14.577.275 14.592 II. Kapitalrücklage (3.5.) 41.237.445 41.237 III. Gewinnrücklagen (3.6.) 1. Gesetzliche Rücklagen 15.000 15 2. Andere Gewinnrücklagen 39.220.698 29.667 39.235.698 29.682 IV. Bilanzgewinn (3.7.) 8.746.896 14.694 Summe Eigenkapital 103.797.314 100.205 B. Rückstellungen (4.) 1. Steuerrückstellungen 0 9.223 2. Sonstige Rückstellungen 2.487.833 2.962 2.487.833 12.184 C. Verbindlichkeiten (5., 6., 7.) 1. Anleihen 13.000.000 21.000 2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 311 2 3. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 1.224.664 644 4. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 39.375.603 18.069 5. Sonstige Verbindlichkeiten 6.849.097 5.558 60.449.675 45.274 D. Passive latente Steuern (8.) 12.549.330 7.582 Summe Passiva 179.284.152 165.245 Gewinn- und Verlustrechnung (HGB) 01.01.2017 - 31.12.2017 scroll Erläuterungsziffer Anhang der AG, Teil IV 2017 in € 2016 in T€ 1. Umsatzerlöse (1.) 24.661.965 51.649 2. Erhöhung des Bestands an unfertigen Leistungen 1.798.656 135 3. Gesamtleistung 26.460.621 51.784 4. Sonstige betriebliche Erträge (2.) 1.154.259 3.307 5. Materialaufwand (3.) a) Aufwendungen für bezogene Leistungen 11.063.411 6.969 6. Rohergebnis 16.551.469 48.122 7. Personalaufwand a) Löhne und Gehälter 9.099.320 8.527 b) soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und Unterstützung davon für Altersversorgung € 94.078 (Vj. T€ 92) 1.413.763 1.279 10.513.083 9.806 8. Abschreibungen Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen 46.579 47 9. Sonstige betriebliche Aufwendungen (4.) 4.897.833 4.435 10. Erträge aus Beteiligungen davon von verbundenen Unternehmen €9.997 (Vj. T€375) (5.) 9.997.213 375 11. Erträge aus Ergebnisabführungsverträgen verbundener Unternehmen (6.) 12.463.211 10.176 12. Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens davon von verbundenen Unternehmen € 149.091 (Vj. T€ 261) (7.) 319.546 576 13. Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge davon von verbundenen Unternehmen € 276.824 (Vj. T€ 37) (9.) 354.323 99 14. Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens (8.) 511.999 3.768 15. Zinsen und ähnliche Aufwendungen davon an verbundene Unternehmen €216.326 (Vj. T€ 125) (9.) 1.548.858 1.733 16. Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 22.167.410 39.558 17. Steuern vom Einkommen und Ertrag (10.) 6.654.368 10.905 18. Jahresüberschuss 15.513.042 28.653 19. Gewinnvortrag a) Gewinnvortrag vor Verwendung 14.693.581 11.723 b) Dividendenzahlungen -11.669.739 -11.682 c) Einstellungen in die Gewinnrücklagen durch die Hauptversammlung -3.023.842 0 0 41 20. Einstellungen in Gewinnrücklagen -6.766.146 -14.000 21. Bilanzgewinn 8.746.896 14.694 Anhang zum Jahresabschluss der Energiekontor AG nach HGB-Grundsätzen für das Geschäftsjahr 2017 I. Grundlagen des Abschlusses Der Jahresabschluss der Energiekontor AG, Bremen (Amtsgericht Bremen, HRB 20449 HB), wird nach den deutschen handelsrechtlichen Rechnungslegungsvorschriften in der Fassung des Bilanzrichtlinie-Umsetzungsgesetzes (BilRUG) und nach den aktienrechtlichen Vorschriften aufgestellt. Soweit anwendbar, wurden auch die am Bilanzstichtag gültigen Rechnungslegungsstandards des Deutschen Rechnungslegungs Standards Committee e. V (DRSC) beachtet. Der Jahresabschluss der Energiekontor AG ist in Euro aufgestellt. Die Angaben im Jahresabschluss sowie im Anhang erfolgen in Euro (€) und in Tausend Euro (T€). Zahlen in tabellarischen Darstellungen werden jeweils exakt gerechnet und summiert, wodurch sich in der Summenbildung Rundungsdifferenzen ergeben können. Zur Klarheit und Übersichtlichkeit des Abschlusses werden die für die einzelnen Positionen der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung geforderten zusätzlichen Angaben in den Anhang übernommen. Die Gewinn- und Verlustrechnung wurde nach dem Gesamtkostenverfahren gegliedert. II. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze, Währungsumrechnung Nachfolgend aufgeführte Grundsätze zur Bilanzierung, Bewertung und Währungsumrechnung wurden unverändert zum Vorjahr angewandt. 1. Gliederungsgrundsätze Die Posten der Bilanz sind mit denen des Vorjahres vergleichbar. Soweit in Einzelfällen Umgliederungen von Vorjahresbeträgen vorgenommen wurden, ist dies bei der jeweiligen Position vermerkt. 2. Bilanzierungsmethoden Im Jahresabschluss sind sämtliche Vermögensgegenstände, Schulden, Rechnungsabgrenzungsposten, Aufwendungen und Erträge enthalten, soweit gesetzlich nichts anderes bestimmt ist. Die Posten der Aktivseite sind nicht - bzw. nur soweit gesetzlich zulässig - mit Posten der Passivseite, Aufwendungen nicht mit Erträgen, Grundstücksrechte nicht mit Grundstückslasten verrechnet worden. Das Anlage- und Umlaufvermögen, das Eigenkapital, die Schulden sowie die Rechnungsabgrenzungsposten wurden in der Bilanz gesondert ausgewiesen und hinreichend aufgegliedert. Das Anlagevermögen weist nur Gegenstände aus, die bestimmt sind, dem Geschäftsbetrieb dauernd zu dienen. Aufwendungen für die Gründung des Unternehmens und für die Beschaffung des Eigenkapitals sowie für immaterielle Vermögensgegenstände, die nicht entgeltlich erworben wurden, wurden nicht bilanziert. Rückstellungen wurden nur im Rahmen des § 249 HGB und Rechnungsabgrenzungsposten wurden nach den Vorschriften des § 250 HGB gebildet. Haftungsverhältnisse i. S. v. § 251 HGB sind ggf. nachfolgend gesondert angegeben, ebenso wie Art und Zweck sowie Risiken und Vorteile aus nicht in der Bilanz enthaltenen Geschäften, soweit dies für die Beurteilung der Finanzlage notwendig ist. 3. Bewertungsmethoden Die Wertansätze der Eröffnungsbilanz des Geschäftsjahres stimmen mit denen der Schlussbilanz des vorangegangenen Geschäftsjahres überein. Bei der Bewertung wurde von der Fortführung des Unternehmens ausgegangen. Die Vermögensgegenstände und Schulden wurden einzeln bewertet. Es ist vorsichtig bewertet worden, namentlich sind alle vorhersehbaren Risiken und Verluste, die bis zum Abschlussstichtag entstanden sind, berücksichtigt worden, selbst wenn diese erst zwischen dem Abschlussstichtag und der Aufstellung des Jahresabschlusses bekannt geworden sind. Gewinne sind nur berücksichtigt worden, wenn sie bis zum Abschlussstichtag realisiert wurden. Aufwendungen und Erträge des Geschäftsjahres sind unabhängig vom Zeitpunkt der Zahlung berücksichtigt worden. Immaterielle Vermögensgegenstände werden, soweit gegen Entgelt erworben, zu Anschaffungskosten aktiviert und planmäßig linear über maximal fünf Jahre oder die längere vertragliche Nutzungsdauer abgeschrieben. Sachanlagen werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten, bei abnutzbaren Gegenständen abzüglich planmäßiger Abschreibungen, bewertet; soweit notwendig, erfolgen außerplanmäßige Abschreibungen. Bei den planmäßigen Abschreibungen wird von der voraussichtlichen betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer ausgegangen. Die Nutzungsdauern betragen drei bis 13 Jahre. Zinsen für Fremdkapital werden nicht aktiviert. Die verwendeten Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden in jeder Periode überprüft. Bei Anlagenzugängen im Laufe des Geschäftsjahres wird die Abschreibung pro rata temporis ab dem Monat des Zugangs angesetzt. Vermögensgegenstände mit Einzelanschaffungskosten bis zu € 410 werden im Zugangsjahr voll abgeschrieben. Anteile an verbundenen Unternehmen werden im Anlagevermögen unter Finanzanlagen ausgewiesen. Abschreibungen auf einen niedrigeren Wert werden am Bilanzstichtag auf Finanzanlagen vorgenommen, wenn die Wertminderung als voraussichtlich dauerhaft angesehen wird. Ausleihungen an verbundene Unternehmen betreffen Finanz- und Kapitalforderungen. Sie werden mit dem Nennbetrag oder dem niedrigeren beizulegenden Wert angesetzt. Soweit Ausleihungen unverzinslich oder niedrigverzinslich sind, werden sie mit dem Barwert angesetzt. Das Ausfallrisiko wird an der Realisierung der Tilgungspläne gemessen. Wertaufholungen im Sach- und Finanzanlagevermögen werden durch gewinnerhöhende Zuschreibungen, höchstens bis zu den ursprünglichen Anschaffungskosten, vorgenommen, soweit die wertmindernden Gründe für frühere Abschreibungen weggefallen sind. Vorräte werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten zuzüglich direkt zurechenbarer Nebenkosten unter Beachtung des Niederstwertprinzips bewertet. Der Ansatz der unfertigen Leistungen erfolgt mit den Herstellungskosten. Kosten der allgemeinen Verwaltung werden nicht aktiviert, Fremdkapitalkosten werden nicht in die Herstellungskosten einbezogen. Die Vorräte sind frei von Rechten Dritter. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände werden mit ihrem Nennbetrag, unverzinsliche oder niedrigverzinsliche Forderungen mit ihrem Barwert angesetzt. Forderungen, bei denen mit einem Zahlungseingang nach mehr als einem Jahr zu rechnen ist, werden abgezinst. Ausfallrisiken werden durch Einzelwertberichtigungen angemessen berücksichtigt. Wertpapiere und flüssige Mittel sind mit Anschaffungskosten oder niedrigeren Tageswerten angesetzt. Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten zuzüglich Nebenkosten im Eigenkapital verrechnet. In Höhe des Nennkapitals werden die Anschaffungskosten für die eigenen Anteile vom gezeichneten Kapital offen abgesetzt, soweit sie noch nicht eingezogen sind. Soweit eigene Anteile bereits eingezogen sind, haben sie das Nennkapital durch Saldierung verringert. Der die Höhe des Nennkapitals übersteigende Anteil der Anschaffungskosten der eigenen Anteile wird mit den anderen Gewinnrücklagen verrechnet. Anlagenspiegel 2017 scroll Anschaffungs- / Herstellungskosten in T€ 01.01.2017 Zugänge Abgänge 31.12.2017 I. Immaterielle Vermögensgegenstände Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte 255 1 0 256 II. Sachanlagen Betriebs- und Geschäftsausstattung 334 47 5 377 III. Finanzanlagen 1. Anteile an verbundenen Unternehmen 47.059 15.571 556 62.074 2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen 2.455 28.602 1.453 29.603 3. Beteiligungen 82 0 28 54 49.596 44.173 2.038 91.731 Summe 50.186 44.221 2.042 92.364 scroll Abschreibungen in T€ 01.01.2017 Zugänge Zuschreibungen Umbuchungen Abgänge 31.12.2017 I. Immaterielle Vermögensgegenstände Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte 245 10 0 0 0 255 II. Sachanlagen Betriebs- und Geschäftsausstattung 211 36 0 0 2 246 III. Finanzanlagen 1. Anteile an verbundenen Unternehmen 8.899 350 539 0 0 8.711 2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen 307 162 0 0 0 469 3. Beteiligungen 0 0 0 0 0 0 9.207 512 539 0 0 9.180 Summe 9.663 559 539 0 2 9.681 scroll Buchwert in T€ 31.12.2017 31.12.2016 I. Immaterielle Vermögensgegenstände Gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte 1 10 II. Sachanlagen Betriebs- und Geschäftsausstattung 131 123 III. Finanzanlagen 1. Anteile an verbundenen Unternehmen 53.364 38.160 2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen 29.134 2.148 3. Beteiligungen 54 82 82.552 40.390 Summe 82.684 40.523 Die Steuer- und sonstigen Rückstellungen sind nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung bemessen, berücksichtigen alle erkennbaren Risiken und ungewissen Verpflichtungen und werden in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags angesetzt, wobei die künftigen zu erwartenden Preis- und Kostenverhältnisse im Zeitpunkt der Erfüllung der Verpflichtung maßgebend sind. Es werden alle Informationen berücksichtigt, die bis zum Tag der Bilanzaufstellung bekannt werden. Soweit Abzinsungen erforderlich sind, erfolgen diese nach § 253 Abs. 2 Sätze 4 und 5 HGB in Verbindung mit der Rückstellungsabzinsungsverordnung (RückAbzinsV) auf Grundlage der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Zinssätze. Verbindlichkeiten werden mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Bankguthaben in Fremdwährung werden mit dem Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Forderungen und Verbindlichkeiten in fremder Währung werden grundsätzlich mit dem Devisenkassamittelkurs zum Bilanzstichtag angesetzt, bei der Folgebewertung von auf fremde Währung lautenden Vermögensgegenständen und Verbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden außerdem Wertänderungen aus der Währungsumrechnung unter Berücksichtigung des Realisationsprinzips sowie des Anschaffungskostenprinzips behandelt. Aktive und passive latente Steuern sind nach dem bilanzorientierten "temporary-concept" auch für quasi-permanente Differenzen zwischen Bilanzpositionen der Handels- und der Steuerbilanz anzusetzen und in einer eigenständigen Bilanzposition auszuweisen. Es erfolgt insoweit eine Saldierung der passiven latenten Steuern mit den aktiven latenten Steuern, wobei steuerliche Verlustvorträge in die Bilanzierung der latenten Steuern einbezogen werden, soweit ihre Verursachung mit der Entstehung passiver latenter Steuern ursächlich in Zusammenhang steht. Ansonsten werden aktive latente Steuern auf Verlustvorträge nur insoweit ausgewiesen, als eine Verrechnung innerhalb der nächsten fünf Geschäftsjahre erwartet werden kann. Für Zwecke der Bewertung werden die unternehmensindividuellen Steuersätze herangezogen, die wahrscheinlich im Zeitpunkt des Abbaus der Differenzen gültig sein werden. Eine Abzinsung der Beträge erfolgt nicht. III. Erläuterungen zur Bilanz Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Bilanz angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€. 1. Anlagevermögen Die Zusammensetzung und Entwicklung der Werte des Anlagevermögens sind aus dem nachfolgenden Anlagenspiegel (alle Angaben in T€) ersichtlich. 1.1. Immaterielle Vermögensgegenstände Der Wert betrifft Softwaremodule. 1.2. Sachanlagen Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um Vermögensgegenstände der Büro- und Geschäftsausstattung. 1.3. Finanzanlagen 1.3.1. Anteile an verbundenen Unternehmen Finanzanlagen werden grundsätzlich zu den Anschaffungskosten, gegebenenfalls vermindert um Abschreibungen auf den niedrigeren beizulegenden Wert, angesetzt. Abschreibungen auf Anteile an Tochtergesellschaften waren in Höhe von T€ 350 vorzunehmen (Vorjahr T€ 3.768). Zuschreibungen (Wertaufholungen) erfolgten im Berichtsjahr in Höhe von T€ 539 (Vorjahr T€ 0). Die Aufstellung des Anteilsbesitzes erfolgt unter Tz. VI. 1.3.2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen Die Ausleihungen an verbundene Unternehmen betreffen Finanz- und Kapitalforderungen gegen inländische Windparkbetreibergesellschaften, gegen die portugiesische und die englische Planungs- bzw. Errichtungsgesellschaft sowie gegen deutsche Windparkbeteiligungsgesellschaften. Abschreibungen auf Ausleihungen an verbundene Unternehmen erfolgten in Höhe von T€ 162 (Vorjahr T€ 0). Im Geschäftsjahr wurden Zuschreibungen auf Ausleihungen über T€ 0 (Vorjahr T€ 514) vorgenommen. Die Ausleihungen sind verzinslich und haben eine Laufzeit von bis zu 18 Jahren. 2. Umlaufvermögen 2.1. Vorräte Bei den Vorräten mit unfertigen Erzeugnissen und Leistungen im Gesamtumfang von T€ 13.329 (Vorjahr T€ 11.531) handelt es sich insbesondere um aktivierte Planungsleistungen für zu realisierende Windparkprojekte im Onshore-Bereich. Mit Erbringung der Planungsleistungen und Realisierung der Planungshonorare werden die entsprechenden Vorräte gewinnmindernd aufgelöst. Die Werthaltigkeit der Vorräte ist grundsätzlich abhängig von der zukünftigen Realisierung dieser Projekte. Soweit der Wahrscheinlichkeitsgrad bzgl. der Realisierung von aktivierten Projekten sinkt, erfolgen gegebenenfalls Abschreibungen auf die diesen Projekten zugeordneten Planungsleistungen. 2.2. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände Die Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände gliedern sich im Hinblick auf die Zusammensetzung nach Fristigkeiten wie folgt auf, wobei Laufzeiten von mehr als fünf Jahren nicht vorliegen. scroll 31.12.2017 31.12.2016 davon mit einer Restlaufzeit davon mit einer Restlaufzeit in T€ Gesamtbetrag bis 1 Jahr 1 bis 5 Jahre Gesamtbetrag bis 1 Jahr 1 bis 5 Jahre Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 790 790 0 424 424 0 Forderungen gegen verbundene Unternehmen 29.299 28.546 753 22.917 20.916 2.000 davon aus Lieferungen und Leistungen 9.458 9.458 0 12.761 12.761 0 Sonstige Vermögensgegenstände 7.179 7.076 103 184 181 3 37.268 36.413 856 23.525 21.522 2.003 Ausgewiesen sind die gegen Dritte bestehenden Forderungen aus Planungs- und Vertriebsleistungen in Höhe von T€ 790 (Vorjahr T€ 424) sowie die gegen Tochtergesellschaften bestehenden Forderungen aus Planungstätigkeit, Personalgestellung, Verwaltungserlösen sowie Ergebnisabführungen und Darlehensgewährungen in Höhe von T€ 29.299 (Vorjahr T€ 22.917). Die sonstigen Vermögensgegenstände bestehen hauptsächlich aus Steuer- und Darlehensforderungen. 2.3. Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten Im Geschäftsjahr wurden keine Guthaben bei Kreditinstituten mit kurzfristigen Bankverbindlichkeiten saldiert (Vorjahr T€ 10.176). Von den Guthaben bei Kreditinstituten ist ein Betrag von T€ 2.064 (Vorjahr T€ 1.623) zur Besicherung von Verbindlichkeiten Dritter verpfändet. 2.4. Aktive Rechnungsabgrenzungsposten Die aktiven Rechnungsabgrenzungsposten in Höhe von T€ 19 (Vorjahr T€ 46) betreffen abgegrenzte Zins-, Miet- und Lizenzzahlungen, die vor dem Bilanzstichtag bereits gezahlt wurden, wirtschaftlich jedoch dem Folgejahr zuzurechnen sind. 3. Eigenkapital 3.1. Gezeichnetes Kapital Das eingetragene Grundkapital (Nennkapital) der Energiekontor AG am Bilanzstichtag entspricht dem gezeichneten Kapital in Höhe von T€ 14.578 und hat sich gegenüber dem Vorjahr (T€ 14.653) wegen des Einzugs von 75.000 Aktien leicht vermindert. Im Berichtsjahr wurden weitere 14.800 Aktien zurückgekauft. Der Vorstand der Energiekontor AG hatte im Vorjahr mit Zustimmung des Aufsichtsrats beschlossen, das Grundkapital der Gesellschaft von € 14.653.160,00 um € 75.000,00 auf € 14.578.160,00 durch Einziehung von 75.000 voll eingezahlten eigenen Stückaktien mit einem rechnerischen Anteil am Grundkapital der Gesellschaft von € 1,00 je Aktie herabzusetzen. Die Einziehung und Kapitalherabsetzung wurden am 15. November 2017 vorgenommen. Das Grundkapital der Energiekontor AG beträgt demnach € 14.578.160,00 (Vorjahr € 14.653.160,00) und ist in 14.578.160 (Vorjahr 14.653.160) auf den Inhaber lautende Stammaktien ohne Nennbetrag (Stückaktien mit einem rechnerischen Nennbetrag von jeweils € 1,00) eingeteilt. Unter Berücksichtigung der zurückgekauften, noch nicht eingezogenen Aktien beträgt das ausgegebene Kapital zum Bilanzstichtag € 14.577.275,00. Unter Berücksichtigung der zum Zwecke der Einziehung und Kapitalherabsetzung im Geschäftsjahr zurückgekauften Aktien und der Einziehung von 75.000 zuvor zurückgekauften Aktien und entsprechender Kapitalherabsetzung beträgt das ausgegebene Kapital zum Bilanzstichtag € 14.577.275,00 und ist eingeteilt in 14.577.275 Stammaktien ohne Nennbetrag (Stückaktien mit einem rechnerischen Nennbetrag von jeweils € 1,00). 3.2. Nennbetrag zur Einziehung erworbener Anteile (eigene Anteile) Die Gesellschaft war durch Beschluss der Hauptversammlung vom 27. Mai 2010 gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG dazu ermächtigt, eigene Aktien bis zu insgesamt zehn vom Hundert des derzeitigen Grundkapitals zu erwerben. Diese Ermächtigung, die zum 26. Mai 2015 endete, wurde durch Beschluss der Hauptversammlung vom 21. Mai 2015 aufgehoben und neu gefasst. Hiernach wurde die Gesellschaft erneut gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG dazu ermächtigt, eigene Aktien bis zu insgesamt zehn vom Hundert des derzeitigen Grundkapitals zu erwerben. Diese Ermächtigung gilt bis zum 20. Mai 2020. Auf Grundlage dieses (nachstehend detailliert wiedergegebenen) sowie des vorangegangenen Beschlusses wurden im Geschäftsjahr 2017 insgesamt 14.800 Aktien (Vorjahr 20.165 Aktien) zum Zwecke der Einziehung zur Kapitalherabsetzung zurückgekauft. Im Geschäftsjahr erfolgte die Einziehung von 75.000 Aktien (Vorjahr 0 Aktien) unter entsprechender Kapitalherabsetzung. Der auf die eigenen, noch nicht eingezogenen Anteile entfallende Betrag des Grundkapitals beträgt zum Bilanzstichtag € 885 (Vorjahr € 61.085) und wurde offen vom gezeichneten Kapital abgesetzt, da auch diese Anteile zum Zwecke der Einziehung und Kapitalherabsetzung erworben wurden. Der das Nennkapital pro Aktie übersteigende Teil der Anschaffungskosten wurde von den anderen Gewinnrücklagen abgesetzt. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft befinden oder ihr nach den §§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als zehn vom Hundert des Grundkapitals entfallen. Die Ermächtigung darf nicht zum Zwecke des Handels in eigenen Aktien ausgenutzt werden. Die Ermächtigung kann ganz oder in Teilbeträgen, einmal oder mehrmals, in Verfolgung eines oder mehrerer Zwecke durch die Gesellschaft oder durch Dritte für Rechnung der Gesellschaft ausgeübt werden. Der Erwerb erfolgt über die Börse oder mittels eines an alle Aktionäre der Gesellschaft gerichteten öffentlichen Kaufangebots. Erfolgt der Erwerb über die Börse, so darf der von der Gesellschaft gezahlte Gegenwert je Aktie (ohne Erwerbsnebenkosten) den an der Frankfurter Wertpapierbörse während der letzten drei Börsenhandelstage vor dem Erwerb der Aktien ermittelten durchschnittlichen Schlusskurs (Xetra-Handel oder vergleichbares Nachfolgesystem) für Aktien gleicher Ausstattung um nicht mehr als 10 Prozent über- oder unterschreiten. Erfolgt der Erwerb über ein öffentliches Kaufangebot an alle Aktionäre der Gesellschaft, darf der gebotene Kaufpreis je Aktie (ohne Erwerbsnebenkosten) den durchschnittlichen Schlusskurs an der Frankfurter Wertpapierbörse an den drei Börsenhandelstagen vor dem Tag der Veröffentlichung des Angebots um nicht mehr als 10 Prozent über- oder unterschreiten. Das Kaufangebot bzw. die Aufforderung zur Abgabe eines solchen Angebots kann weitere Bedingungen vorsehen. Der Vorstand wurde weiterhin ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats eine Veräußerung erworbener eigener Aktien unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre in anderer Weise als über die Börse oder durch Angebot an alle Aktionäre vorzunehmen, wenn die erworbenen eigenen Aktien zu einem Preis veräußert werden, der den Börsenkurs von Aktien der Gesellschaft gleicher Ausstattung zum Zeitpunkt der Veräußerung nicht wesentlich unterschreitet. Der Ausschluss des Bezugsrechts ist auf insgesamt höchstens 10 Prozent sowohl des im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung als auch des im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung bestehenden Grundkapitals der Gesellschaft beschränkt. Auf diese Begrenzung sind Aktien anzurechnen, die während der Laufzeit dieser Ermächtigung aufgrund anderer Ermächtigungen in unmittelbarer oder entsprechender Anwendung von § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG unter Bezugsrechtsausschluss ausgegeben werden. Ferner wurde der Vorstand ermächtigt, erworbene eigene Aktien unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre in anderer Weise als über die Börse oder durch ein an alle Aktionäre gerichtetes Angebot an Dritte im Zusammenhang mit dem Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Beteiligungen an Unternehmen, sonstigen Wirtschaftsgütern, Forderungen, Rechten oder Know-how zu veräußern. Der Vorstand ist ermächtigt, Aktien der Gesellschaft, die aufgrund dieser Ermächtigung erworben werden, einzuziehen, ohne dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines weiteren Hauptversammlungsbeschlusses bedarf. Die Einziehung führt zur Kapitalherabsetzung. Die Aktien können auch im vereinfachten Verfahren ohne Kapitalherabsetzung durch Anpassung des anteiligen rechnerischen Betrags der übrigen Stückaktien am Grundkapital der Gesellschaft eingezogen werden. Die Einziehung kann auf einen Teil der erworbenen Aktien beschränkt werden. Von der Ermächtigung zur Einziehung kann mehrfach Gebrauch gemacht werden. Erfolgt die Einziehung im vereinfachten Verfahren, ist der Vorstand zur Anpassung der Zahl der Stückaktien in der Satzung ermächtigt. Maßnahmen des Vorstands aufgrund dieses Hauptversammlungsbeschlusses dürfen nur mit Zustimmung des Aufsichtsrats vorgenommen werden. Diese Ermächtigungen zum Erwerb eigener Aktien, zu ihrer Einziehung und ihrer Wiederveräußerung oder Verwertung auf andere Weise können jeweils auch in Teilen ausgeübt werden. Das gesetzliche Bezugsrecht der Aktionäre auf die eigenen Aktien wird gemäß §§ 71 Abs. 1 Nr. 8, 186 Abs. 3 und 4 AktG insoweit ausgeschlossen, wie diese Aktien gemäß den vorstehenden Ermächtigungen verwendet werden. Die vorstehenden Ermächtigungen zum Erwerb eigener Aktien gelten bis zum 20. Mai 2020. 3.3. Genehmigtes Kapital Die ordentliche Hauptversammlung der Energiekontor AG vom 26. Mai 2016 hat unter Aufhebung des bis dahin genehmigten Kapitals ein neues genehmigtes Kapital geschaffen. Der Vorstand wurde ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Grundkapital bis einschließlich 23. Mai 2021 durch Ausgabe von bis zu insgesamt 7.326.580 neuen, auf den Inhaber lautenden Stamm- und / oder Vorzugsaktien mit oder ohne Stimmrecht gegen Bar- und / oder Sacheinlagen einmalig oder mehrmals um bis zu insgesamt € 7.326.580,00 zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2016). Die Ermächtigung umfasst die Befugnis, bei mehrmaliger Ausgabe von Vorzugsaktien weitere Vorzugsaktien (mit oder ohne Stimmrecht) auszugeben, die den früher ausgegebenen Vorzugsaktien bei der Verteilung des Gewinns oder des Gesellschaftsvermögens vorgehen oder gleichstehen. Den Aktionären ist dabei grundsätzlich ein Bezugsrecht einzuräumen. Die neuen Aktien können auch von einem oder mehreren Kreditinstituten mit der Verpflichtung übernommen werden, sie den Aktionären zum Bezug anzubieten. Der Vorstand wird jedoch ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das gesetzliche Bezugsrecht der Aktionäre auszuschließen, ― soweit es erforderlich ist, um Spitzenbeträge auszugleichen; ― wenn die Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke des Erwerbs von Unternehmen oder von Beteiligungen an Unternehmen oder Unternehmensteilen oder zum Zwecke des Erwerbs von Forderungen gegen die Gesellschaft ausgegeben werden; ― wenn eine Kapitalerhöhung gegen Bareinlagen 10 Prozent des Grundkapitals nicht übersteigt und der Ausgabebetrag der neuen Aktien den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet (§ 186 Abs. 3 Satz 4 AktG); beim Gebrauchmachen von dieser Ermächtigung unter Bezugsrechtsausschluss nach § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG ist der Ausschluss des Bezugsrechts aufgrund anderer Ermächtigungen nach § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG zu berücksichtigen. Der Vorstand wurde ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats die weiteren Einzelheiten der Kapitalerhöhung und ihrer Durchführung festzulegen. Der Aufsichtsrat wurde ermächtigt, die Fassung der Satzung entsprechend der jeweiligen Ausnutzung des genehmigten Kapitals anzupassen. Von diesen Ermächtigungen wurde im Geschäftsjahr wie auch im Vorjahr kein Gebrauch gemacht. 3.4. Bedingtes Kapital und Aktienoptionsprogramm Die Hauptversammlung der Energiekontor AG vom 28. Mai 2014 hat den Beschluss gefasst, das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu € 500.000,00 durch Ausgabe von bis zu 500.000 neuen auf den Inhaber lautenden Stückaktien mit einem rechnerischen Anteil am Grundkapital von je € 1,00 als Bezugsaktien bedingt zu erhöhen. Dieser Beschluss wurde am 1. Juli 2014 in das Handelsregister eingetragen. Die bedingte Kapitalerhöhung soll ausschließlich dem Zweck der Gewährung von Bezugsrechten an Mitglieder des Vorstands der Gesellschaft im Rahmen eines Aktienoptionsplans (§ 192 Abs. 2 Nr. 3 AktG) dienen. Die bedingte Kapitalerhöhung soll nur insoweit durchgeführt werden, wie die gewährten Bezugsrechte vom jeweiligen Begünstigten ausgeübt werden. Die neuen Aktien nehmen jeweils vom Beginn des Geschäftsjahres, in dessen Verlauf sie durch Ausübung von Bezugsrechten entstehen, am Gewinn der Gesellschaft teil. Im Rahmen des Aktienoptionsprogramms 2014 können bis zum 31. Dezember 2018 Bezugsrechte auf bis zu 500.000 Aktien der Gesellschaft nur an Mitglieder des Vorstands der Gesellschaft ausgegeben werden. Jedes Bezugsrecht berechtigt nach Maßgabe der vom Aufsichtsrat festzulegenden Bezugsrechtsbedingungen zum Bezug einer auf den Inhaber lautenden Stückaktie der Energiekontor AG. Die Laufzeit der Bezugsrechte beträgt fünf Jahre beginnend mit dem Ende des jeweiligen Ausgabezeitraums. Die Aktienoptionen können erst vier Jahre nach dem jeweiligen Ausgabezeitraum ausgeübt werden und sind nicht übertragbar. Die Gesellschaft ist berechtigt, die Bezugsrechte wahlweise durch Ausgabe von Aktien aus dem hierfür geschaffenen bedingten Kapital oder durch Veräußerung eigener Aktien zu erfüllen. Im Jahr 2014 hatte der Aufsichtsrat von der Ermächtigung teilweise Gebrauch gemacht und dem Vorstandsmitglied Peter Szabo Bezugsrechte zum Erwerb von 100.000 Aktien der Gesellschaft eingeräumt. Der Ausübungspreis wird € 11,02272 pro Aktie betragen, die Wartezeit endet im Jahr 2018. Im Geschäftsjahr wie im Vorjahr wurden keine weiteren Bezugsrechte eingeräumt. 3.5. Kapitalrücklage Die zum Vorjahr unveränderte Kapitalrücklage in Höhe von T€ 41.237 setzt sich zusammen aus den bei der Börseneinführung bzw. den Kapitalerhöhungen der Energiekontor AG in den Jahren 2000 und 2001 erzielten Agios. 3.6. Gewinnrücklagen Die gesetzliche Gewinnrücklage der Energiekontor AG beträgt unverändert T€ 15. Die anderen Gewinnrücklagen der AG haben sich wie folgt entwickelt: scroll in T€ 2017 2016 Stand am 01.01. 29.667 15.925 Verrechnung mit Anschaffungskosten für zurückgekaufte eigene Anteile, die das Nennkapital überstiegen haben -237 -257 Teilweise Ergebnisverwendung 9.790 14.000 Stand am 31.12. 39.221 29.667 Die teilweise Ergebnisverwendung im Geschäftsjahr über T€ 9.790 enthält mit T€ 3.024 die Einstellung in die Gewinnrücklagen durch die Hauptversammlung vom 23. Mai 2017 und mit T€ 6.766 die Einstellung in die Gewinnrücklagen durch Vorstand und Aufsichtsrat vom 9. April 2018. 3.7. Bilanzgewinn Der Bilanzgewinn ergibt sich zum 31. Dezember 2017 wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Stand am 01.01. 14.694 11.723 Dividendenzahlung -11.670 -11.682 Einstellung in die Gewinnrücklagen durch Hauptversammlung vom 23.05.2017 -3.024 0 Jahresüberschuss 15.513 28.653 Einstellungen in die Gewinnrücklagen durch Vorstand und Aufsichtsrat -6.766 -14.000 Stand am 31.12. 