PNE AG

Finanzbericht: 36086936

Cuxhaven

Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2024 bis zum 31.12.2024

BERICHT DES AUFSICHTSRATS

Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre,

die PNE AG hat ein sehr erfolgreiches Geschäftsjahr 2024 hinter sich. Auf die Herausforderungen des Markts hat das Unternehmen richtig reagiert und den nach wie vor bestehenden geopolitischen Herausforderungen getrotzt. Daraus resultiert ein positives Konzernergebnis (EBITDA), das deutlich über der Guidance liegt. Damit das so bleibt, justiert die PNE AG ihre Strategie als Clean Energy Solutions Provider. Die Segmente Projektentwicklung, Stromerzeugung und Services prägen dabei weiter die strategische Ausrichtung. Das Wachstum in der Stromerzeugung bremsen wir leicht ab und verkaufen etwas mehr Projekte als bisher. Auch in den Märkten, die bislang für den Aufbau des Eigenbetriebsportfolios vorgesehen waren. Das schafft ein robustes Wachstum, das durch Profitabilität und eine gesunde Bilanz geprägt ist. Der Weg, den wir nun eingeschlagen haben, ist richtig und erfolgversprechend.

Größere Veränderungen hat es 2024 im Vorstand und auch im Aufsichtsrat gegeben. Planmäßig hat Harald Wilbert den Posten des CEO von Jörg Klowat am 1 .April 2 024 übernommen. Nachdem unser langjähriger CEO Markus Lesser angekündigt hatte, das Unternehmen Mitte 2024aus persönlichen Gründen verlassen zu wollen, gab es ab 1. August 2024 eine Interimsphase. In dieser übernahm Per Hornung Pedersen die Rolle des CEOs und verließ daher den Aufsichtsrat. Auf die neu geschaffene Funktion des 000 rückte Roland Stanze - ein Urgestein der PNE mit langjähriger Erfahrung als Bereichsleiter. Diese Konstellation verband neue Impulse mit enormer Expertise aus dem Unternehmen und sorgte dafür, dass diese Veränderung gut gemeistert wurde. Im Aufsichtsrat übernahm in der Zeit Marc van't Noordende die Rotte des Vorsitzenden. Vorübergehend bestand der Aufsichtsrat daher nur aus sechs Mitgliedern. Zum 1. November 2024 war der Aufsichtsrat wieder komplett. Zunächst als Mitglied und ab 1. Januar 2025 als Vorsitzender stieß Dirk Simons hinzu. Wenige Tage später hatte auch die Interimsphase im Vorstand ein Ende. Heiko Wuttke übernahm zum 13. Januar 2025 die Funktion des Vorstandsvorsitzenden. Der Vorstand besteht seitdem aus vier Mitgliedern, denn Per Hornung Pedersen bleibt bis 31. März 2025 im Vorstand als Mitglied ohne spezielles Ressort. So ist eine gute Übergabe gewährleistet. Wir freuen uns auf die Zusammenarbeit mit Heiko Wuttke und sagen "Herzlich willkommen bei der PNE". Wir sind davon überzeugt, dass die drei Vorstände gemeinsam die PNE weiter voranbringen und die justierte Strategie erfolgreich umsetzen werden. Gemeinsam bringen sie dafür alle Voraussetzungen mit.

Wir danken Markus Lesser für die vielen erfolgreichen Jahre als Vorstandsvorsitzender und Mitglied des Vorstands sowie Jörg Klowat für die langjährige Tätigkeit als Finanzvorstand und weitere Unterstützung in beratender Funktion der PNE AG. Wir wünschen beiden für ihren weiteren beruflichen und persönlichen Weg alles erdenklich Gute. Ebenso danken wir Per Hornung Pedersen, der nicht nur in der Wechselphase Verantwortung für die PNE AG sowie ihre Mitarbeitenden übernommen hat und das Unternehmen erfolgreich durch diese Phase geführt hat. Auch in seiner Funktion als Vorsitzender des Aufsichtsrats von Mai 2017 bis Juli 2024 hat ersieh mit großem Engagement für die Belange der PNE eingesetzt und die Ausrichtung zum Clean Energy Solutions Provider maßgeblich vorangetrieben. Alles Gute für den weiteren Lebensweg.

Der Aufsichtsrat ist im Geschäftsjahr 2024 zu insgesamt 14 ordentlichen Sitzungen zusammengetreten, und zwar am 1 7. Januar (persönlich/Videokonferenz), 5. Februar (Videokonferenz), 7. März (persönlich/Videokonferenz), 15. März (persönlich/Videokonferenz), 6. Mai (Videokonferenz), 7. Mai (persönlich/Videokonferenz), 29. Mai (persönlich/Videokonferenz), 30. Mai (persönlich), 18. Juli (persönlich/Videokonferenz), 30. August (Videokonferenz), 9. September (persönlich/ Videokonferenz), 1 0. September (persönlich/Videokonferenz), 22. November (Videokonferenz) und 17. Dezember (persönlich/Videokonferenz). Die Aufsichtsratsmitglieder haben mit Ausnahme von Marc van't Noordende, Dr. Susanna Zapreva und Dirk Simons an allen Sitzungen teilgenommen. Marc van't Noordende, Dr. Susanna Zapreva und Dirk Simons waren bei einer Sitzung verhindert.

Schwerpunkte der Tätigkeit des Aufsichtsrats im Geschäftsjahr 2024 war der kontinuierliche Informationsaustausch mit dem Vorstand zu folgenden Themenstellungen:

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―	die Berichterstattung und die Beratungen über den Jahres- und Konzernabschluss zum 31. Dezember2023,
―	die Entwicklung auf den Energiemärkten insbesondere aufgrund der Auswirkungen des Kriegs in der Ukraine,
―	die Vorbereitung der Hauptversammlung vom 30. Mai 2024,
―	die Verabschiedung der Vergütungsberichte für Vorstand und Aufsichtsrat, die der Hauptversammlung vom 30. Mai 2024 zur Billigung vorgelegt wurden,
―	der stetige Informationsaustausch mit dem Vorstand hinsichtlich der Unternehmensführung in Zeiten der Energiekrise,
―	die mittelfristige Unternehmensplanung der PNE-Gruppe,
―	der Stand der Digitalisierung der PNE-Gruppe,
―	die Berichterstattung über die Entwicklung der taufenden und geplanten Geschäfte,
―	die Berichterstattung und Beratung bezüglich der unternehmensstrategischen Weiterentwicklung der Gesellschaft und der Analyse der Aktionärsstruktur,
―	die Beratung über Auswirkungen, die sich aus den Veränderungen der Märkte für erneuerbare Energien ergeben,
―	die Festlegung der für die erfolgsabhängige Vergütung der Vorstandsmitglieder maßgeblichen Ziele,
―	die Beschlussfassung über die Abgabe der Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex.

Besonders befasste sich der Aufsichtsrat dabei mit der strategischen Ausrichtung des Unternehmens und der künftigen Ausrichtung des Geschäftsmodells.

Der Aufsichtsrat verfügt der Empfehlung des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) entsprechend über eine ausreichende Zahl unabhängiger Mitglieder und hat sich bestätigen fassen, dass vieramtierende Mitglieder unabhängig sind.

Die Hauptversammlung am 30. Mai 2024 fand als reine Präsenzveranstaltung in Cuxhaven statt. Sie beschloss die Entlastung aller Aufsichtsratsmitglieder für das Geschäftsjahr2023. Um eine effiziente Wahrnehmung seiner Aufgaben sicherzustellen, hat der Aufsichtsrat einen Personalausschuss, einen Nominierungsausschuss und einen Prüfungsausschuss (Audit Committee) eingerichtet.

Der Personalausschuss tagte jeweils gemeinsam mit dem Nominierungsausschuss. Sie traten im Geschäftsjahr 2024 am 14. März (persönlich), 9. April (Videokonferenz), 29. Mai (persönlich/ Videokonferenz), 17. Juni (Videokonferenz) und 1 7. Juli (Videokonferenz) zu insgesamt fünf Sitzungen zusammen. Sämtliche Ausschussmitglieder haben jeweils an den Sitzungen teilgenommen.

Themen der Sitzungen waren unteranderem

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―	die Zielvereinbarungen der Vorstandsmitglieder,
―	die Nachbesetzung der Position des Vorstandsvorsitzenden und die Verhandlung eines Vorstandsdienstvertrags mit Heiko Wuttke,
―	die Verhandlung eines Vorstandsdienstvertrags mit Roland Stanze,
―	das Vergütungssystem sowie die Vorbereitung der Vorstands- und Aufsichtsratsvergütungsberichte,
―	die Anpassung der Organisationsstruktur zur Unterstützung der Unternehmensstrategie,
―	die Ernennung von Dirk Simons zum neuen Vorsitzenden des Aufsichtsrats.

Das Audit Committee trat am 14. März (persönlich/Videokonferenz), 7. Mai (persönlich/Videokonferenz), 12. August (Videokonferenz) und 5. November2024 (Videokonferenz) zu insgesamt vier Sitzungen zusammen. Sämtliche Ausschussmitglieder haben jeweils an den Sitzungen teilgenommen. Gegenstand dieser Sitzungen waren die Prüfung des Jahresabschlusses zum 31. Dezember 2023, die Erörterung des Halbjahresfinanzberichts und der Quartalsmitteilungen des Jahres 2024 sowie diesbezügliche Empfehlungen an den Aufsichtsrat, entsprechende Beschlüsse zu fassen.

Der Aufsichtsrat hat die ihm nach Gesetz, Satzung und Geschäftsordnung obliegenden Aufgaben wahrgenommen. Er hat den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens regelmäßig beraten und seine Tätigkeit überwacht. In alle Entscheidungen von grundlegender Bedeutung für das Unternehmen war der Aufsichtsrat unmittelbar eingebunden. Der Aufsichtsrat wurde regelmäßig durch schriftliche und in seinen Sitzungen durch schriftliche und mündliche Berichte des Vorstands zeitnah und umfassend über die aktuelle Geschäftsentwicklung sowie über die Vermögens-, Ertrags- und Finanzlage der Gesellschaft wie auch über die geplante Geschäftspolitik und weitere grundsätzliche Fragen der Unternehmensplanung, speziell in der Finanz-, Investitions- und Personalplanung, informiert. Vorstand und Aufsichtsrat haben über diese Themenkomplexe ausführlich beraten.

Der Aufsichtsrat hat zusätzlich Einsicht in die Bücher, Schriften und Vermögensaufstellungen genommen und diese geprüft. Ein besonderes Augenmerk lag dabei auch auf der künftigen Liquiditätsplanung und der Finanzierungsstruktur der PNEAG und des Konzerns. Darüber hinaus hat sich der Aufsichtsrat über seinen Vorsitzenden regelmäßig in Einzelgesprächen vom Vorstand informieren fassen.

Der Aufsichtsrat hat die aufgrund von Bestimmungen des Gesetzes, der Satzung und der Geschäftsordnung des Vorstands zustimmungspflichtigen Geschäfte und Maßnahmen eingehend geprüft und im Wege der Beschlussfassung entschieden.

Interessenkonflikte von Mitgliedern des Vorstands sowie des Aufsichtsrats sind im Berichtsjahr weder angezeigt worden noch erkennbar aufgetreten.

Der Jahresabschluss der PNE AG, der Konzernabschluss sowie die Berichte über die Lage der PN E AG und des Konzerns sind vom Vorstand zeitnah aufgestellt worden. Der von der Hauptversammlung am 30. Mai 2024 gewählte Abschlussprüfer, die KPMGAG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Bremen, hat diese zusammen mit der Buchführung geprüft und jeweils einen uneingeschränkten Bestätigungsvermerk zum Jahresabschluss und zum Konzernabschluss sowie zum zusammengefassten Lage- und Konzernlagebericht erteilt.

Der Vorstand hat zusätzlich einen Bericht über die Beziehungen der Gesellschaft zu verbundenen Unternehmen verfasst und zusammen mit dem vom Abschlussprüfer erstellten Prüfungsbericht dem Aufsichtsrat vorgelegt. Der Abschlussprüfer hat den folgenden Vermerk für den Bericht erteilt:

"Nach unserer pflichtmäßigen Prüfung und Beurteilung bestätigen wir, dass

1. die tatsächlichen Angaben des Berichts richtig sind,

2. bei den im Bericht aufgeführten Rechtsgeschäften die Leistung der Gesellschaft nicht unangemessen hoch war."

Den Auftrag zur Abschlussprüfung für das Geschäftsjahr 2024 hat der Aufsichtsrat nach Vorliegen der erforderlichen Unabhängigkeitserklärung am 20. Dezember2024 erteilt.

Der Aufsichtsrat hat dem Abschlussprüfer Schwerpunktthemen für die Abschlussprüfung der PNEAG und des Konzerns für das Geschäftsjahr 2024 vorgegeben.

Der Jahresabschluss für die PNE AG, der Konzernabschluss, der zusammengefasste Lage- und Konzernlagebericht 2024 der PNE AG, der Bericht über die Beziehungen der Gesellschaft zu verbundenen Unternehmen und die Prüfberichte des Abschlussprüfers lagen allen Aufsichtsratsmitgliedern rechtzeitig vor der Bilanzsitzung am 21. März 2025 vor. Die Unterlagen wurden in der Sitzung des Audit Committee am 21. März 2025 sowie in der Bilanzsitzung von den Mitgliedern des Aufsichtsrats umfassend geprüft und erörtert. Der Vorsitzende des Audit Committee hat dem Gesamtaufsichtsrat in der Bilanzsitzung einen Bericht über die Behandlung des Jahresabschlusses und des Konzernabschlusses sowie des Berichts über Beziehungen zu verbundenen Unternehmen nebst dessen Prüfbericht im Prüfungsausschuss gegeben. Vertreter des Abschlussprüfers haben an der Sitzung über die Berichterstattung zum Abschlussteilgenommen und über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfungen berichtet und gingen dabei insbesondere auf die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte (Key Audit Matters) und die vorgenommenen Prüfungshandlungen ein. Es bestanden keine Einwände. Alle Fragen des Aufsichtsrats wurden im Anschluss an die Berichterstattung vom Vorstand und vom Abschlussprüfer vollständig beantwortet. Der Aufsichtsrat hat nach eigener umfassender Prüfung des Jahresabschlusses, des Konzernabschlusses, des zusammengefassten Lage- und Konzernlageberichts und des Berichts über Beziehungen zu verbundenen Unternehmen (einschließlich der Schlusserklärung des Vorstands) sowie auf Basis der Empfehlungen des Prüfungsausschusses dem Ergebnis der Prüfungen durch den Abschlussprüfer zugestimmt.

Der Aufsichtsrat billigt daher den zum 31. Dezember 2024 aufgestellten Jahresabschluss der PNE AG unddenzum31. Dezember 2 024 aufgestellten Konzernabschluss. Der Jahresabschluss ist damit festgestellt. Den Vorschlag des Vorstands über die Gewinnverwendung hat der Aufsichtsrat unter Berücksichtigung der Interessen der Gesellschaft und der Aktionäre geprüft und sich diesem an geschlossen. Darüber hinaus hat sich der Aufsichtsrat auch der Schlusserklärung des Vorstands im Bericht über die Beziehungen der Gesellschaft zu verbundenen Unternehmen angeschlossen.

Die Regeln und Hindernisse, die eine Übernahme und Ausübung von Kontrolle der Gesellschaft durch Dritte erschweren können, sind vom Aufsichtsrat überprüft und bewertet worden. Der Aufsichtsrat hält insoweit keine Änderungen für erforderlich.

Für das Geschäftsjahr 2024 hat die PNE AG einen gesonderten Nichtfinanziellen Bericht zu erstatten. Der Aufsichtsrat hat sich mit dem vom Vorstand erstellten gesonderten Nichtfinanziellen Bericht zum 31. Dezember2024 befasst. Nach seiner Prüfung hatte der Aufsichtsrat keine Einwendungen.

Der Aufsichtsrat bedankt sich bei den Vorstandsmitgliedern sowie allen Mitarbeitenden der PNE-Gruppe für ihre besonders engagierte, verantwortungsvolle und erfolgreiche Arbeit im Geschäftsjahr2024.

Cuxhaven, 21. März 2025

Dirk Simons

1. GRUNDLAGEN DES KONZERNS

Die Unternehmensstruktur hat sich im Geschäftsjahr 2024 gegenüber dem 31. Dezember 2023 durch die erstmalige Einbeziehung von Gesellschaften und die Entkonsolidierung von veräußerten Gesellschaften verändert. Nähere Informationen hierzu finden sich im Konzernanhang unter dem Kapitel Konsolidierungskreis.

1.1 Geschäftsmodell

Die international tätige PNE-Gruppe ist einer der langjährigsten Entwickler von Projekten für saubere Energien an Land und auf See sowie Betreiber von Stromerzeugungsanlagen im Bereich der erneuerbaren Energien an Land (Eigenbetriebsportfolio). Ende 2024 ist die PNE-Gruppe in 14 Ländern auf vier Kontinenten operativ tätig.

Der Schwerpunkt der Geschäftstätigkeit liegt auf Windenergie- und Photovoltaikprojekten. Dabei vereint sich wirtschaftlicher Erfolg mit ökologischer Verantwortung. Die entwickelten Projekte werden an externe Kunden verkauft oder in das kontinuierlich wachsende Portfolio von Windparks im Eigenbetrieb übernommen.

Die Geschäftstätigkeit der Unternehmen der PNE-Gruppe unterteilt sich in die Segmente Projektentwicklung, Stromerzeugung und Services.

Segment Projektentwicklung

Das Segment Projektentwicklung umfasst die Entwicklung, Projektierung, Finanzierung und Realisierung von Windparks an Land (onshore) national und international (inkl. Repowering), die Projektierung von Windparks auf See (offshore) national und international sowie die Entwicklung von Photovoltaikprojekten national und international.

Kern der operativen Tätigkeit in diesem Segment ist die Sicherung geeigneter Standorte für Windpark- und Photovoltaikprojekte und deren anschließende Entwicklung und Projektierung sowie - vor allem bei Onshore-Projekten in Deutschland und zum Teil in Frankreich - auch deren schlüsselfertige Errichtung.

Die PNE-Gruppe veräußert sowohl Einzelprojekte als auch mehrere zu einem Portfolio gebündelte Windparks an Investoren oder übernimmt die Projekte in den Eigenbetrieb.

Windenergie an Land national

Die Entwicklung, Projektierung und Realisierung von Onshore-Windparks in Deutschland ist der Ursprung der geschäftlichen Aktivitäten der PNE-Gruppe und bildet auch heute einen wesentlichen Teil des Kerngeschäfts.

Im Rahmen ihrer Tätigkeiten im Bereich Windenergie an Land national verfolgt die PNE-Gruppe vorrangig das Ziel, möglichst kontinuierlich Windparks auf dem deutschen Festland bis zur Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) zu entwickeln und zu projektieren, um sie dann als Generalunternehmer über Subunternehmen zu errichten beziehungsweise errichten zu lassen und in Betrieb zu nehmen, bevor ein etwaiger Verkauf an einen Investor vollzogen wird oder das Projekt in den Eigenbetrieb übernommen wird.

Repowering

Auch beim Repowering von Windparks geht es grundsätzlich um die Entwicklung, Projektierung und Realisierung eines neuen Windparks. Die Besonderheit besteht aber darin, dass der neue Windpark einen bereits bestehenden Windpark ersetzt. Das Repowering gewinnt zunehmend an Bedeutung.

Windenergie an Land international

Die Aktivitäten der PNE-Gruppe im Bereich Windenergie an Land sind nicht auf Deutschland beschränkt. Die PNE-Gruppe ist in Frankreich und Polen sowie in Spanien, Kanada, Panama, Südafrika und in der Türkei tätig. Insgesamt ist die PNE-Gruppe damit in sieben internationalen Märkten vertreten.

Im Teilbereich Windenergie an Land international verfolgt die PNE-Gruppe bei den meisten Projekten das Ziel, Windparks zu entwickeln, zu projektieren und die Anteile an der Betreibergesellschaft - in der Regel vor dem Bau des Windenergieprojekts - an Investoren zu veräußern.

Photovoltaik national und international

Neben der Projektierung von Onshore-Windparks entwickelt die PNE-Gruppe auch Photovoltaikprojekte in Deutschland und in ausgewählten internationalen Märkten. Bei der Photovoltaikprojektentwicklung in Deutschland fokussiert sich die PNE-Gruppe sowohl auf Projekte nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) als auch mittels sogenannter Power Purchase Agreements (PPAs). Insgesamt verfolgt die PNE-Gruppe hierbei das Geschäftsmodell über die gesamte Wertschöpfungskette - von der Akquisition von Flächen bis hin zum späteren Betriebsmanagement von laufenden Photovoltaikanlagen.

Windenergie auf See national und international

Im Bereich Windenergie auf See betreibt die PNE-Gruppe international die genehmigungsrechtliche und die technische Entwicklung von Offshore-Windparkprojekten. Sofern die Projektflächen im Wege von Ausschreibungen oder Auktionen vergeben werden, umfasst die Entwicklung auch das Durchlaufen der je nach Ausschreibungsdesign zuvor erforderlichen Schritte. Im Falle eines erfolgreichen Zuschlags können dann grundsätzlich die weiteren Zulassungsschritte durchlaufen und beantragt werden.

Sonstige Projektierungen

Neben den Projektierungen von Wind- und Photovoltaikprojekten sieht PNE gute Entwicklungsmöglichkeiten unter anderem im Bereich von Power-to-X-Lösungen (PtX). Gerade in der Kombination von Entwicklungen mit Wind- und Photovoltaikprojekten verspricht sich PNE zusätzliche Geschäftschancen.

Segment Stromerzeugung

Im Segment Stromerzeugung ist die PNE-Gruppe als Stromerzeuger und Betreiber von Windparks als sogenannter Independent Power Producer (IPP) tätig. Zum Segment der Stromerzeugung gehören alle Tätigkeiten von Gesellschaften der PNE-Gruppe, die unmittelbar mit der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien befasst sind.

Nach dem jahrelang erfolgten Aufbau von Windparks für den Verkauf an Kunden arbeitet die PNE-Gruppe auch daran, bis Ende 2027 ein Eigenbetriebsportfolio mit Windparks und Photovoltaikanlagen von etwa 1,1 GW im Bau oder Betrieb zu erreichen. Die fertiggestellten Projekte, die nicht verkauft, sondern im Eigenbetrieb gehalten werden, sollen durch den Stromverkauf kontinuierliche Einnahmen im Konzern erzielen. Der Aufbau des Eigenbetriebs sorgt somit für eine Verstetigung der naturgemäß volatilen Cashflows der Projektentwicklung.

Der Eigenbetrieb soll hauptsächlich durch die Übernahme selbst entwickelter Projekte weiter ausgebaut werden. Darüber hinaus besteht grundsätzlich die Möglichkeit, den Eigenbetrieb durch den Zukauf von operativen Windparks und Photovoltaikanlagen, von Repowering-Projekten, durch Repowering von bereits im Eigenbetrieb befindlichen Projekten sowie durch Optimierung und Effizienzsteigerung bestehender Projekte auszubauen.

Neben Windparks umfasst das Segment Stromerzeugung das Holzheizkraftwerk (HKW) in Silbitz sowie Anteile an Kommanditgesellschaften, in denen künftige Projekte umgesetzt werden sollen.

Segment Services

Im Segment Services bietet die PNE-Gruppe sämtliche Dienstleistungen, die intern für die Projektentwicklung erforderlich sind, auch externen Kunden an. Unter dem Begriff "Life Cycle Services" beinhaltet das Angebot damit sowohl national als auch international alle Dienstleistungen entlang des Lebenszyklus eines Windparks oder einer Photovoltaikanlage. Dabei versteht sich das Segment Services als One-Stop-Shop für alle Dienstleistungen von der Projektentwicklung über den Betrieb bis zum Abbau oder Repowering.

Leistungen des Segments Services

Im Bereich "Wind und Sites Services" werden im Schwerpunkt gutachterliche Tätigkeiten (akkreditierte Gutachten) für eine erfolgreiche Projektentwicklung sowie weitere Dienstleistungen in Verbindung mit der Windmesstechnik angeboten.

Bei den "Energy Supply Services" liegt der Schwerpunkt des externen Geschäfts in der Vermittlung von Verträgen, die den Stromverkauf zwischen Anlagenbetreiber und Stromabnehmer nach Ablauf der Förderung unter dem EEG sichern ("POST-EEG-PPA-Verträge"). Weitere Aufgaben und Dienstleistungen umfassen unter anderem die Stromvermarktung für nationale und internationale Projekte außerhalb der Förderung, Absicherungsgeschäfte für Bestandsanlagen innerhalb des EEG sowie die Strommarktanalyse, Auktionen und Tender.

Der Bereich der Finanzdienstleistungen umfasst beispielsweise Finanzierungskonzepte, die Beschaffung der Eigen- und Fremdkapitalfinanzierung, Neu- und Restrukturierung vorhandener Finanzierungen, den Projektverkauf und die Begleitung der Projektprüfung sowie die sogenannte "Buyer und Vendor Due Diligence".

Das Baumanagement bietet Kunden folgende Dienstleistungen an: Übernahme der gesamtverantwortlichen Projektleitung von der Entwicklung bis zur Inbetriebnahme, Einkauf der "Turn Key"-Infrastruktur, Erstellung der Ausführungsplanung und der Ausschreibungsunterlagen, Verhandlung und Vergabe der Bau-/ Teilleistungen, Projekt- und Bauüberwachung sowie die Koordination sonstiger Ingenieur- und Prüfleistungen in der Bauphase.

Darüber hinaus gehört auch der Netzanschluss eines Energieparks - von der Erarbeitung der Antragsunterlagen über die Erstellung von Netzkonzepten und Anschlusslösungen, die Planung der kompletten Elektroinfrastruktur sowie die Planung und Umsetzung von Umspannwerken bis hin zu den Übergabe-, Trafo- und Schaltstationen - zum Leistungsspektrum.

Das technische Betriebsmanagement beinhaltet unter anderem eine 24/7-Fernüberwachung mit eigenem Leitstand, das Monitoring einzelner Windenergieanlagen und den Windparkbetrieb, die permanente Optimierung des Betriebs sowie die Überwachung von Fristen und Genehmigungsauflagen. Im Bereich des kaufmännischen Betriebsmanagements (Asset Management) sind die Schwerpunkte Finance und Accounting, Reporting und Controlling, Compliance und Shareholder Management.

Die im Segment Services angebotenen technischen Dienstleistungen umfassen für die Betriebssicherheit erforderliche technische Gutachten und Prüfungen sowie den Erhalt der Betriebserlaubnis und des technischen Zustands einer Wind- oder Photovoltaikanlage.

Weitere Dienstleistungen mit dem Fokus auf Arbeitssicherheit sind insbesondere die Betriebsmittelprüfung, die Windenergieanlagen-Sicherheitstechnik, die Erstellung von Zugangs- und Rettungskonzepten sowie Schulungsangebote mit arbeitssicherheitstechnischen Inhalten.

1.2 Ziele und Strategie

Im Rahmen der Unternehmensstrategie baut die PNE-Gruppe ihr Eigenbetriebsportfolio sowie ihr Produkt- und Dienstleistungsangebot kontinuierlich aus. Die PNE-Gruppe schafft dabei einen ausgewogenen Mix aus dem Ausbau des Eigenbetriebsportfolios und der Veräußerung von Projekten. Dabei liegt der Fokus auch auf weiteren Technologien und lukrativen Märkten. Mit dieser strategischen Ausrichtung will der Vorstand sowohl eine Verbesserung als auch eine Verstetigung der im Projektgeschäft naturgemäß sehr volatilen Ergebnisse erreichen. Dies ist vor allem am Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) zu messen. Die PNE AG hat mit wesentlichen Gesellschaften des Konzerns Ergebnisabführungsverträge geschlossen, sodass wesentliche Beteiligungsergebnisse bei der PNE AG ausgewiesen werden. Daher wird intern für die PNE AG das Ergebnis vor Steuern (EBT) als Steuerungsgröße verwendet. Eine weitere Kenngröße zur Erreichung der Ziele ist der Bestand an nationalen und internationalen Projekten in der Bearbeitung, also die Projektpipeline. Vor dem Hintergrund der Veränderungen in den Märkten und der zunehmenden Komplexität, beispielsweise durch verschärfte Genehmigungsauflagen oder stärkeren Wettbewerb, werden regelmäßig das Angebotsportfolio bei den Dienstleistungen, das Tempo des Aufbaus des Eigenbetriebsportfolios sowie die Lukrativität von Märkten überprüft und gegebenenfalls angepasst.

1.3 Steuerungssystem

Die Steuerung der PNE-Gruppe erfolgt über regelmäßige Erörterungen zwischen dem Vorstand und den Unternehmenseinheiten. Das interne Steuerungssystem umfasst alle Unternehmensbereiche. So können kurze Reaktionszeiten auf Veränderungen in allen Bereichen und auf allen Entscheidungsebenen der PNE-Gruppe gewährleistet werden. Bei wesentlichen ergebnisrelevanten Veränderungen wird unverzüglich an den Vorstand berichtet. Vorstandssitzungen finden regelmäßig statt.

Ausgangspunkt für die Steuerung des Gesamtkonzerns beziehungsweise der Unternehmenseinheiten sind die Zielvorgaben des Vorstands, die sich aus Vision, Mission und der Gesamtstrategie der PNE-Gruppe ableiten. Ein wesentliches Instrument für die Umsetzung der Ziele und Vorgaben ist die Gesamtheit an internen Regelungen der PNE-Gruppe.

Die Unternehmenseinheiten berichten monatlich über aktuelle Entwicklungen beziehungsweise Zielabweichungen. Darüber hinaus werden operative Frühindikatoren wie zum Beispiel Ankündigungen von Zinssatzänderungen kontinuierlich analysiert.

Zwischen dem Vorstand und den Geschäftsbereichen findet regelmäßig ein Austausch statt, bei dem ein Überblick über die jeweils aktuelle Markt- und Projektsituation gegeben wird. Darüber hinaus werden im Verlauf des Jahres unter anderem Schwerpunktthemen - wie die Festlegung der Strategie und deren systematische Umsetzung im Rahmen der Jahres- und Mittelfristplanung sowie die Zielvereinbarung und Zielerreichung - diskutiert.