8.747 14.694 4. Rückstellungen Die Zusammensetzung sowie die Entwicklung der Rückstellungen ergeben sich aus der nachfolgenden Übersicht. Wegen ausreichender geleisteter Vorauszahlungen im Jahr 2017 ergeben sich zum Bilanzstichtag keine Rückstellungen für die Gewerbe- und Körperschaftsteuern. Rückstellungsspiegel 2017 scroll in T€ 01.01.2017 Verbrauch 2017 Auflösung 2017 Zuführung 2017 31.12.2017 Steuerrückstellungen (ohne latente Steuern) 9.223 9.223 0 0 0 Sonstige Rückstellungen Projektbezogene Kosten 318 183 28 132 239 Jahresabschluss-, Rechts- und Beratungskosten 314 242 0 170 242 Geschäftsbericht 80 80 0 80 80 Aufsichtsratsvergütungen 90 90 0 70 70 Personalkosten (Urlaub, Überstunden, Berufsgenossenschaft, Erfolgsbeteiligungen) 1.922 1.921 1 1.756 1.756 Übrige 237 113 54 30 100 Sonstige Rückstellungen 2.962 2.629 83 2.238 2.488 Wie im Vorjahr beinhalten die Rückstellungen keine langfristigen Anteile. 5. Verbindlichkeiten Die Verbindlichkeiten gliedern sich zu den Bilanzstichtagen nach Fristigkeiten wie folgt: scroll 31.12.2017 31.12.2016 davon mit einer Restlaufzeit davon mit einer Restlaufzeit in T€ Gesamtbetrag bis 1 Jahr 1 bis 5 Jahre Gesamtbetrag bis 1 Jahr 1 bis 5 Jahre Anleihen 13.000 7.000 6.000 21.000 8.000 13.000 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 0 0 0 2 2 0 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 1.225 1.225 0 644 644 0 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 39.376 6.034 10.621 18.069 3.454 14.615 davon aus Lieferungen und Leistungen 594 594 0 217 217 0 Sonstige Verbindlichkeiten 6.849 6.849 0 5.558 5.558 davon aus Steuern 5.134 5.134 0 4.816 4.816 0 davon im Rahmen der sozialen Sicherheit 32 32 0 28 28 0 60.450 21.108 16.621 45.274 17.659 27.615 Im Geschäftsjahr wurden keine mit Kontokorrentguthaben besicherten Bankdarlehen (Vorjahr T€ 10.176) mit den entsprechenden Guthabenkonten saldiert. Anleihen Unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1PGX7 wurde in den Jahren 2012 und 2013 eine weitere in 8.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 8.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe war vollumfänglich am 30. September 2017 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig und ist vollständig zurückgeführt. Die im Vorjahr unter den kurzfristigen Verbindlichkeiten mit T€ 8.000 ausgewiesene Anleihe ist zum Bilanzstichtag daher nicht mehr bilanziert. Im Jahr 2013 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1R029 eine weitere in 7.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 7.000 ausgegeben, die ebenfalls in voller Höhe gezeichnet wurde. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 7 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Juli 2018 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Im Jahr 2015 hat die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A1611S eine weitere in 6.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 6.000 ausgegeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 5,25 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe ist am 1. Januar 2021 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die Anleihe valutiert zum Bilanzstichtag wie im Vorjahr mit T€ 6.000. Das Gesamtvolumen der Anleihen valutiert zum Bilanzstichtag demnach in einem Umfang von T€ 13.000 (Vorjahr T€ 21.000). Die vorstehenden Teilschuldverschreibungen und die Zinsansprüche sind für die gesamte Laufzeit der jeweiligen Anleihen in jeweils einer Inhaber-Sammelschuldverschreibung verbrieft, die bei der Clearstream Banking AG, Frankfurt, hinterlegt ist. Die Anleihen enthalten keine Wandlungsrechte oder andere Eigenkapitalelemente und sind frei handelbar. Eine Kündigung vor Fälligkeit ist durch die Emittentin mit einer Frist von acht Wochen zum Ende des Quartals möglich, eine Kündigung durch die Anleihegläubiger jedoch nur bei Einstellung der Zahlungen, bei Zahlungsunfähigkeit oder Insolvenz der Emittentin. 6. Haftungsverhältnisse Am 31. Dezember 2017 bestanden befristete und unbefristete Bürgschaften der Energiekontor AG in Höhe von T€ 2.274 (Vorjahr T€ 6.081). Davon entfallen auf Bürgschaften zugunsten konzernzugehöriger Gesellschaften T€ 1.194 (Vorjahr T€ 3.581). Wie in der Vergangenheit wird das Risiko einer Inanspruchnahme aus den Bürgschaften aufgrund der guten Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der betreffenden Unternehmen als gering eingeschätzt. Die Energiekontor AG bleibt in vier Fällen optional verpflichtet, Anteile an drei inländischen Windparkbetreibergesellschaften in Höhe von bis zu 10 Prozent und Anteile an einer ausländischen Windparkbetreibergesellschaft in Höhe von bis zu 20 Prozent des Festpreises der ursprünglichen Errichtungsverträge in den Jahren 2025 bis 2029 zurückzukaufen. Im Falle der zukünftigen Ausübung der Option durch die Windparkbetreibergesellschaften erwachsen der Gesellschaft ggf. Auszahlungsverpflichtungen, die Ende des Jahres 2025 in Höhe von T€ 1.537 und in den Jahren nach 2028 in Höhe von T€ 2.449 fällig werden können. Angegeben sind jeweils die maximal fälligen Nominalwerte, deren heutiger Barwert entsprechend den Laufzeiten deutlich geringer ausfällt. Im Falle der Optionsausübung wird die Gesellschaft im Gegenzug zu den Zahlungen jedoch jeweils die Kommanditanteile an diesen Windparkbetreibergesellschaften übernehmen. Da die Gesellschaft von der vollständigen Werthaltigkeit der Anteile zu den angebotenen Konditionen ausgeht, werden Risiken aus solchen Rückkäufen nicht erwartet. Aus Kommanditbeteiligungen bestehen Haftungsverhältnisse im Sinne der §§ 171 Abs. 1 und ggf. nach 172 Abs. 4 HGB. Die Haftungsbeträge nach § 171 Abs. 1 HGB resultieren aus dem jeweiligen Unterschied zwischen der ins Handelsregister eingetragenen Hafteinlage einerseits und der darauf tatsächlich eingezahlten Einlage andererseits. Nachfolgende Übersicht zeigt die insoweit aus den Kommanditbeteiligungen bestehenden Haftungsverhältnisse. scroll Kommanditeinlagen in T€ laut Gesellschaftsvertrag ins Handelsregister eingetragen darauf eingezahlt Haftung i. S. d. § 171 HGB Gesamtbeträge 103.908 103.908 40.962 62.946 Gegenüber Tochter-Kapitalgesellschaften bestehen (nicht eingeforderte) Einzahlungsverpflichtungen aus zum Bilanzstichtag noch nicht geleisteten Einlagen in Höhe von T€ 325. Aufgrund der planmäßigen Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslagen der Gesellschaften ist mit einer Haftungsinanspruchnahme nicht zu rechnen. Zum 31. Dezember 2017 bestehen Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten aus der Sicherungsabtretung von zwölf Anteilen an verbundenen Unternehmen (Vorjahr elf). Diese sind zum Stichtag mit einem Gesamtbuchwert von T€ 899 (Vorjahr T€ 1.218) im Finanzanlagevermögen bilanziert. 7. Sonstige finanzielle Verpflichtungen Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen aus Mietverträgen für die Geschäftsräume in Bremen, Bremerhaven sowie die weiteren in- und ausländischen Niederlassungen und aus Leasingverträgen für Fahrzeuge, Mobiliar und EDV-Hard- und Software. scroll in T€ 2018 2019 bis 2022 aus Mietverträgen 387 268 aus Wartungs- und Serviceverträgen 44 109 aus Leasingverträgen 254 81 Sonstige finanzielle Verpflichtungen 686 459 8. Passive latente Steuern Nach dem bilanzorientierten "temporary-concept" sind aktive und passive latente Steuern auch für quasi-permanente Differenzen zwischen Bilanzpositionen der Handels- und der Steuerbilanz anzusetzen und in einer eigenständigen Bilanzposition auszuweisen. Hierunter fallen insbesondere die unterschiedlichen Bewertungen der Beteiligungen an Tochtergesellschaften in Handels- und Steuerbilanz. Aktive latente Steuern auf Verlustvorträge sind ebenfalls zu berücksichtigen, soweit ihre Verursachung mit der Entstehung passiver latenter Steuern ursächlich in Zusammenhang steht. Ansonsten werden aktive latente Steuern auf Verlustvorträge nur insoweit ausgewiesen, als eine Verrechnung innerhalb der nächsten fünf Geschäftsjahre erwartet werden kann. Zum Bilanzstichtag ergeben sich folgende latente Steueransätze: scroll 31.12.2017 in T€ Aktive latente Steuern Passive latente Steuern Bewertungsunterschiede Beteiligungen, Ausleihungen, Forderungen gegen Tochtergesellschaften 140 14.243 Verlustvorträge 1.553 0 Zwischensumme vor Saldierung 1.693 14.243 Saldierungsfähige Beträge -1.693 -1.693 Latente Steuern (nach Saldierung) 0 12.549 Hierfür wurden folgende zum Zeitpunkt der Auflösung zu erwartende Steuersätze angewandt: scroll in % 2017 2016 Gewerbesteuer 14,00 14,00 Körperschaftsteuer und Solidaritätszuschlag 15,83 15,83 Zum Bilanzstichtag sind in die Bildung der vorstehend ausgewiesenen aktiven latenten Steuern für Verlustvorträge, mit deren Nutzung innerhalb der folgenden fünf Geschäftsjahre zu rechnen ist, keine Bemessungsgrundlagen für die Gewerbesteuer und verrechenbare Verluste aus Tochtergesellschaften für die Körperschaftsteuer von T€ 9.816 eingeflossen. Verlustvorträge, für die die Voraussetzungen für die Bilanzierung aktiver latenter Steuern nicht gegeben sind, bestehen nicht. IV. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung Die nachfolgenden Ziffern sind bei den entsprechenden Positionen in der Gewinn- und Verlustrechnung angegeben. Sofern nicht weiter bezeichnet, erfolgen alle Angaben in T€. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren erstellt worden. 1. Umsatzerlöse Die Umsätze werden im Wesentlichen im Inland erbracht. Die Umsatzerlöse setzen sich zusammen aus den Erlösen aus dem Verkauf von Gesellschaftsanteilen an Windparks, aus Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Errichtung, der wirtschaftlichen Planung sowie der vertraglichen und rechtlichen Abwicklung, der Projektsteuerung, der Geschäftsführung in der Gründungsphase, den Vertriebs- und Werbemaßnahmen und der Beschaffung der Eigen- und Fremdmittel für die Windparkbetreibergesellschaften, aus Planungsleistungen zum Erhalt von Baugenehmigungen für Windparkprojekte sowie aus Buchführungserlösen und konzerninternen Erlösen für die Personalgestellung und Projektkoordination. scroll in T€ 2017 2016 Erlöse aus Errichtung, Planung, Vertrieb 19.313 46.874 Verwaltung, Personalgestellung 5.149 4.566 Buchführung 199 209 Erlöse 24.662 51.649 2. Sonstige betriebliche Erträge Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Erträge aus Wertaufholungen im Finanzanlagevermögen (Zuschreibungen) 539 514 Erträge aus Währungsumrechnungen 387 883 Auflösung von Rückstellungen 83 1.836 Übrige betriebliche Erträge 83 57 Fördermittel 38 0 Versicherungsentschädigungen 25 17 Sonstige betriebliche Erträge 1.154 3.307 In den sonstigen betrieblichen Erträgen sind als wesentliche periodenfremde Erträge die Auflösung von Rückstellungen sowie die Erträge aus Wertaufholungen im Finanzanlagevermögen (Zuschreibungen) zu nennen. 