Die Steuerung der Aktivitäten der operativen Einheiten erfolgt auf Basis der genannten Steuerungskennzahlen; dabei kommt vorrangig der Ergebnisgröße EBITDA (Konzernbetriebsergebnis (EBIT) zuzüglich Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte des Anlagevermögens und Sachanlagen sowie auf Geschäfts- oder Firmenwerte) vor dem Hintergrund des Portfolioaufbaus eine besondere Bedeutung zu, da dies aus Sicht des Vorstands die geeignete Größe zur Beurteilung der Ertragskraft der PNE-Gruppe ist. Weiterhin wird als nichtfinanzielle Steuerungsgröße im Konzern die Projektpipeline siehe Überblick über den Stand der Projektaktivitäten an Land der PNE-Gruppe in MW und MWp verwendet. Auf Basis der Steuerungskennzahlen im Konzern mit dem EBITDA und der Projektpipeline sowie bei der PNE AG mit dem EBT (Ergebnis vor Ertragsteuern und sonstigen Steuern) erfolgt in der PNE-Gruppe und der PNE AG der Vergleich des tatsächlichen Geschäftsverlaufs mit dem prognostizierten Geschäftsverlauf.

2. WIRTSCHAFTSBERICHT

2.1 Gesamtaussage des Vorstands

2024 hat sich der Geschäftsverlauf erfreulich positiv entwickelt.

Das Ziel, den Eigenbetrieb von Windparks kräftig auszubauen, hat die PNE-Gruppe weiter vorangetrieben. Zum 31. Dezember 2024 waren Windparks und das Holzheizkraftwerk Silbitz mit einer Leistung von 428,5 MW (Vorjahr: 375,4 MW) im Betrieb. Dazu kamen Windparks mit einer Leistung von 277,8 MW (Vorjahr: 281,3 MW) im Bau. Zusammen ergibt das 706,3 MW (Vorjahr: 656,7 MW) im Betrieb oder Bau. Einige dieser Projekte mit einer Leistung von derzeit rund 277,8 MW werden nach Inbetriebnahme in den Eigenbestand übernommen, andere im Bau befindliche Projekte sind bereits verkauft (102,3 MW) oder könnten in den Jahren 2025 oder 2026 verkauft werden. Die finale Zuordnung der Windparks zu Eigenbetrieb oder Verkauf wird erst nach der Inbetriebnahme der Windparks erfolgen.

Entsprechend dem Claim "pure new energy" hat sich die PNE-Gruppe über die Windenergie hinaus zu einem breit aufgestellten Anbieter von Lösungen für saubere Energien, einem sogenannten Clean Energy Solutions Provider, entwickelt. Zusätzlich zum Kerngeschäft, der Projektierung von Windparks an Land und auf See, wurde die Entwicklung von Photovoltaikprojekten national und international ausgeweitet und es wurden Lösungen im Power-to-X-Bereich konzipiert.

Die Segmentberichterstattung der drei Segmente Projektentwicklung, Stromerzeugung und Services spiegelt den gegenwärtigen Stand der Konzernaktivitäten wider.

Mit rund 69,0 Mio. Euro (Vorjahr: rund 39,9 Mio. Euro) wurde die Guidance für das Konzern-EBITDA zwischen 40 und 50 Mio. Euro im Geschäftsjahr 2024 deutlich überschritten.

Ziel für die Projektpipeline war es, die Pipeline für Windenergie an Land und Photovoltaik auch im Geschäftsjahr 2024 im Konzern mindestens konstant zu halten. Trotz der Realisierung und der Verkäufe von Projekten und Projektpipelines (Schweden und USA) konnte PNE die Pipeline fast konstant halten. Die Pipeline bis Ende 2024, also der Bestand von Windpark- und Photovoltaikprojekten in den verschiedenen Phasen der Entwicklung, hat sich gegenüber dem Vorjahr bei der Windenergie an Land von 9.177 MW auf 9.866 MW verbessert und bei der Photovoltaik von 7.424 MWp auf 6.486 MWp reduziert. Hinzu kommen 2.500 MW aus Windenergie auf See.

Die PNE AG auf Einzelebene hat im Geschäftsjahr 2024 ein EBT-Ergebnis von rund 11,4 Mio. Euro (Vorjahr: rund 34,3 Mio. Euro) erzielt.

2.2 Gesamtwirtschaftliche und branchenbezogene Rahmenbedingungen

Erneuerbare Energien und dabei vor allem Windenergie und Photovoltaik haben sich zu einer der wichtigsten Säulen der Stromerzeugung entwickelt. Seit 2000 hat die kumulierte installierte Leistung erneuerbarer Energien kontinuierlich zugenommen. Dies zeigt sich vor allem an der Entwicklung der Windenergie und der Photovoltaik. Nach Angaben der International Renewable Energy Agency (IRENA) 1 hat sich die weltweit installierte Nennleistung erneuerbarer Energien im Zeitraum von 2014 bis 2023 sehr positiv entwickelt. In diesem Zeitraum stieg die weltweit installierte Kapazität der Windenergie demnach von 349 GW auf 1.017 GW und die der Photovoltaik von 179 GWp auf 1.418 GWp. Der Zubau dauerte auch 2024 an. Für Deutschland hatte die Bundesregierung schon im Koalitionsvertrag deutlich erhöhte Ausbauziele für Photovoltaik sowie Windenergie an Land und auf See festgelegt, sodass der Ausbau in Deutschland anhält. Für Windenergie an Land sollen 2,0 % der Landesflächen ausgewiesen werden. Die Kapazitäten der Windenergie auf See sollen auf mindestens 30 GW bis 2030, auf 40 GW bis 2035 und auf 70 GW bis 2045 gesteigert werden. Das Ausbauziel für Photovoltaik wurde auf rund 215 GWp bis 2030 festgelegt.

Die Windenergie an Land verzeichnete 2024 in Deutschland einen Gesamtbestand von 28.766 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 63,5 GW (Vorjahr: 61 GW). 635 Windenergieanlagen (Vorjahr: 745) mit einer Nennleistung von 3,3 GW (Vorjahr: 3,6 GW) wurden an Land neu in Betrieb genommen. Gleichzeitig wurden 555 (Vorjahr: 423) alte Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von 706 MW (Vorjahr: 534 MW) stillgelegt.

Der deutsche Photovoltaikmarkt verzeichnete 2024 gegenüber dem Vorjahr einen Anstieg beim Zubau: Rund 1,1 Millionen Photovoltaikanlagen (Vorjahr: 1,1 Millionen) mit einer Nennleistung von 16,8 GWp (Vorjahr: 15,5 GWp) wurden in Betrieb genommen.

Um auf den globalen Märkten optimal positioniert zu sein, konzentriert sich die PNE-Gruppe auf die Entwicklung, die Errichtung sowie den Verkauf und den Betrieb von Windparks und Photovoltaikanlagen in ausgewählten Kernmärkten. Darüber hinaus werden erste Hybridprojekte entwickelt, in denen Wind und Photovoltaik kombiniert werden sollen.

1 Renewable Capacity Statistics 2024

2.3 Politische Rahmenbedingungen

Das auf der Weltklimakonferenz vereinbarte Ziel, die Kapazität der erneuerbaren Energien bis 2030 zu verdreifachen, rückt nach einer Analyse der Internationalen Energieagentur (IEA) in greifbare Nähe. Erwartet werde, dass die Kapazität bis 2030 um das 2,7-Fache ansteigt und fast die Hälfte des weltweiten Strombedarfs bis dahin mit erneuerbaren Energien abgedeckt wird, teilte die IEA in Paris mit. Die Klima- und Energiesicherheitspolitik zahlreicher Länder habe entscheidend dazu beigetragen, dass erneuerbare Energien zu wettbewerbsfähigen Kosten gegenüber fossil befeuerten Kraftwerken angeboten werden. Dies führe zu einer neuen Nachfrage aus dem privaten Sektor und den Haushalten, während industriepolitische Maßnahmen die Herstellung von Photovoltaikmodulen und Windturbinen förderten. Als Treiber des Anstiegs erneuerbarer Energien sieht die IEA die Entwicklung in China sowie den Ausbau der Photovoltaik.

Was die Technologien betrifft, so wird prognostiziert, dass allein auf die Photovoltaik 80 % des weltweiten Wachstums der erneuerbaren Kapazitäten bis 2030 entfallen werden. Und trotz der anhaltenden Herausforderungen sieht die IEA auch den Windsektor vor einem Aufschwung: Die Ausbaugeschwindigkeit werde sich zwischen 2024 und 2030 im Vergleich zum Zeitraum zwischen 2017 und 2023 verdoppeln.

Auch in Deutschland setzte sich im Berichtszeitraum der Ausbau der erneuerbaren Energien fort. Hauptpfeiler der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien waren auch im Jahr 2024 die Windenergie und die Photovoltaik. Zusammen sorgten beide Technologien für mehr als drei Viertel des Stroms aus regenerativen Quellen in Deutschland. Die installierte Leistung von Erneuerbare-Energien-Anlagen stieg laut Bundesnetzagentur (BNetzA) um knapp 20 GW auf eine Gesamtleistung von knapp 190 GW. Im Vergleich zum Vorjahr entspricht dies einer Steigerung von 12 %.

Gemessen an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland entfielen 254,9 TWh oder fast 60 % auf erneuerbare Energieträger. Gleichzeitig wurde so wenig Kohle verstromt wie seit Jahrzehnten nicht mehr.

Die geopolitische Lage war 2024 weiter angespannt. International blieben die Preise für fossile Brennstoffe volatil und trieben die Energiepreise wiederholt auf Höchststände. Die makroökonomische Stimmung weltweit war gedämpft mit einer nachlassenden, aber immer noch verhältnismäßig hohen Inflation im Vergleich zu den Jahren vor der Pandemie.

Die Rückkehr von Donald Trump als Präsident der USA zeichnete sich zum Ende des Jahres in der internationalen Handelspolitik ab. Die Ankündigung von Zöllen auf internationale Waren dürfte in Zukunft zu Spannungen auf den globalen Märkten führen. Zudem bleibt abzuwarten, wie sich der von Trump angekündigte Ausstieg aus dem Pariser Klimaabkommen auf den Ausbau der erneuerbaren Energien auswirkt. Das Pariser Klimaabkommen von 2015 ist eine internationale Übereinkunft zur Begrenzung der Erderwärmung, um den Gefahren des Klimawandels entgegenzuwirken. Außer den Vereinigten Staaten ist bislang kein anderes Land aus dem Abkommen ausgetreten. Weltweit gibt es nicht einmal eine Handvoll Länder, die sich nicht zu dem Abkommen bekennen. Die USA sind der zweitgrößte Treibhausgasemittent weltweit.

EU-Ziele

Im Juni 2024 fanden zum zehnten Mal Europawahlen statt. Die neu gewählten Mitglieder des Europäischen Parlaments haben für die nächsten fünf Jahre eine wichtige Rolle bei Entscheidungen über Schlüsselpositionen in der EU inne und werden die Arbeit des Parlaments an Gesetzen fortsetzen. In der Besetzung des Parlaments bleibt die Europäische Volkspartei (EVP/Christdemokraten) die stärkste Kraft, während die Grünen im Vergleich zur letzten Wahl Sitze verloren haben. Hingegen konnten konservative und nationalistische Fraktionen Sitze hinzugewinnen, was den europaweiten Trend hin zu national orientierten Parteien widerspiegelt. Als Präsidentin der Europäischen Kommission wurde die bisherige Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen vom EU-Parlament bestätigt.

Das Kabinett von Ursula von der Leyen setzt auch in der neuen Legislatur einen starken Fokus auf die Umsetzung des Green Deals, des Strategiepapiers, mit dem vor vier Jahren von der EU-Kommission die Prioritäten und Maßnahmen für das Erreichen der Ziele des Pariser Klimaschutzübereinkommens definiert wurden. Dieses Maßnahmenpapier wird ab sofort ergänzt durch den Green Deal Industrial Plan, ein umfassendes Konzept zur Transformation der europäischen Industrie hin zu einer klimaneutralen und wettbewerbsfähigen Wirtschaft. Dabei ist das oberste Ziel, die Dekarbonisierung der europäischen Industrie weiter voranzutreiben. Der Green Deal Industrial Plan wird auch als europäisches Gegenstück zum US-amerikanischen Inflation Reduction Act (IRA) bezeichnet, dessen zentraler Inhalt die gezielte Förderung der Produktion von Batterietechnik für Elektromobilität und der Aufbau von Wasserstoffstrukturen innerhalb der USA sind. Entsprechend hat der europäische Förderplan das Ziel, die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie zu verbessern, indem ein Umfeld geschaffen wird, das die Steigerung der Produktionskapazitäten der EU für Netto-Null-Technologien begünstigt. Der Plan enthält unter anderem Vorschläge zur Flexibilisierung staatlicher Beihilfen, zur Mobilisierung europäischer Fonds, zur Einrichtung eines Staatsfonds und zur Verbesserung der europäischen Lieferketten.

Zusätzlich will die Europäische Kommission mit dem Net Zero Industry Act bessere Bedingungen für die Produktion von Energie aus erneuerbaren Quellen und für mehr Investitionen in saubere Technologien in Europa schaffen. Ziel ist es, dass die Produktionskapazität für die strategisch wichtigsten Netto-Null-Technologien bis 2030 mindestens 40 % des Bedarfs der Europäischen Union erreicht.

Vereinfachungen der regulatorischen Rahmenbedingungen sollen dazu beitragen, Genehmigungen zukünftig schneller und einfacher zu ermöglichen und gleichzeitig die Förderung wichtiger europäischer Projekte sicherzustellen. Zusätzlich wird das neue Kriterium der sogenannten Angebotssicherheit eingeführt, das Unternehmen aus Drittstaaten zukünftig von öffentlichen Aufträgen ausschließt, sofern sie in bestimmten Branchen einen Marktanteil von 65 % oder mehr in der EU haben.

Die EU-Kommission will zukünftig die internationale Zusammenarbeit mit wichtigen Handelspartnern weiter stärken. Hierbei sieht sie neue Handelsabkommen vor, den Aufbau eines Clubs für kritische Rohstoffe und eine Stärkung innerhalb der Welthandelsorganisation.

Ein weiteres Ziel des Green Deal-Industrieplans ist es, die internationale Wettbewerbsfähigkeit der EU-Industrie zu erhöhen, indem die EU zum globalen Vorreiter bei grünen Technologien wird. Hierbei sollen auch Handels- und Kooperationsabkommen mit Drittstaaten abgeschlossen werden, die eine Förderung grüner Technologien ermöglichen.

Im Bereich Wasserstoff wurde im vergangenen Jahr der Ausbau des European Hydrogen Backbone weiter vorangetrieben. Dieses Vorhaben sieht eine umfassende Infrastrukturlösung zur Vernetzung von Wasserstoffproduzenten und -verbrauchern in Europa vor. In diesem Zusammenhang hat die Europäische Kommission eine mit 3 Mrd. Euro ausgestattete deutsche Beihilferegelung für die Errichtung des Wasserstoff-Kernnetzes nach den EU-Beihilfevorschriften genehmigt, durch die die Errichtung einer Fernleitungsinfrastruktur für Wasserstoff ermöglicht wird, ohne die die Nutzung von erneuerbarem Wasserstoff in der Industrie und im Verkehr bis 2030 nicht hochgefahren werden kann. Das Wasserstoff-Kernnetz soll das Rückgrat des Fernleitungsnetzes für Wasserstoff in Deutschland bilden und Teil der europäischen Wasserstoff-Grundstruktur sein, die mehrere Mitgliedstaaten verbindet. Die Maßnahme dient den Zielen der EU-Wasserstoffstrategie und dem Paket Fit für 55, dem europäischen Klimagesetz zur Reduzierung der Emissionen in der EU bis 2030 um mindestens 55 %.

Im April 2024 verabschiedete das Europäische Parlament einen Gesetzentwurf zur Reform der Strommarktregeln. Seit über 20 Jahren verfügt die Europäische Union über einen gut funktionierenden Strommarkt. Der nach wie vor anhaltende russische Angriffskrieg gegen die Ukraine und die daraus resultierende zunehmende Volatilität auf dem Energiemarkt machten jedoch deutlich, dass die EU übermäßig auf Importe fossiler Brennstoffe angewiesen ist. Der Schwerpunkt dieser Gesetzesinitiative liegt auf der Förderung langfristiger Verträge für nichtfossile Energie, der Einführung sauberer flexibler Lösungen und der Erhöhung der Markttransparenz. Insgesamt soll durch die vorgeschlagenen Reformen ein widerstandsfähigerer und nachhaltigerer Energiemarkt geschaffen werden. Die EU möchte sicherstellen, dass sowohl Energieerzeuger als auch Verbraucher von vorhersehbaren Preisen profitieren.

Deutschland

Windenergie an Land (onshore)

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien hat im Jahr 2024 einen neuen Rekordwert erreicht: Nach vorläufigen Berechnungen des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) deckten Erneuerbare gut 55 % des Bruttostromverbrauchs. Damit ist der Anteil um zwei Prozentpunkte im Vergleich zum Vorjahr gestiegen. Die Windenergie bleibt ein zentraler Pfeiler der deutschen Stromerzeugung und ist mit 115 Mrd. kWh und einem Anteil von mehr als einem Viertel der wichtigste Energieträger der Stromerzeugung in Deutschland und weiterhin die stärkste Energiequelle im Strommix.

2024 war geprägt von einer beispiellosen Entwicklung der Genehmigungszahlen für neue Windenergieanlagen. Rund 2.400 Anlagen mit gut 14.000 MW Leistung wurden bundesweit von den Behörden neu zugelassen. Gegenüber dem Vorjahr entspricht dies einer Steigerung um 85 %. Knapp 30 % der genehmigten Leistung stammt aus Nordrhein-Westfalen, womit das Land mit deutlichem Vorsprung das Länderranking anführt. Trotz der außergewöhnlich hohen Zahl an Genehmigungsbescheiden sanken die Verfahrenslaufzeiten in den meisten Bundesländern deutlich. Im Schnitt dauerten die Zulassungsverfahren 23 Monate - und waren damit gut 10 % schneller als 2023.

Das Auktionsvolumen des Jahres 2024 konnte die Bundesnetzagentur zu 90 % durch Zuschläge für 11.000 MW Windenergieleistung vergeben. Das entspricht einer Steigerung gegenüber dem Vorjahr von gut 70 %.

2024 wurden insgesamt 635 Neuanlagen mit 3.251 MW Leistung bundesweit in Betrieb genommen. Auch hier führt Nordrhein-Westfalen mit 748 MW Bruttozubau die Länderstatistik an. Der bundesweite Gesamtbestand umfasste am Jahresende rund 28.700 Anlagen mit 63,5 GW Leistung.

Die Ampelregierung hat in den Jahren 2021 bis 2024 viele rechtliche und politische Weichen gestellt, um die Energiewende in Deutschland erfolgreich voranzutreiben. So lag ein wesentlicher Schwerpunkt im Berichtszeitraum auf der nationalen Umsetzung der RED III (Renewable Energy Directive), die im Oktober 2023 auf EU-Ebene in Kraft getreten ist und unter anderem den beschleunigten und umfassenden Ausbau von erneuerbaren Energien regelt. Ein zentrales Element dieser Richtlinie ist die Einführung sogenannter Beschleunigungsgebiete für Erneuerbare-Energien-Vorhaben, in denen Vorhaben zukünftig vereinfacht umgesetzt werden sollen. Als Folge des Bruchs der Ampelkoalition im Herbst 2024 konnte dieser Gesetzentwurf allerdings nicht mehr wie vorgesehen im Berichtsjahr verabschiedet werden. Er befindet sich nach wie vor im parlamentarischen Verfahren. Auch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) konnten aufgrund des Koalitionsbruchs nur verkürzt novelliert werden.

Abgesehen von den bereits genannten Gesetzesinitiativen gab es 2024weitere Gesetzesinitiativen, die unter anderem dem beschleunigten Ausbau und dem Bürokratieabbau im Genehmigungsprozess dienen. So wurde das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) reformiert, um Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen erheblich zu beschleunigen. Unter anderem wurden Umweltprüfungen vereinfacht, Fristen verkürzt und eine digitale Antragsbearbeitung eingeführt. Dadurch soll sichergestellt werden, dass neue Windenergieanlagen schneller ans Netz gehen können.

Mit dem im September vorgelegten Optionenpapier zum Strommarktdesign reagierte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) auf die europäischen Vorgaben zum Strommarktdesign. Ziel der Systemumstellung ist laut BMWK, von einem System inflexibler Nachfrage und statischer Erzeugung überzugehen in ein System mit kostengünstiger variabler Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik, ergänzt um Speicher, eine flexible Nachfragesteuerung und flexible Kraftwerke als Back-up. Wie das zukünftige Strommarktdesign und damit eine sichere, bezahlbare Strom- und Energieversorgung, die ausschließlich auf erneuerbaren Energien basiert, ausgestaltet werden kann, hat die Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) in den Jahren 2023 und 2024 diskutiert.

Für Windenergie an Land gab es 2024 vier Ausschreibungsrunden mit einem Volumen von insgesamt 12.084 MW (Vorjahr: 9.829 MW), wobei bei den beiden ersten Ausschreibungen eine Unterzeichnung vorlag. Für 2025 beträgt das Ausschreibungsvolumen 10.000 MW, der Höchstwert für Ausschreibungen wurde für Windenergie an Land unverändert auf 7,35 ct/kWh festgelegt.

Windenergie auf See (offshore)

Den gesetzlichen Rahmen für den Ausbau der Windenergie auf See setzt in Deutschland das 2017 eingeführte Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG), dessen umfassende Novelle zum 1. Januar 2023 in Kraft getreten ist. Die zuvor festgelegten Ausbauziele von 20 GW bis 2030 und 40 GW bis 2040 wurden darin auf mindestens 30 GW bis 2030, auf 40 GW bis 2035 und auf 70 GW bis 2045 erhöht. Seit der dritten Novelle sind kleinere Anpassungen im WindSeeG erfolgt.

Durch das WindSeeG wurden bereits anentwickelte Projekte in die Planungs- und Entwicklungshoheit des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie überführt, wovon auch PNE-Projekte betroffen sind.

Mit der nach Umsetzung des Beschlusses des Bundesverfassungsgerichts durch den Gesetzgeber hierfür geschaffenen Ausgleichsregelung nach § 10a WindSeeG erwartet PNE unverändert Erstattungen für in der Vergangenheit bereits erbrachte Projektierungsleistungen, die sich dann in der Zukunft entsprechend positiv auf die Konzernzahlen auswirken können.

Photovoltaik

Das Ziel für den Ausbau von Photovoltaikanlagen ist im geltenden Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023) auf 215 GWp erhöht worden. Für Photovoltaikanlagen auf Freiflächen betrug die ausgeschriebene Menge 2024 in drei Ausschreibungsrunden 8,1 GWp.

Das Ausschreibungsvolumen beträgt 2025 9,9 GWp. Der zulässige Höchstwert beläuft sich 2025 weiterhin auf 6,80 ct/kWh.

Frankreich

Frankreich bleibt ein Kernmarkt für die PNE-Gruppe, da das Land seine Ziele für erneuerbare Energien 2024 sowohl in seinem nationalen Energie-Klima-Aktionsplan, der der EU im Juli übermittelt wurde, als auch in seinem überarbeiteten mehrjährigen Energieplan bestätigt hat. Diese neue mehrjährige Energieplanung, die Frankreichs Energiefahrplan für die nächsten fünf und zehn Jahre festlegt, soll im zweiten Quartal 2025 per Dekret veröffentlicht und ratifiziert werden. Darüber hinaus unterstützt dieser Fahrplan das nationale Ziel, den Energiemix des Landes zu dekarbonisieren, indem auch Kernkraftwerke im Einklang mit dem Kernkraftbeschleunigungsgesetz von 2023 über 2035 hinaus erneuert werden sollen. Dennoch sind die Aussichten für erneuerbare Energien weiterhin positiv, da Frankreich 2023 auch ein Gesetz zur Beschleunigung erneuerbarer Energien verabschiedet hat. Ein Beispiel für die Genehmigung von Windparks ist ein seit September 2024 geltendes Dekret, das die Einspruchsfrist von Dritten von vier auf zwei Monate verkürzt und dem jüngsten französischen PNE-Projekt zugutekam, das im vierten Quartal 2024 genehmigt wurde und bei dem keine Einsprüche zulässig sind.

Mitte 2024 wurde in einem weiteren Dekret zur Umsetzung des RE-Beschleunigungsgesetzes der Revisionsprozess für die Planung künftiger Investitionen in regionale Netze geändert, um einen der größten Engpässe für den Ausbau erneuerbarer Energien zu beheben. Die Energieregulierungskommission erwartet eine stärkere und schnellere Planung. Um die finanzielle Durchführbarkeit von Projekten im Bereich erneuerbare Energien zu unterstützen, sind für den Zeitraum 2025 bis 2026 tarifbasierte Ausschreibungen für Windenergie, Photovoltaik und technologieneutrale Anlagen eingeführt worden. Trotz dieser Fortschritte dauern die Genehmigungsverfahren für Erneuerbare-Energien-Projekte in Frankreich aufgrund umfangreicher rechtlicher und ökologischer Bewertungen immer noch ungefähr vier bis sieben Jahre.

Italien

Italien treibt die Entwicklung seines Sektors für erneuerbare Energien voran, insbesondere in den Bereichen Photovoltaik und Windenergie. Zum 31. Oktober 2024 erreichte die installierte Photovoltaikkapazität des Landes 35.763 MW, was einem Anstieg von 36 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Dieser Fortschritt steht im Einklang mit dem Ziel der Regierung für 2030, das durch das im Juni 2024 erlassene Dekret "Aree Idonee" (geeignete Gebiete) festgelegt wurde. Der neue Erlass sieht eine Steigerung der neuen erneuerbaren Energien um 80 GW von 2024 bis 2030 vor (davon etwa 50 GWp Photovoltaik) und legt Ziele für die einzelnen Regionen fest, um in den kommenden Jahren eine regionale Verteilung zu erreichen. Um den Ausbau erneuerbarer Energien weiter zu beschleunigen, wurde Ende 2024 ein neuer Kodex für erneuerbare Energien herausgegeben, der darauf abzielt, die Genehmigungsverfahren für Photovoltaikanlagen zu vereinfachen. Dabei liegt ein besonderer Schwerpunkt auf der Agri-Photovoltaik. Insbesondere werden Ausnahmen von Umweltverträglichkeitsprüfungen (UVP) und UVP-Screenings erweitert, UVP-Schwellenwerte angehoben (signifikant für Agri-PV-Anlagen) und vereinfachte Genehmigungsverfahren für bestimmte Projekte ausgeweitet.

Die Einführung eines neuen Tarifsystems auf der Grundlage von Abwärtsauktionen (FER-X), dessen letzter Entwurf auf seine Genehmigung wartet, zielt darauf ab, die Entwicklung erneuerbarer Energien durch Anreiztarife zu fördern. Das Förderprogramm soll in zwei Phasen eingeführt werden: eine Übergangsphase bis Ende 2025 (rund 10 GW Ausschreibungen für Photovoltaik im Jahr 2025), für die bereits eine EU-Genehmigung vorliegt, gefolgt von einer daran anschließenden Phase von 2025 bis 2028.

Kanada

Durch das Klima, die Größe des Landes und die energieintensive Primärindustrie hat Kanada einen der höchsten Pro-Kopf-Stromverbräuche unter den G7-Nationen. In Kanada sind die regulatorischen Anforderungen an das Genehmigungsverfahren für die Errichtung von Windenergieanlagen vielfältig und in den einzelnen kanadischen Provinzen unterschiedlich geregelt. Dabei beziehen sich die Genehmigungsprozesse hauptsächlich auf Baulandpolitik, umweltrelevante Themen sowie den Netzanschluss. Die Ausbauziele der Regierung werden von den einzelnen Provinzregierungen gestaltet. Provinzübergreifend wird der Markt für saubere Energien durch die von der kanadischen Bundesregierung eingeführte CO 2 -Besteuerung sowie durch die im November 2022 eingeführte Investment Tax Credit-Steuerpolitik angetrieben.

Auch die klimapolitischen Verträge, an die sich die kanadische Regierung international zuletzt im Rahmen der United Nations Climate Change Conference (COP27) gebunden hat, erhöhen die Bedeutung der erneuerbaren Energien in Kanada. In den letzten Jahren hat sich die Photovoltaik-, Wind- und Speichertechnologie in Kanada erheblich entwickelt. 2022 konnte ein Jahresrekordwachstum von 10,5 % erreicht werden. Dieser Ausbau wurde vorrangig in den westlichen Provinzen Alberta und Saskatchewan realisiert. CETA - das Comprehensive Economic and Trade Agreement zwischen Kanada und der EU - verdeutlicht den wirtschaftspolitischen Willen, den Außenhandel zu diversifizieren und Partnerschaften mit Europa zu fördern.

Lettland

Vor dem Hintergrund des Ukraine-Kriegs wollen Deutschland und die drei baltischen Länder Estland, Lettland und Litauen ihre Energiesouveränität stärken und enger zusammenarbeiten. Hierzu sollen, auch länderübergreifend, hybride Interkonnektoren realisiert werden, in die Offshore-Windparks ihre Energie einspeisen und die zugleich für den europäischen Stromhandel effizient und marktgerecht genutzt werden können. Lettland beabsichtigt, sowohl ein vom Staat koordiniertes länderübergreifendes Projekt zu auktionieren als auch weitere private Offshore-Windplanungen zuzulassen.

Die hierfür erforderliche Gesetzgebung befindet sich aktuell im Entwicklungsprozess. Erste Entwürfe werden Ende Q1/Anfang Q2 2025 erwartet und zur Konsultation gestellt.

PNE hat eine Beteiligung an einem Projekt in einer frühen Entwicklungsphase erworben, das aufgrund mehrerer Faktoren gute Chancen hat, sich in einem Auswahlprozess erfolgreich zu positionieren. Das Projekt wird derzeit in Zusammenarbeit mit einem Kooperationspartner weiterentwickelt.

Panama

Panama hat sich, auf der Grundlage des Gesetzes 8 vom 25. März 2015 und des Nationalen Energieplans 2015-2050, ein Ziel für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien (ohne Hydro) bis zum Jahr 2050 gegeben. Bis 2030 sollen Photovoltaik-, Wind- und Biomassequellen 20 % der Stromerzeugungskapazität des Landes und 30 % bis 2050 ausmachen. Panamas Ziel ist es, mithilfe der erneuerbaren Energien eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen zu erreichen.