3. Materialaufwand Die Aufwendungen für bezogene Leistungen im Zusammenhang mit der Windparkprojektplanung (Gutachten, Planungskosten, öffentliche Gebühren usw.) betragen im Geschäftsjahr T€ 11.063 (Vorjahr T€ 6.969). 4. Sonstige betriebliche Aufwendungen Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten im Wesentlichen Rechts- und Beratungskosten, Prozesskosten, allgemeine Verwaltungskosten, projektbezogene Aufwendungen sowie Werbe- und ähnliche Kosten. scroll in T€ 2017 2016 Verwaltung und übrige Kosten 1.443 1.355 Vertriebskosten 1.322 450 Rechts- und Beratungskosten, Prozesskosten 1.094 963 Raumkosten 529 468 Projektbezogene Aufwendungen 215 868 Versicherungen, Gebühren, Beiträge 164 262 Reisekosten Arbeitnehmer 89 69 Aufwendungen aus Kursdifferenzen 41 0 Sonstige betriebliche Aufwendungen 4.898 4.435 5. Erträge aus Beteiligungen Die Erträge resultieren aus Gewinnzuweisungen von Tochtergesellschaften der Energiekontor AG. 6. Erträge und Aufwendungen aus Ergebnisabführungsverträgen verbundener Unternehmen Die Erträge resultieren aus der Ergebnisabführung der mit einem Gewinnabführungs- und Beherrschungsvertrag mit der Gesellschaft verbundenen Tochtergesellschaft Energiekontor Infrastruktur und Anlagen GmbH. 7. Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens Hier sind die aus den langfristigen Ausleihungen an Tochtergesellschaften erzielten Zinserträge ausgewiesen. 8. Abschreibungen auf Finanzanlagen Abschreibungen auf Anteile an Tochtergesellschaften waren im Berichtsjahr in Höhe von T€ 350 vorzunehmen (Vorjahr T€ 3.768). Auf Ausleihungen an verbundene Unternehmen wurden im Berichtsjahr Abschreibungen in Höhe von T€ 162 vorgenommen (Vorjahr T€ 0). 9. Zinsergebnis Das Zinsergebnis entwickelte sich wie folgt: scroll in T€ 2017 2016 Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 320 576 davon von verbundenen Unternehmen 149 261 Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 354 99 davon von verbundenen Unternehmen 277 37 Zinsen und ähnliche Aufwendungen -1.549 -1.733 davon an verbundene Unternehmen -216 -125 Zinsergebnis -875 -1.058 10. Steuern vom Einkommen und Ertrag Für das Geschäftsjahr 2017 ergibt sich für den Organkreis eine Gesamtsteuerbelastung (Körperschaft- und Gewerbesteuer) in Höhe von T€ 6.654 (Vorjahr T€ 10.905). Dieser Steueraufwand betrifft in Höhe von T€ 1.539 (Vorjahr T€ 10.478) das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit und in Höhe von T€ 148 (Vorjahr T€ 20) Steuerzahlungen für frühere Jahre. Der Gesamtaufwand setzt sich wie folgt zusammen: scroll in T€ 2017 2016 Tatsächlicher Steueraufwand 1.687 10.498 Latenter Steueraufwand 4.968 407 Steueraufwand 6.654 10.905 V. Sonstige Angaben 1. Mitarbeiter Im Geschäftsjahr wurden bei der Energiekontor AG ohne Berücksichtigung der Auszubildenden im Jahresdurchschnitt 129 (Vorjahr 117) Angestellte beschäftigt. 2. Organmitglieder und -bezüge, Anteilsbesitz 2.1. Vorstand Mitglieder des Vorstands waren während des Geschäftsjahres: ― Dipl.-Kaufm. Peter Szabo, Kaufmann, Oldenburg ― Dipl.-Ing. Günter Eschen, Ingenieur, Saterland ― Dipl.-Ing. Torben Möller, Ingenieur, Achim (seit dem 1. Juli 2017) Jedes Vorstandsmitglied vertritt die Gesellschaft gemeinsam mit einem anderen Vorstandsmitglied oder einem Prokuristen. Die Befreiung von den Beschränkungen des § 181 BGB ist erteilt. Die Mitglieder des Vorstands erhielten im Geschäftsjahr 2017 Gesamtbezüge für ihre Tätigkeit in Höhe von T€ 975 (Vorjahr T€ 873). Der variable Anteil hiervon beträgt T€ 355 (Vorjahr T€ 344). Auf den Vergütungsbericht im Lagebericht wird im Übrigen verwiesen. In der ordentlichen Hauptversammlung vom 26. Mai 2016 wurde beschlossen, von der in den §§ 286 Abs. 5, 314 Abs. 3 HGB vorgesehenen Opt-out-Möglichkeit Gebrauch zu machen. Auf Grundlage dieses Beschlusses ist die in § 285 Satz 1 Nr. 9 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB sowie § 314 Abs. 1 Nr. 6 Buchstabe a) Satz 5 bis 8 HGB geregelte Offenlegung der Bezüge jedes einzelnen Vorstandsmitglieds in den Jahresabschlüssen und Konzernabschlüssen der Gesellschaft für die Geschäftsjahre bis einschließlich 2020 entbehrlich. 2.2. Aufsichtsrat Mitglieder des Aufsichtsrats waren: ― Dipl.-Wirtsch.-Ing. Dr. Bodo Wilkens, Ingenieur, Darmstadt, Vorsitzender Herr Dr. Wilkens bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft: Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen (Vorsitz) ― Günter Lammers, Kaufmann, Geestland, stellvertretender Vorsitzender Herr Lammers bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft: Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen ― Dipl.-Volkswirt Darius Oliver Kianzad, Unternehmensberater, Essen Herr Kianzad bekleidet außerdem ein Aufsichtsratsamt bei folgender, nicht börsennotierter Gesellschaft: Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben im Berichtsjahr wie im Vorjahr T€ 90 an Aufsichtsratsvergütungen bezogen. Die Aufsichtsratsmitglieder Dr. Wilkens und Lammers haben daneben Beraterverträge mit der Gesellschaft abgeschlossen, die ein jährliches Honorar in Höhe von jeweils T€ 60 wie im Vorjahr vorsehen. 2.3. Beteiligungsbesitz der Organmitglieder Die Organmitglieder waren am 31. Dezember 2017 wie folgt an der AG beteiligt: scroll Name, Funktion Aktien (Stück) Dr. Bodo Wilkens (Aufsichtsratsvorsitzender) 3.759.835 Günter Lammers (stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender) 3.752.474 2.4. Sonstiges Die Mitglieder von Organen der Energiekontor AG sowie alle Organe der verbundenen Unternehmen im In- und Ausland werden von der Energiekontor AG beziehungsweise den verbundenen Unternehmen von Ansprüchen Dritter im gesetzlich zulässigen Rahmen freigestellt. Zu diesem Zweck unterhält die Gesellschaft eine Vermögensschaden-Haftpflicht-Gruppenversicherung für Organmitglieder und Geschäftsführer des Energiekontor-Konzerns. Sie wird jährlich abgeschlossen beziehungsweise verlängert. Die Versicherung deckt das persönliche Haftungsrisiko für den Fall ab, dass der Personenkreis bei Ausübung seiner Tätigkeit für Vermögensschäden in Anspruch genommen wird. Im Geschäftsjahr wurden keine Geschäfte zu marktunüblichen Bedingungen mit nahestehenden Personen getätigt. Weder Organmitgliedern noch deren Angehörigen wurden Vorschüsse oder Kredite gewährt. 3. Angaben zu Tochtergesellschaften Tz VI. des Anhangs enthält eine Aufstellung zu den Unternehmen, an denen die Energiekontor AG unmittelbar oder mittelbar mehrheitlich beteiligt ist (Tochtergesellschaften bzw. verbundene Unternehmen gemäß § 271 Abs. 2 HGB). 4. Honorar für die Prüfung des Jahres- und des Konzernabschlusses Das Honorar für die Prüfung des Jahresabschlusses der Energiekontor AG unter Einbeziehung der Buchführung und des Lageberichts sowie das gemäß § 91 Abs. 2 AktG einzurichtende Überwachungssystem für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2017 sowie für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Lageberichts nach IFRS-Grundsätzen beträgt T€ 105 (Vorjahr T€ 100) sowie für andere Bestätigungsleistungen T€ 16 (Vorjahr T€ 0). 5. Erklärung nach § 161 AktG Der Vorstand und der Aufsichtsrat der Energiekontor AG haben im März 2017 die Erklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex im Sinne von § 161 AktG abgegeben und sie den Aktionären im Wege der Veröffentlichung auf der Homepage der Gesellschaft (www.energiekontor.de) im Internet zugänglich gemacht. 6. Offenlegung Der Jahresabschluss des Vorjahres wurde am 19. Juli 2017 im Bundesanzeiger offengelegt. 7. Befreiungswahlrechte nach §§ 264 Abs. 3 bzw. 264b HGB In Anwendung der §§ 264 Abs. 3 bzw. 264b HGB verzichten die Tochtergesellschaften, die in den Konzernabschluss im Wege der Vollkonsolidierung einbezogen werden und die weiteren gesetzlichen Voraussetzungen erfüllen, auf die Offenlegung ihrer Jahresabschlussunterlagen. Die Energiekontor AG hat der Befreiung zugestimmt. Die entsprechenden Beschlüsse werden nach § 325 HGB im Bundesanzeiger offengelegt. Die befreiten Tochtergesellschaften sind im Konzernabschluss angeführt. 8. Nachtragsbericht Im Jahr 2018 wird die Energiekontor AG unter der Wertpapierkennnummer (WKN) A2E4HA eine weitere in 9.000 auf den Inhaber lautende Teilschuldverschreibungen von je € 1.000 (Mindestzeichnung € 3.000) eingeteilte konvertible Anleihe im Umfang von T€ 9.000 ausgeben. Die Anleger erhalten eine Verzinsung von 4,0 Prozent des Nennwerts des gezeichneten Kapitals. Die Anleihe beginnt am 1. Februar 2018 und ist am 31. Januar 2023 zur Rückzahlung mit dem Nennwert fällig. Die ausgewiesene Anleihe ist zum Bilanzstichtag noch nicht bilanziert. Anfang Februar 2018 hat die Energiekontor AG mit der Inbetriebnahme der letzten von drei Anlagen den Bau des Windparks Hammelwarder Moor (10,2 MW) abgeschlossen. Auch der Solarpark Garzau-Garzin (10 MW) konnte im März 2018 fertiggestellt und in Betrieb genommen werden. Außerdem hat Energiekontor im Februar 2018 mit der Errichtung des Windparks Bremen-Hemelingen (12,8 MW) sowie der Einzelanlage Debstedt II (4,5 MW) begonnen. Bei der Einzelanlage Debstedt II handelt es sich um die Erweiterung des bereits 2016 mit drei Anlagen veräußerten und in Betrieb genommenen Repowering-Windparks Debstedt. Damit realisiert Energiekontor die letzten beiden Projekte von denen, für die das Unternehmen noch bis Ende 2016 eine Genehmigung erlangt hatte und die damit unter das alte Tarifsystem gemäß der Übergangsregelung des EEGs 2017 fallen. In Großbritannien hat das Projekt Pencarreg mit insgesamt etwa 5 MW Leistung nach Einreichung mit optimierten Projektparametern im März 2018 die Genehmigung erhalten. Für ein weiteres Projekt mit insgesamt knapp 9 MW Leistung wurde ebenfalls im März 2018 der Financial Close erreicht. Der Bau und die Inbetriebnahme des in der Grafschaft Kent südwestlich von London gelegenen Windparks sollen noch im laufenden Geschäftsjahr 2018 abgeschlossen werden. 