Polen

Der Sektor der erneuerbaren Energien in Polen verzeichnet ein deutliches Wachstum, insbesondere bei Windenergie und Photovoltaik, das durch Regierungsinitiativen zur Verringerung der Abhängigkeit von Kohle und zur Deckung der steigenden Stromnachfrage vorangetrieben wird. 2024 erreichte das Land einen Rekordwert von 30 % der Erzeugung seines Stroms aus erneuerbaren Quellen, gegenüber 27 % im Vorjahr. Bis 2050 soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Nettostromverbrauch nach Prognosen der Regierung bei etwa 50 % liegen. Dies steht im Einklang mit dem Nationalen Energie- und Klimaplan (NECP-PL) und dem Netzentwicklungsplan des Übertragungsnetzbetreibers, der Investitionen in Höhe von 64 Mrd. PLN in das Übertragungsnetz bis 2034 vorsieht.

Trotz dieser Pläne bestehen weiterhin Herausforderungen, insbesondere im Zusammenhang mit Netzüberlastungen und Verzögerungen bei Genehmigungen. Um Netzengpässe zu beheben, werden Lösungen wie Cable Pooling, direkte Leitungsversorgung für industrielle Abnehmer, Batteriespeichersysteme (unterstützt durch einen Kapazitätsausschreibungsmechanismus) und Polens erstes 1-GW-PtX-Projekt (angetrieben durch 2 GW erneuerbare Energie) umgesetzt. Dieses Projekt umfasst eine geplante Verbindung zum Wasserstoffnetz (H2) in Polen mit einer grenzüberschreitenden Verbindung zum deutschen H2-Kernnetz, das von PNE bei der Entwicklung zukünftiger Projekte umgesetzt wird.

Parallel dazu hat PNE die Raumplanungsverfahren der lokalen Regierungen, um die Umsetzung erneuerbarer Technologien in ausgewiesenen Gebieten zu erleichtern, im Blick. Darüber hinaus zielen vorgeschlagene weitere Änderungen des "Wind Act" darauf ab, die strenge 10H-Regel zu lockern, die einen Mindestabstand zwischen Windturbinen und Wohngebäuden vorschreibt, wodurch möglicherweise mehr Gebiete für die Entwicklung von Windenergie erschlossen werden könnten.

Rumänien

Rumänien hat sich verpflichtet, den Anteil erneuerbarer Energien an seinem Bruttoendenergieverbrauch bis 2030 auf 38,3 % zu erhöhen. Dies entspricht dem erhöhten Ziel gemäß dem aktualisierten Integrierten Nationalen Energie- und Klimaplan (PNIESC), der am 16. Oktober 2024 auf der Website der Europäischen Kommission veröffentlicht wurde. Die Prognosen im Rahmen des PNIESC deuten darauf hin, dass dieser Prozentsatz im Jahr 2025 31,0 % erreichen wird, während er für 2024 mit 29,4 % angegeben wird. Um die Ziele für 2030 zu erreichen, entwickelt Rumänien einen Rechtsrahmen für Batterie-Energiespeichersysteme (BESS), Offshore-Windenergie und grünen Wasserstoff. Das im Mai 2024 erlassene Gesetz über Offshore-Windenergie (Gesetz Nr. 121/2024) schafft einen Rechtsrahmen für Offshore-Windprojekte im Schwarzen Meer. Bis zum 30. Juni 2025 sollten die wichtigsten sekundären Vorschriften, die für die Organisation der eigentlichen wettbewerblichen Verfahren zur Erteilung von Konzessionsvereinbarungen für Offshore-Windenergie erforderlich sind, verabschiedet werden - allerdings gibt es im Offshore-Windenergie-Gesetz keine feste Frist für die Organisation der ersten Ausschreibungen. Seit 2022 erlaubt Rumänien private Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs), wodurch marktbasierte Transaktionen im Bereich erneuerbare Energien gefördert werden und der rumänische PPA-Markt seitdem kontinuierlich wächst. 2024 startete Rumänien seine erste Tarif-Ausschreibung mit Contracts for Difference (CfD) und vergab ein Volumen für die Entwicklung von 1.528 MW Windenergie- und Photovoltaikkapazität. Die CfD laufen 15 Jahre.

Es gibt nach wie vor Herausforderungen, insbesondere was die Geschwindigkeit des Ausbaus der erforderlichen Netzkapazität betrifft. Die nationale Behörde für Energieregulierung (ANRE) hat 2024 eingeführt, eine Garantie in Höhe von 5 % der Netzanschlusskosten nach Erteilung der Netzanschlusszusage zu stellen.

Dies soll die Durchführbarkeit von Projekten erhöhen und verhindern, dass Netzanschlusskapazitäten durch Projekte, die nicht umgesetzt werden, blockiert werden.

Spanien

In Spanien handelt es sich um einen "High Volume"-Markt, der sowohl Chancen im Bereich Wind und Photovoltaik eröffnet als auch einen langfristigen Ansatz in Richtung Wasserstoff, Asset Management sowie Repowering vorhält. In Spanien verfügen die erneuerbaren Energien über einen starken Rückhalt in der Bevölkerung und Politik. Der Markt ist attraktiv, denn die von der spanischen Regierung vorgegebenen Ausbauziele der erneuerbaren Energien sind hoch. Zudem soll das Stromnetz bis 2030 beziehungsweise 2050 massiv ausgebaut werden. Eine Vielzahl von Offtake-Möglichkeiten sowie ein etablierter PPA-Markt runden das Bild positiv ab. Spanien verfügt über einen starken Bankensektor und liegt mit einem A-Fitch-Rating im oberen Drittel auf der Länderskala im weltweiten Vergleich.

Südafrika

Südafrika überarbeitet derzeit aktiv seinen Integrierten Ressourcenplan (IRP), um die anhaltende Stromknappheit zu beheben und den Übergang zu einem nachhaltigeren Energiemix zu vollziehen. Der aktualisierte IRP, der voraussichtlich Anfang 2025 fertiggestellt sein wird, hebt den Ausbau erneuerbarer Energiequellen hervor, einschließlich Photovoltaik und insbesondere Windenergie, während die Abhängigkeit des Landes von der Kohleverstromung schrittweise verringert werden soll. Das Programm zur Beschaffung von Stromerzeugern für erneuerbare Energien (REIPPPP) spielt weiterhin eine entscheidende Rolle bei der Gewinnung von Investitionen in erneuerbare Energien. Die im Dezember 2023 gestartete siebte Ausschreibung zielte darauf ab, eine Kapazität von bis zu 5.000 MW an erneuerbaren Energien zu beschaffen, davon 3.200 MW Onshore-Windenergie und 1.800 MW Photovoltaikprojekte. Im Dezember 2024 wurden acht Photovoltaikprojekte mit einer Gesamtleistung von 1.760 MW als bevorzugte Bieter ausgewählt, was einer Investition von 44,2 Mrd. ZAR entspricht. Bemerkenswert ist, dass in dieser Runde aufgrund von Preis- und Netzbeschränkungen keine Windprojekte ausgewählt wurden.

Seit 2021 erlaubt Südafrika Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs) aus dem Privatsektor, wobei die Projektgröße zunächst auf 100 MW begrenzt war. Diese Obergrenze wurde inzwischen aufgehoben, sodass nun auch größere Wind- und Photovoltaikprojekte für eine Vermarktung über PPAs entwickelt werden können. Netzengpässe stellen jedoch nach wie vor eine große Herausforderung dar und erfordern strategische Anpassungen von Entwicklern wie der PNE Group, die ihre Projektpipeline durch ein 80:20-Joint-Venture mit WKN Windcurrent aufbaut.

Der "Electricity Regulation Amendment Act" von 2024 zielt darauf ab, den Netzzugang zu verbessern, die Genehmigungsverfahren zu straffen und die verstärkte Beschaffung von unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) zu erleichtern. Darüber hinaus treibt die südafrikanische Regierung Initiativen im Bereich grüner Wasserstoff und E-Fuels voran, um den Energiemix zu diversifizieren und die Dekarbonisierung verschiedener Sektoren zu unterstützen.

Türkei

Die Türkei bleibt ein Ausschreibungsmarkt für erneuerbare Energien, obwohl politische Unsicherheiten weiterhin Herausforderungen mit sich bringen. Während die makroökonomischen Bedingungen den Ausbau erneuerbarer Energien im Allgemeinen unterstützen, wird die Umsetzung von Großprojekten immer noch von regulatorischen und Ausschreibungsbedingungen beeinflusst. Der 2016 eingeführte Rahmen für erneuerbare Energiequellen (YEKA) ist nach wie vor ein wichtiger Mechanismus für die Vergabe von Projekten, aber frühere Ausschreibungen haben gezeigt, dass weitere Anpassungen erforderlich sind, um die Investitionsbedingungen zu verbessern. Der im Oktober 2024 vorgestellte Fahrplan für erneuerbare Energien bis 2035 sieht eine Erhöhung der Wind- und Photovoltaikkapazität vor, wobei die Umsetzung von der Stabilität der Vorschriften und der Verfügbarkeit von Finanzmitteln abhängt. Die Regierung hat Pläne zur Straffung der Genehmigungsverfahren und zur Einführung neuer Ausschreibungen angekündigt, darunter eine für 2.000 MW Wind- und Photovoltaikkapazität Anfang 2025, doch die langfristigen Auswirkungen dieser Maßnahmen bleiben abzuwarten. Trotz dieser Initiativen bestehen im türkischen Sektor für erneuerbare Energien weiterhin Herausforderungen.

Vietnam

Vietnam zeigt ein besonderes politisches Interesse an erneuerbaren Energien, verursacht und verstärkt durch Versorgungsengpässe und einen steigenden Energiebedarf. Die politischen Ziele der Fünfjahrespläne für Windenergie sehen einen kontinuierlichen Ausbau vor. Der erzeugte Strom muss von den staatlichen Energieversorgern abgenommen und entsprechend den Einspeisetarifen vergütet werden.

Auf der 26. UN-Klimakonferenz (COP26) hat sich die vietnamesische Regierung 2021 zur Erreichung ehrgeiziger Ziele verpflichtet, unter anderem zur Klimaneutralität bis 2050. Der erforderliche Ausbau des nationalen Kraftwerksparks sowie des Stromnetzes wird in entsprechenden Netzentwicklungsplänen (Power Development Plans - PDPs) festgelegt. Für den neuesten PDP 8 hat sich PNE mit einem Projekt mit bis zu 2.000 MW möglicher Gesamtleistung beworben. Unabhängig davon konnte auf Ebene der für die zukünftige Einspeisung der Energie vorgesehenen Provinz eine Absichtserklärung unterzeichnet werden. Der PDP 8 für die Periode von 2021 bis 2035, mit einem Ausblick auf 2050, wurde im Mai 2023 veröffentlicht. Erste für eine Projektentwicklung notwendige detailliertere Umsetzungspläne (Decisions und Decrees) sind im April 2024 veröffentlicht worden. Eine Überarbeitung des aktuellen PDP 8 sowie der Umsetzungspläne wird in Q1/Q2 2025 erwartet. In der Überarbeitung befinden sich auch die Regularien zur marinen Raumordnung sowie zur Genehmigung von Umwelt- und Baugrunduntersuchungen auf See. Unabhängig davon entwickelt PNE das Projekt in den Bereichen weiter, die von diesen Regulierungsschritten unabhängig sind.

Einschätzung zur Marktentwicklung

Insgesamt befinden sich die internationalen Märkte weiterhin in einem Wandel, an den sich die Aktivitäten der PNE-Gruppe anpassen müssen, um Risiken zu minimieren und neue Chancen zu erarbeiten. Insgesamt gesehen sind die Rahmenbedingungen für den Ausbau der erneuerbaren Energien auch vor dem Hintergrund des Weltklimagipfels in Baku (Aserbaidschan), bei dem der Übergang weg von den fossilen Energieträgern beschlossen wurde, positiv zu werten. Für den wirtschaftlichen Ausbau der Photovoltaik sind die Rahmenbedingungen in ausgewählten Märkten wie Deutschland, Frankreich, Italien, Polen, Rumänien und Spanien gegeben. Der Vorstand ist zuversichtlich, die Unternehmensentwicklung durch die justierte Unternehmensstrategie und eine weitere Internationalisierung insbesondere in Europa und auf neuen Märkten positiv voranbringen zu können.

2.4 Geschäftsverlauf

Zusammenfassung der operativen Entwicklung

Das operative Geschäft der PNE-Gruppe war im Geschäftsjahr 2024 von der Entwicklung, der Realisierung und dem Betrieb von Windparks an Land sowie dem weiteren Aufbau der Entwicklung von Photovoltaikprojekten in verschiedenen Ländern geprägt. Darüber hinaus wurde der Eigenbetrieb von Windenergieanlagen ausgebaut und damit ein Beitrag zu einer umweltschonenden Stromerzeugung zu ökonomisch nachhaltigen Bedingungen geleistet.

Das operative Geschäft ist aufgeteilt in die Segmente Projektentwicklung, Stromerzeugung und Services.

2024 kam es nur noch vereinzelt zu Lieferengpässen bei Maschinen und Material.

Insgesamt hat PNE im Berichtszeitraum Windpark- und Photovoltaikprojekte mit rund 3.698 MW (Vorjahr: 494 MW) fertiggestellt oder verkauft - darunter die vollständigen Pipelines des USA-Geschäfts und der schwedischen Gesellschaften der PNE-Gruppe.

Im Berichtszeitraum erhielt die PNE-Gruppe insgesamt Genehmigungen für 21 Windpark- und Photovoltaikprojekte mit einer Leistung von rund 682 MW. Trotz der Realisierung und der Verkäufe von Projekten konnte die Pipeline, also der Bestand von Windpark- und Photovoltaikprojekten in den verschiedenen Phasen der Entwicklung, gegenüber dem Vorjahr bei der Windenergie an Land von 9.177 MW auf 9.866 MW gesteigert werden. Die Photovoltaikpipeline reduzierte sich von 7.424 MWp auf 6.486 MWp. Hinzu kommen 2.500 MW aus Windenergie auf See. Damit umfasst die Projektpipeline 18.852 MW (Vorjahr: 19.101 MW) und sichert die weitere Entwicklung des Unternehmens mittel- bis langfristig ab.

Aufgrund der Fertigstellung und Übernahme weiterer Windparks hat sich die Nennleistung der im Eigenbetrieb befindlichen Anlagen im Berichtszeitraum auf 428,5 MW (Vorjahr: 375,4 MW) erhöht.

Im Bau befanden sich zum 31. Dezember 2024 in Deutschland und Frankreich zwölf Windparks mit einer Nennleistung von zusammen 277,8 MW. Davon ist PNE in bereits verkauften Projekten mit 102,3 MW als Dienstleister für die Käufer tätig.

Die PNE AG ist als Bestandshalter vermehrt abhängig vom Windangebot, aber auch von der Entwicklung des Strompreises. Mit steigender Nennleistung im eigenen Portfolio wirken sich schwankende Windangebote auf die Finanzkennzahlen des Segments Stromerzeugung und damit auch auf die Finanzkennzahlen des Konzerns aus. Im Vergleich zum Vorjahresberichtszeitraum waren 2024 ein schlechteres Windangebot und zudem auch niedrigere Strompreise zu verzeichnen. Die Kombination der erhöhten Anzahl im Betrieb befindlicher Windenergieanlagen, des schlechteren Windangebots sowie der niedrigeren Strompreise führte im Segment Stromerzeugung dazu, dass sich die Umsatzerlöse gegenüber dem Vorjahr nur geringfügig erhöhten.