9. Gewinnverwendungsvorschlag Aus dem Jahresüberschuss 2017 in Höhe von € 15.513.042,17 sowie den Einstellungen in die Gewinnrücklagen durch Beschluss des Vorstands und Aufsichtsrats vom 9. April 2018 in Höhe von € 6.766.146,17 ergibt sich ein Bilanzgewinn der Energiekontor AG in Höhe von € 8.746.896,00. Vorstand und Aufsichtsrat schlagen vor, aus dem Bilanzgewinn für das Geschäftsjahr 2017 in Höhe von € 8.746.896,00 (a) einen Betrag von € 8.746.896,00 zur Zahlung einer Dividende von € 0,60 je dividendenberechtigter Stückaktie zu verwenden und (b) den aus der Dividendenausschüttung gemäß lit. a) auf eigene Aktien rechnerisch entfallenden Betrag auf neue Rechnung vorzutragen. Die Ausschüttung entspricht einer Dividende von € 0,60 je Stückaktie auf das gezeichnete Kapital von € 14.578.160,00, eingeteilt in 14.578.160 Stückaktien. VI. Anteilsbesitz Unmittelbarer und mittelbarer Beteiligungsbesitz der Energiekontor AG scroll Name der Gesellschaft Anteile in % Ergebnis 2017 in T€2 Eigenkapital 31.12.2017 in T€1 Construtora da nova Energiekontor - Parquet Eólicos, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal 100,00 % -3 65 EER GbR, Worpswede7 28,60 % 0 100 EK HDN Projektentwicklung GmbH & Co. KG, Bremen5 100,00 % -1 0 Energiekontor UK WI EXT GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 9 Energiekontor - WSB - GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 327 24 Energiekontor Anlagen GmbH & Co. Offshore KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiekontor Aufwind 1 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 10 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 11 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 12 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 13 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 14 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 15 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 2 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 3 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 4 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 5 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 6 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 7 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 8 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind 9 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiekontor Aufwind GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 4 Energiekontor Finanzanlagen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 164 Energiekontor Finanzanlagen II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 30 318 Energiekontor Finanzanlagen III GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 50 296 Energiekontor Finanzanlagen IV GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 100 255 Energiekontor Finanzanlagen V GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -82 17 Energiekontor Finanzierungsdienste GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -18 928 Energiekontor Finanzierungsdienste II GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -1 Energiekontor Finanzierungsdienste III GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 1 Energiekontor Finanzierungsdienste IV GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 2 Energiekontor Finanzierungsdienste V GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 5 Energiekontor Finanzierungsdienste VI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 5 Energiekontor Finanzierungsdienste-Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -3 Energiekontor Guardao GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 -9 Energiekontor Guardao GmbH & Co. WP GU KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor III Energias Alternativas, Unipessoal Lda., Lissabon, Portugal 100,00 % 6 -33 Energiekontor Infrastruktur Solar GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 25 Energiekontor Infrastruktur und Anlagen GmbH, Bremerhaven3 ,4 100,00 % 0 26 Energiekontor Innovations GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 90 107 Energiekontor Mafomedes GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 2 Energiekontor Mafomedes GmbH & Co. WP MF KG, Bremerhaven5 97,90 % -1.620 -1.644 Energiekontor Mafomedes ÜWP MF GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -149 37 Energiekontor Management 1 GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 5 Energiekontor Management GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -123 -155 Energiekontor Management Hagen 1 GmbH, Hagen4 100,00 % -1 5 Energiekontor Management Hagen GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -4 -4 Energiekontor Montemuro GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 33 Energiekontor Montemuro GmbH & Co. WP MONT KG, Bremerhaven5 100,00 % -336 -3.690 Energiekontor NL B.V, Nijmegen, Niederlande 100,00 % -79 -78 Energiekontor Ocean Wind AG, Bremen4 100,00 % -2 41 Energiekontor Ocean Wind GmbH & Co. Projektentwicklungs KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Ocean Wind Verwaltungs GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 8 Energiekontor Offshore Anlagen GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 10 Energiekontor Offshore Bau GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Offshore GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 18 Energiekontor Ökofonds GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 28 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem I KG, Bremerhaven5 100,00 % -4 4.475 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. Tandem II KG, Bremerhaven5 100,00 % -4 2.189 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP 4 KG, Bremerhaven5 100,00 % -26 2.581 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP BD KG, Bremerhaven5 100,00 % -33 -1.276 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Elni KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP GEL KG, Hagen5 100,00 % 1 -1.817 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5 88,52 % 57 -1.850 Energiekontor Ökofonds GmbH & Co. WP Nordergründe KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Ökowind 11 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiekontor Ökowind 8 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiekontor Ökowind 9 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiekontor Ökowind GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 3 Energiekontor Penedo Ruivo GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 41 Energiekontor Penedo Ruivo GmbH & Co. WP PR KG, Bremerhaven5 100,00 % -224 -4.719 Energiekontor Portugal - Energia Eólica Lda., Lissabon, Portugal 99,00 % -253 1.554 Energiekontor Portugal Marao GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 36 Energiekontor Portugal Marao GmbH & Co. WP MA KG, Bremerhaven5 100,00 % -344 -3.860 Energiekontor Portugal Trandeiras GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 45 Energiekontor Schönberg GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -6 Energiekontor Seewind GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 6 Energiekontor Sobrado GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 24 Energiekontor Solar 1 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 2 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 3 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 4 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar 5 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Solar Bau GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 4 Energiekontor Solar GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -4 Energiekontor UK BU GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 2 Energiekontor UK Construction Ltd., Leeds, Großbritannien 100,00 % -87 4.428 Energiekontor UK FM GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 2 53 Energiekontor UK GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 44 Energiekontor UK HY 2 GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 2 Energiekontor UK HY GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -7 Energiekontor UK HY GmbH & Co. WP Hyndburn KG, Bremerhaven5 100,00 % 2.737 1.347 Energiekontor UK LI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -2 Energiekontor UK Ltd., Leeds, Großbritannien 100,00 % -1.913 8.130 Energiekontor UK NR GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 4 Energiekontor UK PE GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 7 Energiekontor UK WI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -7 Energiekontor UK WI GmbH & Co. Withernwick KG, Bremerhaven5 100,00 % 1.000 2.967 Energiekontor Umwelt GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 17 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP BRI KG, Bremerhaven5 100,00 % -117 -1.245 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP DE KG, Bremerhaven5 100,00 % 146 -1.477 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP GRE II KG, Bremerhaven5 96,19 % -34 -52 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SCHLO KG, Hagen5 100,00 % -18 -633 Energiekontor Umwelt GmbH & Co. WP SIE X KG, Bremerhaven5 100,00 % 104 -838 Energiekontor US Dakota WP 1 LLC, Dakota, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Holding Inc., Chicago, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Inc., Chicago, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 1 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 10 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 2 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 3 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 4 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 5 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 6 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 