Mit Verträgen für das Betriebsmanagement von Windparks in Deutschland, Frankreich, Polen und Schweden sowie der Durchführung von Windmessungen, technischen Inspektionen und Prüfungen weltweit sind die zur PNE-Gruppe gehörenden Dienstleistungen international aufgestellt. Insgesamt umfasst das betreute Auftragsvolumen der PNE-Windparks im In- und Ausland mehr als 2.900 MW (Vorjahr: 2.900 MW) Nennleistung -das sind rund 1.000 Windenergieanlagen.

Darüber hinaus wurden auch Werte ("stille Reserven") geschaffen, die nicht sofort erkennbar sind. Aufgrund der Investitionen in eigene Windparkprojekte sind von der Gesellschaft auf Konzernebene Gewinne vor Steuern eliminiert worden, die die Gesellschaft als "stille Reserven" definiert. Diese "stillen Reserven" entsprechen somit den im Rahmen der Konzernabschlusserstellung eliminierten Zwischengewinnen aus der Veräußerung der Windparks zwischen Gesellschaften des Konsolidierungskreises. Ob diese Gewinne bei einem Verkauf in der Zukunft auch so wie aktuell kalkuliert erzielt werden können, hängt davon ab, ob sich die unterstellten Marktbedingungen der Projektkalkulationen (z. B. Renditeerwartung der Investoren) verändern (siehe dazu auch die Ausführungen im Kapitel 8 "Risiko- und Chancenbericht"). Die geschaffenen "stillen Reserven" aus den konzerneigenen Projekten werden über die Nutzungsdauer der Projekte nach und nach durch die geringere Abschreibungsbemessungsgrundlage im Konzern aufgedeckt. Diese Aufdeckung der "stillen Reserven" führt über die Laufzeit zu Ergebnisverbesserungen und entsprechend in der Höhe der Aufdeckung zu einer Verbesserung der Konzern-Eigenkapitalquote. Die kumulierte Aufdeckung der "stillen Reserven" betrug bis zum 31. Dezember 2024 insgesamt 38,1 Mio. Euro (Vorjahr: 27,2 Mio. Euro). Davon wurden im Berichtszeitraum 11,0 Mio. Euro (Vorjahr: 9,9 Mio. Euro) durch geringere Abschreibungen aufgedeckt. Trotz der Aufdeckung von "stillen Reserven" durch Verkäufe von eigenen Projekten (Papenrode und Lütau) ist es der PNE-Gruppe bei gleichzeitigen Investitionen in neue Projekte gelungen, im Geschäftsjahr 2024 einen nur geringfügigen Rückgang "stiller Reserven" als Saldo aus Investitionen und Desinvestitionen in Höhe von -2,4 Mio. Euro zu realisieren. In Summe führen die Effekte aus der Aufdeckung "stiller Reserven" über die Nutzungsdauer und dem geringen Nettoeffekt eines Rückgangs "stiller Reserven" aus Desinvestitionen auf Konzernebene per 31. Dezember 2024 zu verbleibenden "stillen Reserven" in Höhe von insgesamt 195,3 Mio. Euro (Vorjahr: 208,6 Mio. Euro).

Unter Berücksichtigung des Aufbaus des Portfolios im Eigenbetrieb führten die operativen Tätigkeiten zu einem Konzern-EBITDA von 69,0 Mio. Euro (Vorjahr: 39,9 Mio. Euro). Die Guidance für das Konzern-EBITDA (40 bis 50 Mio. Euro) für das Geschäftsjahr 2024 wurde deutlich übertroffen (siehe Erläuterungen im Abschnitt 2.5 "Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage").

Auf Einzelebene der PNE AG wurde im Geschäftsjahr 2024 ein EBT-Ergebnis von 11,4 Mio. Euro (Vorjahr: 34,3 Mio. Euro) ausgewiesen.

Die Entwicklung der Segmente im Einzelnen

Die nachfolgenden Ergebnisse der Segmente sind vor Konsolidierungen auf Konzernebene dargestellt.

Segment Projektentwicklung

Windenergie und Photovoltaik an Land

Obwohl die durch den Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine und teilweise die Nachwirkungen aus der Coronapandemie bedingten Auswirkungen auf die Wirtschaft auch gewisse Implikationen für die PNE-Gruppe mit sich bringen, konnte die Entwicklung und Realisierung von Windpark- und Photovoltaikprojekten an Land im Geschäftsjahr 2024, sowohl in Deutschland als auch in den internationalen Märkten, in denen die PNE-Gruppe über Tochtergesellschaften oder Joint Ventures tätig ist, kontinuierlich fortgeführt werden.

Photovoltaik ist in den vergangenen Jahren immer kostengünstiger, effizienter und damit auch in der Stromerzeugung marktfähiger geworden. Die rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Entwicklung von Photovoltaikprojekten sind zudem in vielen Ländern gegeben. Daher ist die Entwicklung von Photovoltaikprojekten Bestandteil der strategischen Ausrichtung des Geschäftsmodells der PNE-Gruppe.

Insgesamt bearbeiteten die Unternehmen der PNE-Gruppe zum 31. Dezember 2024 in Deutschland sowie in den Auslandsmärkten, in denen sie mit Tochtergesellschaften oder über Joint Ventures tätig sind, Windparkprojekte mit rund 9.866 MW (Vorjahr: 9.177 MW) zu errichtender Nennleistung in unterschiedlichen Phasen des mehrjährigen Entwicklungsprozesses. Bei der Photovoltaik wurde die Projektpipeline auf 6.486 MWp (Vorjahr: 7.424 MWp) reduziert. Darüber hinaus ist die PNE-Gruppe in bereits verkauften Windprojekten mit rund 549 MW und rund 1.042 MWp Photovoltaikprojekten als Dienstleister tätig.

Dies ist die Basis der künftigen Entwicklung im Bereich Windenergie und Photovoltaik an Land.

Überblick über den Stand der Projektaktivitäten Windenergie an Land der PNE-Gruppe per 31. Dezember 2024 in MW:

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Land	Phase I-II	Phase III	Phase IV	Total MW	Verkauft/ Dienstleister
Deutschland	2.378	690	164	3.232	199
Rumänien	0	0	0	0	0
Türkei	629	72	0	701	0
Großbritannien	0	0	0	0	0
USA	0	0	0	0	0
Kanada	308	0	0	308	210
Panama	0	68	0	68	0
Italien	0	0	0	0	0
Frankreich	363	156	11	531	0
Polen	2.009	0	0	2.009	0
Südafrika	2.767	40	0	2.807	140
Schweden	0	0	0	0	0
Spanien	210	0	0	210	0
Total	8.664	1.026	175	9.866	549

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―	Phase I - II = Erkundung und Entwicklung
―	Phase III = Planung
―	Phase IV = Errichtung bis Übergabe
―	Verkauft/Dienstleister = Diese Spalte führt bereits verkaufte Projekte auf, in denen die PNE aktuell Baumanagementleistungen erbringt.

Überblick über den Stand der Projektaktivitäten Photovoltaik der PNE-Gruppe per 31. Dezember 2024 in MWp:

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Land	Phase I-II	Phase III	Total MWp	Verkauft/ Dienstleister
Deutschland	689	215	904	0
Rumänien	695	49	744	208
USA	0	0	0	0
Kanada	402	0	402	100
Italien	534	136	670	114
Frankreich	199	23	222	0
Polen	448	135	583	0
Südafrika	1.920	0	1.920	300
Spanien	1.041	0	1.041	320
Total	5.928	558	6.486	1.042

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―	Phase I - II = Erkundung und Entwicklung
―	Phase III = Planung
―	Phase IV = Errichtung bis Übergabe
―	Verkauft/Dienstleister = Diese Spalte führt bereits verkaufte Projekte auf, in denen die PNE aktuell Baumanagementleistungen erbringt.

Windenergie an Land und Photovoltaik national

In Deutschland bearbeitete die PNE-Gruppe zum 31. Dezember 2024 Windparks mit einer Nennleistung von rund 3.232 MW (Vorjahr: 2.582 MW) in den verschiedenen Phasen der Projektentwicklung.

Die Entwicklung von Photovoltaikprojekten wurde verstärkt, sodass zum Ende des Berichtszeitraums in Deutschland Projekte mit einer Gesamtleistung von 904 MWp (Vorjahr: 831 MWp) bearbeitet wurden.

Fertiggestellt wurden im Berichtszeitraum die Windparks "Schenklengsfeld" (19,8 MW), "Heitzelberg" (5,5 MW) und "Heidmoor" (36,0 MW). Sie sind in den Eigenbetrieb übernommen worden.

Leider konnten weniger Projekte zeitgerecht umgesetzt werden als geplant. Primär begründet sind diese Verzögerungen durch von den Behörden deutlich zu spät erteilte Transportgenehmigungen und Kapazitätsengpässe bei Lieferanten und Netzbetreibern.

Zum Ende des Berichtszeitraums befanden sich in Deutschland acht Windparks mit einer Nennleistung von 164,2 MW und drei Dienstleistungsprojekte mit einer Nennleistung von 102,3 MW im Bau.

Darüber hinaus erhielt PNE 2024 für fünf weitere Windenergieprojekte mit einer möglichen Nennleistung von 76,4 MW die Genehmigungen nach Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG).

Windenergie an Land und Photovoltaik international

Auch im Ausland hat die PNE-Gruppe ihr Kerngeschäft der Projektentwicklung und -realisierung von Windenergie und Photovoltaik fortgesetzt: So hatte die PNE-Gruppe in den Auslandsmärkten zum Ende des Geschäftsjahres 2024 Windparks mit einer Nennleistung von 6.634 MW (Vorjahr: rund 6.595 MW) in den verschiedenen Phasen der Projektentwicklung. Darüber hinaus befanden sich am Ende des Berichtszeitraums in den Auslandsmärkten Photovoltaikprojekte mit 5.582 MWp (Vorjahr: 6.593 MWp) in der Entwicklung.

Frankreich

Zum 31. Dezember 2024 befanden sich in Frankreich Windprojekte mit einer Nennleistung von rund 531 MW in verschiedenen Phasen der Projektentwicklung. Zwölf Windenergieprojekte (209 MW) wurden beantragt. Im Bereich Photovoltaik sind 222 MWp (hauptsächlich Agri-PV-Projekte) in der Pipeline.

Großbritannien

Ende 2024 hat PNE den schottischen Windpark "Sallachy" verkauft. Das Projekt mit 43 MW Leistung ging an ein kanadisches Unternehmen. Die PNE-Gruppe ist nun nicht mehr als Projektentwickler in Großbritannien aktiv.

Italien

Mit dem Ziel, am Marktwachstum zu partizipieren, wird die lokale Photovoltaikpräsenz weiter gestärkt und die Entwicklung der Photovoltaikprojektpipeline auf Basis von Greenfield-Projekten vorangetrieben, ergänzt durch die Zusammenarbeit mit Landentwicklern (Site Finders) und Frühphasenentwicklern (Co-Development). Zum 31. Dezember 2024 befanden sich Projekte mit rund 670 MWp in der Entwicklung.

Kanada

In Kanada wurde nach positiven Marktuntersuchungen die Projektentwicklung auf weitere Provinzen ausgeweitet. Es werden Windenergie- und Photovoltaikprojekte entwickelt, die zukünftig in Ausschreibungen eingebracht werden sollen oder Strom an den freien Markt verkaufen können.

Die PNE-Gruppe arbeitet an mehreren Windenergie- und Photovoltaikprojekten, die sich noch in einem frühen Entwicklungsstadium befinden. Auch werden Projektansätze zur Direktversorgung von Industrieunternehmen verfolgt. Politische und wirtschaftliche Stabilität, Rohstoffreichtum, ein solider Finanzsektor und das europäisch-kanadische Wirtschafts- und Handelsabkommen CETA sind die Basis für Investitions- und Geschäftsmöglichkeiten. Zum 31. Dezember 2024 befanden sich Windprojekte mit rund 308 MW und Photovoltaikprojekte mit rund 402 MWp in der Entwicklung. Das Windenergieprojekt Buffalo Gap (210 MW) und das Photovoltaikprojekt Muskwa Northwest (100 MW) sind an eine Partnerschaft bestehend aus einem westkanadischen Immobilien- und Energiekonzern sowie drei indigenen Völkern der First Nations im ersten Halbjahr 2024 verkauft worden.

Panama

PNE ist 2019 in den lateinamerikanischen Markt für erneuerbare Energien eingetreten. Über Tochtergesellschaften wurden in Panama fünf Windenergieprojekte übernommen. Sie werden seitdem weiterentwickelt und optimiert. Ein Windprojekt mit insgesamt 68 MW befindet sich zurzeit im Verkaufsprozess. PNE setzt in Panama auf den sich entwickelnden Markt für erneuerbare Energien. Die Projekte werden größtenteils bis Ready-to-Build entwickelt und sollen dann am Markt platziert werden.

Polen

PNE hat seine Marktpräsenz in den letzten Jahren weiter ausgebaut und wird diese Position nutzen, um in den kommenden Jahren weitere Wind- und Photovoltaikkapazitäten zu entwickeln. Zum 31. Dezember 2024 befanden sich Windenergieprojekte mit rund 2.009 MW in der Entwicklung. Zum Ende des Berichtszeitraums wurden Photovoltaikprojekte mit rund 583 MWp bearbeitet.

Rumänien

In Rumänien konzentriert sich PNE auf die Entwicklung von Photovoltaik- und Windprojekten, wobei der Schwerpunkt auf kombinierten und eigenständigen Speicherlösungen lag. Bisher hat PNE Projekte mit einer Gesamtkapazität von 822,6 MW (142,7 MW Windenergie und 679,9 MWp Photovoltaik) sowie 207,2 MWh Co-Location-Speicher erfolgreich abgeschlossen. Die Pipeline wurde 2024 erfolgreich weiter ausgebaut. Zum 31. Dezember 2024 entwickelt PNE aktiv ein Portfolio von Photovoltaikprojekten mit einer installierten Leistung von 744,0 MWp und 108 MWh Co-Location-Speicher.

Schweden

Ende 2024 hat die PNE-Gruppe die beiden schwedischen Gesellschaften PNE Sverige AB und VKS Vindkraft Sverige AB an ein norwegisches Energieversorgungsunternehmen verkauft. Im Verkauf enthalten war auch die Projektpipeline mit Windenergieprojekten mit rund 300 MW Leistung. Die PNE-Gruppe ist nun nicht mehr als Projektentwickler in Schweden aktiv.

Spanien

Zum Ende des Jahres 2024 befanden sich Photovoltaikprojekte mit einer Nennleistung von 1.041 MWp sowie Windparkprojekte von 210 MW in der Entwicklung. Zudem war PNE als Dienstleister für Photovoltaikprojekte von 320 MWp tätig. Hervorgehend aus der Wasserstoffinitiative der Europäischen Union untersucht PNE in Spanien Geschäftsmöglichkeiten in diesem Kontext.

Südafrika

In Südafrika befanden sich zum 31. Dezember 2024 Windenergieprojekte mit bis zu 2.807 MW Nennleistung in unterschiedlichen Phasen der Projektentwicklung.

Auch die Entwicklung der Photovoltaikprojekte schreitet gut voran. Zum Ende des Berichtszeitraums waren Projekte mit rund 1.920 MWp in der Entwicklung. 2024 wurden zwei Projekte mit einer Gesamtgröße von 300 MWp verkauft, die noch bis zum Financial Close von PNE entwickelt werden.

Türkei

Die PNE-Gruppe arbeitet in der Türkei an Windparkprojekten mit einer zu installierenden Nennleistung von 701 MW in verschiedenen Projektentwicklungsphasen.