7 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 8 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor US Texas SP 9 LLC, Texas, USA 100,00 % 0 0 Energiekontor Windfarm GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 0 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 1 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 2 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm ÜWP ALU GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -106 -943 Energiekontor Windfarm ÜWP SCHLUE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windfarm ZWP THÜ GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -1.239 -3.897 Energiekontor Windinvest 22 GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windinvest GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 -3 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP KRE KG, Hagen5 100,00 % 147 2.464 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ÜWP LE KG, Hagen5 100,00 % -411 -1.035 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP BE KG, Hagen5 100,00 % 14 463 Energiekontor Windinvest GmbH & Co. ZWP Langendorf KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windkraft GmbH, Bremerhaven4 100,00 % 0 207 Energiekontor Windkraft GmbH & Co. WP NL KG, Bremerhaven5 51,32 % 329 247 Energiekontor Windpark BRW 1 GmbH & Co. WP I KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windpark GmbH & Co. Giersleben KG, Hagen5 100,00 % -907 -4.231 Energiekontor Windpower GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 -9 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % -13 692 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP B KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 13 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP ENG KG, Hagen5 100,00 % 5 1.337 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP GRE II KG, Bremerhaven5 100,00 % 5 393 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN II KG, Hagen5 100,00 % 69 -691 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP HN KG, Hagen5 100,00 % 210 -1.777 Energiekontor Windpower GmbH & Co. ÜWP OE-Osterende KG, Hagen5 100,00 % 181 44 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 20 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 7 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP BRIEST II KG, Bremerhaven5 100,00 % 5 -643 Energiekontor Windpower GmbH & Co. WP KJ KG, Hagen5 100,00 % -64 -88 Energiekontor Windpower Improvement GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -37 430 Energiekontor Windregion GmbH, Hagen4 100,00 % -4 2 Energiekontor Windstrom GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 0 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. UW Uthlede-Süd KG, Bremerhaven5 100,00 % -34 -79 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP HW KG, Hagen5 100,00 % -1.919 -5.458 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ÜWP KRE II KG, Hagen5 100,00 % -273 -1.301 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 15 KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. WP 5 KG, Bremerhaven5 100,00 % 36 -79 Energiekontor Windstrom GmbH & Co. ZWP HÖ KG, Hagen5 100,00 % -397 -1.512 Energiekontor Windstrom ÜWP SCHWA GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -24 -113 Energiekontor Windstrom ZWP PR GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -121 -608 Energiekontor WPI GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -3 3 Energiepark Beerfelde GmbH & Co. WP BF II KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Bramstedt GmbH & Co. WP BRA KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Bultensee WP BULT GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Debstedt 2 RE WP DE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -150 -150 Energiepark Eggersdorf GmbH & Co. WP EGG KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Elstorf NDS WP ELS GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Erfstadt-Erp I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Erfstadt-Erp II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Flögeln Stüh GmbH & Co. WP FLÖ KG, Bremerhaven5 100,00 % 564 1.603 Energiepark Garzau-Garzin SP GG GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -66 -66 Energiepark Hammelwarder Moor BGWP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Hammelwarder Moor WP HAM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -578 -578 Energiepark Hemelingen WP HEM GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Jacobsdorf WP Jaco GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Karstädt SP KA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Krempel GmbH & Co. RE WP KRE KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Kreuzau WP ST GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -183 -188 Energiepark Niederzier WP ST I GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -194 -193 Energiepark Solar GmbH & Co. SP Berlin KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark Solar GmbH & Co. SP Worms KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark Stinstedt WP STIN GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 0 Energiepark UK GA GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 -1 Energiepark UK NR GmbH & Co. KG, Hagen5 100,00 % -1 0 Energiepark UK PE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 75,00 % -1 -1 Energiepark UK WI EXT GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 0 Energiepark UK WP HY II GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Waldenrath WP HE GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -386 -389 Energiepark Waldfeucht WP SeBo GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % -1 -1 Energiepark Winterberg-Altenfeld WP WA GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark WP Bützfleth GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Energiepark WP Völkersen GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Hafen Wind Hamburg GmbH & Co. KG, Bremerhaven5 100,00 % 0 -1 Infrastrukturgemeinschaft Flögeln GbR, Bremerhaven6 50,00 % 0 0 Nordergründe Treuhand GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -1 4 Windpark Flögeln GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -4 -5 WPS-Windkraft GmbH, Bremerhaven4 100,00 % -2 1 Netzanschluss Badingen GbR, Bremerhaven6 37,29 % -11 269 Netzanschluss Mürow Oberdorf GbR, Bremerhaven6 30,19 % -175 -160 Netzanschluß Stadorf GbR, Cuxhaven6 50,00 % 0 1.064 1) Handelsrechtliches Eigenkapital 2) Handelsrechtliches Jahresergebnis, ggf. nach Durchführung des Ergebnisabführungsvertrags (EAV) mit der Energiekontor AG 3) Mit diesen Gesellschaften hat die Energiekontor AG einen Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrag geschlossen. 4) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist 5) Tochtergesellschaft in der Rechtsform der GmbH & Co. KG bzw. UG & Co. KG, die von der Veröffentlichungspflicht befreit ist 6) Gemeinschaftsunternehmen (joint operation) 7) Assoziiertes Unternehmen, Bilanzierung at equity Bremen, 9. April 2018 Peter Szabo, Vorstandsvorsitzender Günter Eschen, Vorstand Torben Möller, Vorstand Bestätigungsvermerk DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS An die Energiekontor AG, Bremen Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts Prüfungsurteile Wir haben den Jahresabschluss der Energiekontor AG, Bremen - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2017 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der Energiekontor AG für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017, der mit dem Konzernlagebericht der Energiekontor AG zusammengefasst ist, geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse ― entspricht der beigefügte Jahresabschluss in allen wesentlichen Belangen den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gesellschaft zum 31. Dezember 2017 sowie ihrer Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017 und ― vermittelt der beigefügte zusammengefasste Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft. In allen wesentlichen Belangen steht dieser zusammengefasste Lagebericht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts geführt hat. Grundlage für die Prüfungsurteile Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht zu dienen. Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des Jahresabschlusses Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Jahresabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2017 bis zum 31. Dezember 2017 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Jahresabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. 1. Umsatzrealisierung und Periodenabgrenzung Wir verweisen auf den Anhang, Punkt IV 1. "Umsatzerlöse". In den Umsatzerlösen sind alle zum Bilanzstichtag erbrachten Leistungen enthalten. Hierbei handelt es sich vorwiegend um Honorare für Planungsleistungen, Erlöse aus dem Verkauf von Anteilen an Windparkbetreibergesellschaften sowie konzerninterne Erlöse für die Verwaltungsarbeit und Personalgestellung. Das Risiko für den Jahresabschluss Wir sehen im Bereich der Planungsleistungen für Gründung, Vertrieb und Kapitalbeschaffung, wirtschaftliche und rechtliche Planung, das Risiko einer wesentlich falschen Darstellung einschließlich des möglichen Risikos, dass Führungskräfte Kontrollen umgehen, und damit einen besonders wichtigen Prüfungssachverhalt, da die Planungshonorare an die Projektgesellschaften (Wind- bzw. Solarparkbetreibergesellschaften) erst abgerechnet werden können, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt und vertragsgemäß die Planungsleistungen erbracht sind. Aufgrund der Größe der Projekte hätte die unzutreffende Periodenzuordnung bereits eines zu früh oder zu spät abgerechneten Dienstleistungspakets signifikante Auswirkungen auf die Umsatzerlöse und das Ergebnis. Unsere Vorgehensweise in der Prüfung Im Rahmen unserer Prüfung haben wir uns mit den unternehmensintern festgelegten Methoden, Verfahren und Kontrollmechanismen in den verschiedenen Phasen des Projektmanagements auseinandergesetzt. Bei den großen Projekten haben wir bei einem Abrechnungszeitpunkt im letzten Quartal vor und dem ersten Quartal nach dem Bilanzstichtag geprüft, ob die Voraussetzungen für eine Umsatzrealisierung erfüllt sind. Dabei werden Projektierungs- und Finanzierungsverträge eingesehen, um den Stichtag der Leistungserbringung und damit die korrekte Umsatzrealisierung sicherzustellen. Unsere Schlussfolgerungen Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich keine Einwendungen hinsichtlich der Umsatzerlöse und der Periodenabgrenzung ergeben. 2. Wertberichtigungen auf Anteile an verbundenen Unternehmen Die Gesellschaft bilanziert Beteiligungen an über 150 verbundenen Unternehmen. Die wesentlichen Buchwerte betreffen Betreibergesellschaften, deren wesentliches Vermögen und Schulden in Windkraftanlagen bzw. deren Finanzierung besteht. Wir verweisen auf den Anhang, Punkt III. 1.3. "Finanzanlagen". Das Risiko für den Jahresabschluss Anteile an verbundenen Unternehmen werden grundsätzlich zu den Anschaffungskosten, gegebenenfalls vermindert um Abschreibungen auf den niedrigeren beizulegenden Wert, angesetzt. Die beizulegenden Werte werden im Rahmen von Impairmenttests überprüft, die auf verschiedenen wertbestimmenden Faktoren basieren wie z. B. Laufzeit der Pachtverträge, anschließende Weiternutzung einschließlich Repowering, Einnahmen- / Ausgabenrechnung einschließlich Strompreisänderungen und Windaufkommen sowie Finanzierungskosten. Die Ermittlung dieser wertbestimmenden Faktoren beinhaltet in hohem Maße Ermessensentscheidungen und Unsicherheiten. Es besteht das Risiko für den Abschluss, dass die zukünftigen Zahlungsströme oder die sonstigen Parameter nicht richtig eingeschätzt werden und / oder die Wertermittlung fehlerhaft erfolgt und damit die Wertberichtigungen nicht oder nicht in ausreichender Höhe berücksichtigt werden. Unsere Vorgehensweise in der Prüfung Die geplanten Erlöse sind das Produkt aus verkauften Strommengen und dem Preis für eine Kilowattstunde (kWh). Dabei haben wir die Preise mit Vertragsunterlagen abgestimmt. Soweit die Laufzeit über das Vertragsende hinausgeht, haben wir die Preise - auch unter Berücksichtigung von einem möglichen Repowering - analytisch geprüft. Die Verkaufsmengen haben wir auf der Basis von Erfahrungswerten aus der Vergangenheit auf Plausibilität hin überprüft. Die Planaufwendungen haben wir analytisch und in Stichproben in Abgleich mit der zugrunde liegenden Finanzierung geprüft. Den Diskontierungszins, einen unternehmensindividuell gewichteten Mischsatz aus Eigen- und Fremdkapitalfinanzierung (WACC), haben wir detailliert nachvollzogen. Das mathematische Rechenmodell haben wir überprüft und für einzelne Beteiligungen in Stichproben nachgerechnet. Unsere Rückfragen haben wir direkt mit der kaufmännischen Geschäftsführung diskutiert. Unsere Schlussfolgerungen Die Ermittlungsmethode sowie die getroffenen Annahmen sind sachgerecht. 3. Bewertung Vorräte Wir verweisen auf den Anhang, Punkt III. 2.1. "Vorräte". Bei den unfertigen Erzeugnissen und Leistungen handelt es sich um aktivierte Planungsleistungen für zu realisierende Wind- und Solarparkprojekte. Mit Erbringung der Planungsleistungen und Realisierung der Planungshonorare werden die entsprechenden Vorräte bestandsmindernd verbraucht. Die Werthaltigkeit der Vorräte ist grundsätzlich abhängig von der zukünftigen Realisierung dieser Projekte. Soweit der Wahrscheinlichkeitsgrad bezüglich der Realisierung von aktivierten Projekten sinkt, erfolgen gegebenenfalls Abschreibungen auf die diesen Projekten zugeordneten Planungsleistungen. Das Risiko für den Jahresabschluss Wir sehen im Bereich der Bewertung von Vorräten das Risiko einer wesentlich falschen Darstellung, weil nicht alle oder zu viele Kosten auf die Projekte erfasst wurden. Weiterhin besteht das Risiko, dass ein Projekt nicht realisiert werden kann und erforderliche Abschreibungen nicht vorgenommen wurden. Aussagen bezüglich der Realisierbarkeit beinhalten Ermessensentscheidungen und Unsicherheiten. Unsere Vorgehensweise in der Prüfung Im Rahmen unserer Prüfung haben wir uns mit dem Prozess der Erfassung von Zeiten auf die Projekte und deren Bewertung sowie der Erfassung von weiteren internen und externen Kosten auseinandergesetzt. Die einzelnen Projekte haben wir durch Einsicht in Unterlagen und Protokolle dahingehend geprüft, ob eine Realisierung geplant und realistisch ist oder ob Abschreibungen auf die diesen Projekten zugeordneten Planungsleistungen vorgenommen wurden. Schlussfolgerungen Aus unseren Prüfungshandlungen haben sich keine Einwendungen gegenüber der Bewertung der im Bestand befindlichen Vorräte ergeben. Sonstige Informationen Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen: ― die Erklärung zur Unternehmensführung sowie den Bilanzeid der gesetzlichen Vertreter und ― die übrigen Teile des Geschäftsberichts, mit Ausnahme des geprüften Jahresabschlusses und zusammengefassten Lageberichts sowie unseres Bestätigungsvermerks. Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab. Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen ― wesentliche Unstimmigkeiten zum Jahresabschluss, zum zusammengefassten Lagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder ― anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den zusammengefassten Lagebericht Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen. Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des zusammengefassten Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im zusammengefassten Lagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und ob der zusammengefasste Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und zusammengefassten Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus ― identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Jahresabschluss und im zusammengefassten Lagebericht, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können. ― gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Jahresabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme der Gesellschaft abzugeben. ― beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben. ― ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Jahresabschluss und im zusammengefassten Lagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass die Gesellschaft ihre Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann. ― beurteilen wir die Gesamtdarstellung, den Aufbau und den Inhalt des Jahresabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Jahresabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. ― beurteilen wir den Einklang des zusammengefassten Lageberichts mit dem Jahresabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage des Unternehmens. ― führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im zusammengefassten Lagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen. Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen. Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Jahresabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO Wir wurden von der Hauptversammlung am 23. Mai 2017 als Abschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 29. August 2017 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2014 als Abschlussprüfer der Energiekontor AG tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen. Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Daniel Scheffbuch. Stuttgart, den 9. April 2018 PKF Deutschland GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Ralph Setzer, Wirtschaftsprüfer Daniel Scheffbuch, Wirtschaftsprüfer IMPRESSUM Herausgeber Energiekontor AG Mary-Somerville-Straße 5 28359 Bremen Telefon: +49 421 3304 - 0 Telefax: +49 421 3304 - 444 [email protected] www.energiekontor.de Bildnachweis Thomas Kleiner, Bremen www.gfg-id.de Tristan Vankann, Bremen www.fotoetage.de Dr. Stefan Eckhoff, Energiekontor AG Konzept, Layout, Text und Satz IR-ONE, Hamburg www.ir-one.de Druck Zertani Die Druck GmbH, Bremen www.zertani.de Hinweis zu Pro-forma-Kennzahlen (EBIT, EBITDA, Cashflow) Die in diesem Bericht verwendeten Ergebnisgrößen EBIT und EBITDA sowie die Kennzahl Cashflow sind Beispiele sogenannter Pro-forma-Kennzahlen. Pro-forma-Kennzahlen sind nicht Bestandteil der nationalen Rechnungslegungsvorschriften, des HGB oder der internationalen Rechnungslegungsvorschriften nach den International Financial Reporting Standards (IFRS). Da andere Unternehmen mangels Legaldefinitionen dieser Begriffe die von der Energiekontor-Gruppe dargestellten Pro-forma-Kennzahlen möglicherweise nicht auf die gleiche Weise berechnen, sind die Pro-forma-Angaben der Energiekontor-Gruppe nur eingeschränkt mit so oder ähnlich benannten Angaben anderer Unternehmen vergleichbar. Die in diesem Geschäftsbericht genannten Pro-forma-Kennzahlen sollten daher nicht isoliert als Alternative zum Betriebsergebnis, Jahresüberschuss, Konzernüberschuss oder sonstigen ausgewiesenen Kenngrößen der Energiekontor-Gruppe betrachtet werden. Disclaimer Der vorliegende Bericht enthält zukunftsorientierte Aussagen. Dies sind Aussagen, die keine historischen Tatsachen darstellen, einschließlich Aussagen über Erwartungen und Ansichten des Managements der Energiekontor AG. Diese Aussagen beruhen auf gegenwärtigen Plänen, Einschätzungen und Prognosen des Managements der Gesellschaft. Anleger sollten sich nicht uneingeschränkt auf diese Aussagen verlassen. Zukunftsorientierte Aussagen stehen im Kontext ihres Entstehungszeitpunkts und ihres Entstehungsumfelds. Die Gesellschaft übernimmt keine Verpflichtung, die in diesem Bericht enthaltenen zukunftsorientierten Aussagen aufgrund neuer Informationen oder zukünftiger Ereignisse zu aktualisieren. Unberührt hiervon bleibt die Pflicht der Gesellschaft, ihren gesetzlichen Informations- und Berichtspflichten nachzukommen. Zukunftsorientierte Aussagen beinhalten immer Risiken und Ungewissheiten. Eine Vielzahl von Faktoren kann dazu führen, dass die tatsächlich eingetretenen und in Zukunft eintretenden Ereignisse erheblich von den im Bericht enthaltenen zukunftsorientierten Aussagen abweichen. ENERGIEKONTOR AG Mary-Somerville-Straße 5 28359 Bremen Telefon: +49 421 3304 - 0 Telefax: +49 421 3304 - 444 [email protected] www.energiekontor.de
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