Ende 2017 führte der staatliche Netzbetreiber TEİAŞ den zweiten Teil einer Ausschreibung für rund 3.000 MW Windkapazität durch. In der Ausschreibung erhielt PNE den Zuschlag für das Projekt "Köseler" (71,4 MW). Im August 2018 erhielt PNE die Vorlizenz von der Energieregulierungsbehörde EPDK. Damit wurden die Einspeisekapazität und das Projektgebiet gesichert. Aufgrund eines Radareinflusses im Projekt "Köseler" wurde der Wechsel zum alternativen Projektstandort "Kayişlar" beantragt und von den zuständigen Behörden genehmigt. Der Zeitraum für die Projektentwicklung bis zur Baureife wurde entsprechend verlängert.

Wie bisher ist es das Ziel, das PNE-Projektportfolio weiterzuentwickeln, um sich auf die Teilnahme an zukünftigen Ausschreibungen vorzubereiten und entsprechende Vorlizenzanträge zu stellen. Darüber hinaus wird das Genehmigungsverfahren für das Projekt "Köseler/Kayişlar" weiterverfolgt.

USA

Im ersten Halbjahr 2024 konnte PNE den Verkauf des USA-Geschäfts abschließen. Das Gesamtpaket beinhaltete sowohl die Gesellschaften als auch die Projekte. Es umfasste eine große Projektpipeline an Wind-, Photovoltaik- und Speicherprojekten in verschiedenen Phasen sowie drei Projekte, die kurz- bis mittelfristig umgesetzt werden können. Abhängig von der Umsetzung der Projekte können neben der ersten Zahlung im einstelligen Millionen-Euro-Bereich in den nächsten fünf Jahren die in den USA getätigten Investitionen wieder in den Konzern zurückfließen und positive Auswirkungen auf die Ergebnis- und Liquiditätssituation des Konzerns haben.

Windenergie auf See

Windenergie auf See national

Die hohe Kompetenz der PNE-Projektentwicklung auf See zeigt sich daran, dass in den vergangenen Jahren acht Windparkprojekte auf See nach der Entwicklung veräußert werden konnten. Hierzu gehören die Projekte "Atlantis I" sowie Projekte der Projektcluster "Borkum Riffgrund" und "Gode Wind".

Vier von PNE entwickelte und nach der Genehmigung veräußerte Windparks auf See wurden inzwischen von den Käufern errichtet und in Betrieb genommen: "Borkum Riffgrund 1", "Gode Wind 1" sowie "Gode Wind 2" und zuletzt in 2019 "Borkum Riffgrund 2" mit zusammen 1.344 MW Nennleistung. Das Projekt "Gode Wind 3", das die ehemaligen Projekte "Gode Wind 3" und "Gode Wind 4"zusammenführt, wurde im Jahresverlauf 2024 vollständig errichtet.

Seit 2017 regelt das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) die Planung künftiger Projekte und stellt in Kombination mit dem eingeführten Ausschreibungssystem für PNE eine hohe Hürde für künftige Projektentwicklungen in deutschen Gewässern dar.

Zwei Gesellschaften des Konzerns hatten in Vorjahren im Rahmen der Umsetzung des Beschlusses des Bundesverfassungsgerichts vom 30. Juni 2020 durch den Gesetzgeber im Sinne des WindSeeG 2020 Erstattungsanträge nach § 10a WindSeeG gestellt und im ersten Halbjahr 2023 wurden entsprechende Feststellungsbescheide des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ausgestellt. Auf der Basis von nachfolgenden Kostenerstattungsbescheiden des BSH sind im Geschäftsjahr 2023 rund 2,5 Mio. Euro eingegangen. Die Höhe der vorgenannten Ausgleichszahlungen des Bundes nach § 10a WindSeeG bleiben hinter dem zurück, was die PNE AG für die erbrachten Entwicklungsleistungen für angemessen hält (einen niedrigen zweistelligen Millionen-Euro-Betrag). Sollte es zu weiteren Erstattungen für in der Vergangenheit bereits erbrachte Projektierungsleistungen kommen, so würden sich diese dann in der Zukunft entsprechend positiv auf die Konzernzahlen auswirken können.

Im Bereich Windenergie auf See prüft die PNE-Gruppe auch Möglichkeiten zur Erzeugung von anderen Energieträgern wie etwa Wasserstoff auf See. In diesem Zusammenhang wurde bereits 2023 ein Forschungsvorhaben zum Thema Wasserstofferzeugung mittels Offshore-Windenergie und dessen Transport beendet. Auf der Basis der Ergebnisse können bei positiver Perspektive mögliche weitergehende Projektaktivitäten im Bereich Offshore-Wind stattfinden.

Windenergie auf See international

Im Berichtszeitraum wurden weitere Anstrengungen zum Einstieg in die Entwicklung von Meereswindparks im Ausland unternommen.

In Vietnam bereitet die PNE die Projektierung von Windparks auf See (nearshore) vor. Das Projekt umfasst eine Größenordnung von 2.000 MW und soll in drei Phasen entwickelt werden. Hierzu hat die PNE mit der für die zukünftige Einspeisung der Energie vorgesehenen Provinz eine Absichtserklärung unterzeichnet. Der zukünftige Projektverlauf hängt von der Weiterentwicklung regulatorischer Rahmenbedingungen ab.

Ein weiteres Projekt in der Größenordnung von 1.000 MW liegt vor der Küste von Lettland und befindet sich noch in einer frühen Entwicklungsphase. Hierzu wurde Anfang 2023 ein 50:50-Joint Venture mit der schwedischen Eolus gegründet. Der auf die PNE entfallende Anteil des Projekts liegt bei 500 MW.

Ergebnisse des Segments Projektentwicklung

Die oben aufgeführten operativen Leistungen führten im Segment Projektentwicklung im Berichtszeitraum 2024 zu den folgenden Ergebnissen.

Anzumerken ist, dass in der Darstellung des Segmentergebnisses Ergebnisanteile der 2024 getätigten Projektverkäufe, insbesondere Windparks Papenrode und Lütau, bereits im Geschäftsjahr 2023 erfolgswirksam vereinnahmt und im Konzernabschluss der PNE-Gruppe eliminiert wurden. Insoweit führte der Verkauf dieser Projekte 2024 zu einer Ergebnisrealisierung ausschließlich auf Ebene der PNE-Gruppe und wird nicht in diesem Segment dargestellt.

Das Segment Projektentwicklung hat im Geschäftsjahr 2024

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―	eine Gesamtleistung von 230,5 Mio. Euro (Vorjahr: 217,6 Mio. Euro),
―	ein EBITDA von -5,1 Mio. Euro (Vorjahr: 17,9 Mio. Euro) und
―	ein EBIT von -7,9 Mio. Euro (Vorjahr: 15,4 Mio. Euro) erreicht.

Segment Stromerzeugung

Das Segment Stromerzeugung beinhaltet im Wesentlichen die von der PNE-Gruppe selbst betriebenen Windparks mit einer Nennleistung von 422,9 MW zum 31. Dezember 2024 (Vorjahr: 369,8 MW) sowie das Holzheizkraftwerk (HKW) in Silbitz mit 5,6 MW. Außerdem umfasst das Segment Anteile an Kommanditgesellschaften, in denen künftige Projekte umgesetzt werden sollen.

Im Geschäftsjahr 2024 wurden im Vergleich zum langjährigen Mittel niedrigere Windergebnisse verzeichnet. Das Windangebot schwankt von Jahr zu Jahr. PNE-Projekte im Eigenbetrieb sind auf Basis von zwei unabhängigen Windgutachten kalkuliert. Diese Windprognosen beziehen sich auf einen mittleren jährlichen Wert, der im Laufe von üblicherweise 20 Jahren mit einer definierten Wahrscheinlichkeit erreicht wird. Das heißt, statistisch gesehen gleichen sich Unterschreitungen und Übererfüllung von Windangeboten im Laufe der Betriebszeit aus.

Ein weiterer wesentlicher Faktor im Segment Stromerzeugung ist die Entwicklung der Strompreise, zu denen die erzeugte Energie verkauft wird. Dies betrifft sowohl die von den Übertragungsnetzbetreibern berechneten Monatsmarktwerte "Wind an Land", die im Rahmen der geförderten Direktvermarktung heranzuziehen sind, als auch die Entwicklungen an den Terminmärkten für kurz- und mittelfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs). Das Preisniveau ist im Berichtsjahr wie auch im Jahr 2023 weiter gesunken, nachdem es im Jahr 2022, in dem der Ukraine-Krieg die Preise stark beeinflusst hatte, überdurchschnittlich hoch war. Trotzdem ist es PNE gelungen, auch 2024 PPAs beziehungsweise Fixpreisvereinbarungen für die eigenen Windparks abzuschließen, die auch teilweise noch in den Folgejahren höhere Vergütungen sichern.

Mit der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien leistet PNE einen wichtigen Beitrag zur nachhaltigen und klimafreundlichen Energieversorgung in Deutschland. Das Eigenbetriebsportfolio (Wind onshore) der PNE ist 2024 auf 422,9 MW installierte Leistung angewachsen. Insgesamt wurden 2024 rund 748 GWh erzeugt (Vorjahr: 695 GWh). Damit können rechnerisch rund 200.000 3-Personen-Haushalte (Quelle: BDEW) versorgt werden. Darüber hinaus wurden damit rund 566.000 Tonnen CO 2 e (Quelle: UBA) eingespart. Der Anstieg der Stromproduktion im Jahr 2024 gegenüber dem Vorjahr ist auf den weiteren Ausbau des Eigenbetriebsportfolios zurückzuführen, wurde jedoch durch das schlechtere Windjahr 2024 gebremst.

Im Vergleich zum Vorjahresberichtszeitraum waren 2024 ein schlechteres Windangebot und niedrigere Strompreise zu verzeichnen. Die Kombination der erhöhten Anzahl im Betrieb befindlicher Windenergieanlagen, des schlechteren Windangebots sowie der niedrigeren Strompreise führte im Segment Stromerzeugung dazu, dass sich die Umsatzerlöse gegenüber dem Vorjahr nur leicht erhöhten.

Die Abschreibungen im Segment Stromerzeugung beliefen sich auf 26,9 Mio. Euro (Vorjahr: 28,2 Mio. Euro).

Mit steigendem Eigenbetriebsportfolio erhöhten sich die sonstigen betrieblichen Aufwendungen vor allem in dem Posten "Reparatur und Instandhaltung" sowie bei "Miet-, Pacht-, Leasingaufwand und Mietnebenkosten". Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen im Segment Stromerzeugung stiegen von 13,1 Mio. Euro auf 17,4 Mio. Euro im Jahr 2024.

Ergebnisse des Segments Stromerzeugung

Das Segment Stromerzeugung hat im Geschäftsjahr 2024

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―	eine Gesamtleistung von 83,0 Mio. Euro (Vorjahr: 79,0 Mio. Euro),
―	ein EBITDA von 57,7 Mio. Euro (Vorjahr: 60,3 Mio. Euro) und
―	ein EBIT von 30,8 Mio. Euro (Vorjahr: 32,1 Mio. Euro) erzielt.

Segment Services

Das Segment Services hat 2024 starkes Wachstum über das Dienstleistungsportfolio erbracht. Seit 2021 konnten bis Ende 2024 Umsatz und Ergebnis in diesem Bereich über 60 % gesteigert werden.

Durch weitere Auftragseingänge von Drittkunden, sowohl im Kernmarkt Deutschland als auch international, wurde die Unabhängigkeit im Betriebsmanagement durch von PNE entwickelte Projekte erneut weiterentwickelt. Dabei gewinnt das Betriebsmanagement in den europäischen Märkten außerhalb von Deutschland zunehmend an Bedeutung. Erkennbar ist dies unter anderem daran, dass die Hälfte des Wachstums von rund 1.000 MW im Betriebsmanagement der letzten drei Jahre bereits zu rund 50 % durch die internationalen Märkte (insbesondere Polen und Schweden) generiert wurde. Im Bereich der kaufmännischen Betriebsführung mit inkludierter Geschäftsführungstätigkeit für externe Gesellschaften konnten Repowering-Vorhaben abgeschlossen beziehungsweise maßgeblich vorangetrieben werden. Dadurch konnten unter anderem Umsätze in das Jahr 2024 vorgezogen und das Ergebnis signifikant verbessert werden.

Durch die initiierten Digitalisierungsprojekte wird die Effizienz und Qualität im operativen Bereich weiter gesteigert. Zugleich sind sie die Basis für eine weitere Automatisierung und den Einsatz von KI-Tools.

Vor dem Hintergrund der aktuellen geopolitischen Herausforderungen sind die Aktivitäten und Kompetenzen im Bereich der Cybersecurity verstärkt worden. Die relevanten Bereiche innerhalb der PNE-Gruppe konnten 2024 erfolgreich gemäß Kritis und ISO 27001 zertifiziert werden. Ferner wurden nach ISO 9001 im Jahr 2023 auch die für den Service sehr wichtigen Zertifizierungen zur ISO 14001 und 45001 erlangt.

Der Bereich Wind und Sites Services konnte im Geschäftsjahr 2024 die Marktpräsenz weiter ausbauen. Die Position bei der Durchführung von Windmessungen inklusive darauf basierender Ertragsgutachten wurde weiter gestärkt und es wurden deutlich mehr Fachgutachten im Bereich der Windparkplanung beauftragt. Darüber hinaus konnte die Anzahl der LiDAR-Verifikationen am eigenen 200-Meter-Windmessmast um 50 % erhöht werden, was die marktführende Rolle in Europa bestätigt. Der gemäß EEG geforderte Standortgütenachweis nach fünf, zehn beziehungsweise 15 Betriebsjahren von Windenergieanlagen kann seit 2022 von Wind und Sites Services nach akkreditiertem Standard durchgeführt werden. Der Bereich ist damit eines von wenigen akkreditierten Prüflaboren, die bei der Fördergesellschaft Windenergie für die Anwendung der Technischen Richtlinie Nummer 10 (TR 10) gelistet sind. Damit wird das Dienstleistungsspektrum zielgerichtet auf den Kundenbedarf auch in die Phase des Betriebs erweitert.

Die Nachfrage nach Transaktionsberatung - inklusive der Vermittlung von PPAs für ausgeförderte Anlagen - sowie nach Vermarktungslösungen für kurzfristige Absicherungsprodukte für Projekte innerhalb des Marktprämienmodells blieb vor dem Hintergrund eines weiterhin hohen Marktpreisniveaus groß. Entsprechend konnten im Geschäftsjahr 2024 Stromvermarktungslösungen für weitere 45 Windparks und Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von 524,2 MW vermittelt werden.

Im Bereich der technischen Inspektionen und Prüfungen konnte durch den Abschluss bedeutender Rahmenverträge und Aufträge mit Großkunden eine Erhöhung der nachhaltigen Grundauslastung für das Jahr 2025 erzielt werden. Mit über 1.000 technischen Prüfungen an Windenergieanlagen verschiedener Hersteller steigt weiterhin das Interesse an den angebotenen Dienstleistungen, was ein Nachweis für die große Akzeptanz und die hohe Qualität dieser Leistungen ist.

Die im Rahmen der Projektumsetzung erbrachten Aktivitäten der Windparkerrichtung, Netzanschlussplanung und -umsetzung sowie Unterstützung in der Projektierung von Wind- und Photovoltaikanlagen wurden 2024 weiter ausgebaut und fortgeführt.

Ferner wurden mehr als 20 Netzanschlüsse in Projekten für Fremdkunden mehrjährig betreut. Sie wurden 2024 fertiggestellt und nach der Inbetriebnahme mit der finalen Erstellung der Konformitätserklärungen gemäß Technischer Richtlinie Nummer 8 (TR 8) und VDE-AR-N 4110 abgeschlossen. Hierbei handelt es sich um insgesamt rund 190 MW.

Im Geschäftsjahr 2024 hat das Segment Services erneut mit einem immer größer werdenden Umsatz und EBITDA zum Konzernergebnis beigetragen.

Ergebnisse des Segments Services

Das Segment Services hat im Geschäftsjahr 2024

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―	eine Gesamtleistung von 36,5 Mio. Euro (Vorjahr: 30,8 Mio. Euro),
―	ein EBITDA von 7,8 Mio. Euro (Vorjahr: 6,5 Mio. Euro) und
―	ein EBIT von 3,7 Mio. Euro (Vorjahr: 3,1 Mio. Euro) erreicht.

2.5 Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage

Die Zahlen im Text und in den Tabellen wurden kaufmännisch gerundet, geringfügige Rundungsdifferenzen sind jedoch möglich.

2.5.1 Ertragslage Entwicklung im Konzern

Der PNE-Konzern erzielte gemäß IFRS im Geschäftsjahr 2024 eine Gesamtleistung von 342,6 Mio. Euro (Vorjahr: 267,8 Mio. Euro). Davon entfallen 210,4 Mio. Euro auf Umsatzerlöse (Vorjahr: 121,5 Mio. Euro), 123,5 Mio. Euro auf Bestandsveränderungen (Vorjahr: 136,4 Mio. Euro) sowie 8,6 Mio. Euro auf sonstige betriebliche Erträge (Vorjahr: 9,9 Mio. Euro).

Die Veränderung der Umsatzerlöse im Konzern gegenüber dem Vorjahr ist im Wesentlichen auf die gestiegenen Umsatzerlöse im Segment Projektentwicklung zurückzuführen. Diese Erhöhung hängt im Wesentlichen mit den Verkäufen der Windparkprojekte Papenrode und Lütau zusammen. Zusätzlich sind höhere Umsätze auf das Segment Stromerzeugung, aufgrund der höheren Anzahl in Betrieb befindlicher Windenergieanlagen, und die Ausweitung der Dienstleistungen im Segment Services zurückzuführen.

Im Geschäftsjahr 2024 wurden:

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―

im Segment Projektentwicklung interne Umsätze an ein anderes Segment von 119,0 Mio. Euro (Vorjahr: 155,9 Mio. Euro) u. a. für Generalunternehmer- und Projektentwicklungsleistungen für die eigenen Windparks sowie externe Umsätze von 108,7 Mio. Euro (Vorjahr: 26,3 Mio. Euro) u. a. im Inland aus dem Verkauf der Windparkprojekte Papenrode und Lütau sowie im Ausland aus dem Verkauf des USA-Geschäfts, des Schweden-Geschäfts und den internationalen Projektverkäufen in Italien, Südafrika und Großbritannien erzielt.

―

im Segment Stromerzeugung 77,6 Mio. Euro (Vorjahr: 73,8 Mio. Euro) an externen Umsätzen erzielt. Im Wesentlichen entfielen diese Umsätze auf Windparks im Eigenbestand in Höhe von 74,2 Mio. Euro (Vorjahr: 70,4 Mio. Euro) sowie auf die Umsätze des HKW Silbitz mit 3,4 Mio. Euro (Vorjahr: 3,4 Mio. Euro). Im Vergleich zum Vorjahresberichtszeitraum waren 2024 ein schlechteres Windangebot und niedrigere Strompreise zu verzeichnen. Die Kombination der erhöhten Anzahl in Betrieb befindlicher Windenergieanlagen, des schlechteren Windangebots sowie der niedrigeren Strompreise führte im Segment Stromerzeugung dazu, dass sich die Umsatzerlöse gegenüber dem Vorjahr nur leicht erhöhten.

―

im Segment Services externe Umsätze von 24,1 Mio. Euro (Vorjahr: 21,4 Mio. Euro) und interne Umsätze von 11,0 Mio. Euro (Vorjahr: 8,5 Mio. Euro) abgerechnet. Die wesentlichen Umsätze wurden


―	aus kaufmännischem und technischem Betriebsmanagement,
―	aus Baumanagementdienstleistungen,
―	aus Windplanungsleistungen/Windmessungen,
―	aus Stromvermarktungsmanagement,
―	aus Dienstleistungen im Bereich Service, Wartung und Prüfung von Betriebsmitteln, Schulungen für Fachkräfte und dem Service für Arbeiten an z. B. Hindernisbefeuerungssystemen sowie
―	aus Umspannwerkdienstleistungen erzielt.

Der Anstieg der Umsätze gegenüber dem Vorjahreszeitraum ist unter anderem begründet in den zusätzlichen Dienstleistungen im Baumanagementbereich bei bereits veräußerten Projekten und dem Anstieg der zu betreuenden Erneuerbare-Energien-Projekte im kaufmännischen und technischen Betriebsmanagement.

Erläuterung: Da die Windparks in Eigenbesitz unabhängig von ihrer aktuellen oder künftigen Gesellschafterstruktur selbst betrieben und zur Stromerzeugung genutzt wurden, erfolgte der Ausweis der Windparks ab dem Zeitpunkt der Veräußerung im Konzern gemäß IAS 16 als Anlagevermögen. Die Umgliederung aus dem Konzernvorratsvermögen in das Konzernanlagevermögen erfolgt dabei ohne Berührung der Gewinn- und Verlustrechnung und führt dementsprechend zu keiner Veränderung der Gewinn- und Verlustrechnungsposition "Erhöhung/Verminderung des Bestands an unfertigen Erzeugnissen und Leistungen". Die Entscheidung, ob ein im Bau befindlicher Windpark an externe Investoren verkauft wird oder ob dieser in den Eigenbetrieb übernommen werden soll, erfolgt in Abhängigkeit von den jeweiligen aktuellen wirtschaftlichen Projekt- und Marktbedingungen, aktuellen Investorenanfragen sowie der weiteren strategischen Ausrichtung in Verbindung mit der langfristigen Liquiditätsplanung des Konzerns.

In den sonstigen betrieblichen Erträgen werden unter anderem die Auflösung von Rückstellungen im Zusammenhang mit dem Bau von Windparkprojekten, Einzelwertberichtigungen und Weiterberechnungen abgebildet.

Seit Juni 2022 wird die Türkei als Hochinflationsland im Sinne des IAS 29 eingestuft. Die Effekte aus der Kaufkraftanpassung der nichtmonetären Bilanzposten sowie der Posten der Gesamtergebnisrechnung werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen oder den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst. Im Geschäftsjahr 2024 ergab sich ein positives Ergebnis aus der Nettoposition der monetären Posten in Höhe von 3,2 Mio. Euro, das in den sonstigen betrieblichen Erträgen im Segment Projektentwicklung enthalten ist (Vorjahr: 0,7 Mio. Euro). Im Vorjahr waren zudem Schadensersatzleistungen in Höhe von 3,3 Mio. Euro, davon in Höhe von 2,5 Mio. Euro für Entschädigung nach § 10a WindSeeG aufgrund eines Beschlusses des Verfassungsgerichts, dass Teile des WindSeeG verfassungswidrig sind, in den sonstigen betrieblichen Erträgen erfasst (Segment Projektentwicklung).

Die Aktivitäten des Konzerns in der Projektentwicklung im In- und Ausland, an Land wie auf See, spiegeln sich auch in den Aufwandspositionen wider. Der Konzern-Gesamtleistung steht ein Materialaufwand von 171,8 Mio. Euro (Vorjahr: 141,1 Mio. Euro) gegenüber. Die im Vergleich zum Vorjahr von 52,7 % auf 50,2 % veränderte Materialaufwandsquote (Materialaufwand im Verhältnis zur Gesamtleistung) im Konzern liegt unter anderem darin begründet, wie Projekte im Geschäftsjahr verkauft wurden, entweder als "Turn Key"-Projekt (hoher Materialaufwand) oder als Projektrecht (niedriger Materialaufwand) (siehe dazu auch die Erläuterung zur Erhöhung der Umsatzerlöse). Negativ auf die Materialaufwandsquote wirkt sich die Umsetzung der Windparks für das eigene Portfolio aus, da in der Gesamtleistung des Konzerns nur die Aktivierung der externen Herstellkosten und keine Gewinne aus diesen Projektumsetzungen enthalten sind. Positiv auf die Materialaufwandsquote im Konzern wirken sich dagegen die steigenden Umsatzerlöse aus den im Konzern befindlichen eigenen Windparks aus. Bei den laufenden Windparks betreffen die wesentlichen Aufwandspositionen die laufenden Abschreibungen und die sonstigen betrieblichen Aufwendungen. Somit sind in diesen Gesellschaften sehr niedrige Materialaufwandsquoten zu erwarten.

Der Personalaufwand belief sich im Geschäftsjahr 2024 auf 59,0 Mio. Euro im Konzern und stieg gegenüber dem Wert der Vorjahresperiode (51,8 Mio. Euro) um 7,2 Mio. Euro an. Die Mitarbeitendenanzahl per 31. Dezember 2024 ist im Konzern auf 680 Personen angestiegen (Vorjahr: 632 Mitarbeitende). Im Jahresdurchschnitt waren im Konzern 651 Personen (Vorjahr: 608 Personen) beschäftigt. In diesen Zahlen ist der Vorstand mit drei Mitgliedern (Vorjahr: drei Mitglieder) enthalten. Die Erhöhung der Mitarbeitendenzahl erfolgte im Rahmen der bisherigen Unternehmensstrategie. Ein weiterer Grund für den Anstieg des Personalaufwands sind die gestiegenen Einstiegsgehälter und die variablen Vergütungen für Mitarbeitende, die für qualifiziertes Personal marktüblich bezahlt werden.

Der Personalaufwand verteilt sich auf die Segmente wie folgt:

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―	Projektentwicklung mit 40,3 Mio. Euro (Vorjahr: 37,3 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung mit 3,3 Mio. Euro (Vorjahr: 1,8 Mio. Euro) und
―	Services mit 15,4 Mio. Euro (Vorjahr: 12,7 Mio. Euro).

Die Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte des Anlagevermögens, Sachanlagen und Nutzungsrechte veränderten sich gegenüber dem Vorjahreszeitraum auf 33,8 Mio. Euro (Vorjahr: 34,2 Mio. Euro). Die Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte des Anlagevermögens, Sachanlagen und Nutzungsrechte verteilen sich auf die Segmente wie folgt:

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―	Projektentwicklung mit 2,8 Mio. Euro (Vorjahr: 2,5 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung mit 26,9 Mio. Euro (Vorjahr: 28,2 Mio. Euro) und
―	Services mit 4,1 Mio. Euro (Vorjahr: 3,5 Mio. Euro).

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen im Konzern in Höhe von 42,8 Mio. Euro (Vorjahr: 35,1 Mio. Euro) liegen über dem Vorjahreswert und gliedern sich im Wesentlichen auf in:

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in Mio. Euro	2024	2023
Rechts- und Beratungsaufwand	8,0	7,4
Reparatur und Instandhaltung	8,6	7,2
Werbe- und Reisekostenaufwand	4,6	3,3
Miet-, Pacht-, Leasingaufwand und Mietnebenkosten	3,0	2,8
Kraftfahrzeugkosten	2,8	2,3
Versicherungen und Beiträge	1,9	1,6
Abschluss- und Prüfungskosten inkl. Steuerberatung und externe Buchführung	1,0	1,5
EDV-Kosten	2,1	1,4
Periodenfremde Aufwendungen	1,0	1,3
Zuführung zu Einzelwertberichtigungen auf Forderungen	0,0	0,8
Aufsichtsratsvergütung	0,4	0,4
Erlösabschöpfung (StromPBG)	0,0	0,1

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen, vor Konsolidierungseffekten, verteilen sich auf die Segmente wie folgt:

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―	Projektentwicklung mit 25,7 Mio. Euro (Vorjahr: 22,4 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung mit 17,4 Mio. Euro (Vorjahr: 13,1 Mio. Euro) und
―	Services mit 4,7 Mio. Euro (Vorjahr: 4,6 Mio. Euro).

Mit dem weiteren Aufbau und dem laufenden Betrieb der im Konzern befindlichen Windparks, den Repowering-Projekten (Wind) sowie dem HKW Silbitz (Segment Stromerzeugung) veränderten sich die sonstigen betrieblichen Aufwendungen vor allem in dem Posten "Reparatur und Instandhaltung" sowie bei "Miet-, Pacht-, Leasingaufwand und Mietnebenkosten". Eine weitere Veränderung war beim "Rechts- und Beratungsaufwand" zu verzeichnen, da die Weiterentwicklung des Konzerns mit der Unternehmensstrategie auch 2024 größere Aufwendungen beispielsweise für die Digitalisierung, Zertifizierung und gesetzliche oder bilanzielle Vorgaben (z. B. EU-Taxonomie, Nachhaltigkeitsbericht etc.) mit sich brachten.

Die sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträge veränderten sich gegenüber dem Vorjahreszeitraum von 11,9 Mio. Euro auf 10,6 Mio. Euro. Im Wesentlichen liegt die Veränderung an der Folgebewertung der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten. Im Berichtszeitraum wurde aufgrund der notwendigen Folgebewertung der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten ein Ertrag in Höhe von 6,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,6 Mio. Euro) erfolgswirksam in den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen erfasst. Veränderte Marktzinsen führen bei einer Bewertung der Zins-Swaps zu einem Zinsertrag, der im Berichtszeitraum 2024 in Höhe von 0,5 Mio. Euro (Vorjahr: 6,5 Mio. Euro) im Konzern (Segment Stromerzeugung) verbucht wurde. Zudem wurde für einen laufenden Windpark im Eigenbetrieb ein "Financial PPA" bewertet. Diese Bewertung führte zu einem Zinsertrag in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro).

Die Zinsen und ähnlichen Aufwendungen veränderten sich im Konzern gegenüber dem Vorjahreszeitraum von 26,3 Mio. Euro auf 47,9 Mio. Euro. Im Berichtszeitraum 2024 führten Bewertungen von einzelnen Zins-Swaps zu einem Zinsaufwand von 2,0 Mio. Euro (Vorjahr: 1,1 Mio. Euro) und die notwendigen Folgebewertungen der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten zu einem Zinsaufwand von 28,8 Mio. Euro (Vorjahr: 9,7 Mio. Euro). Diese erforderlichen Anpassungen sind weder liquiditätswirksam noch spiegeln sie den operativen Erfolg der PNE wider. Die Zinsen und ähnlichen Aufwendungen fielen ansonsten im Wesentlichen an im Zusammenhang mit

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―	der Anleihe 2022/2027 (2,8 Mio. Euro),
―	den Eigen- und Fremdfinanzierungen von Windparkprojekten und von den Portfolio-GmbHs (9,2 Mio. Euro),
―	der Anwendung des IFRS 1 6 "Leasing" (4,0 Mio. Euro) und
―	sonstigen Themen wie z. B. der Gebäudefinanzierung am Stammsitz in Cuxhaven oder Inanspruchnahmen von Betriebsmittel- und Avallinien (1,1 Mio. Euro).

Um den Effekten aus den Schwankungen der Marktzinsen entgegenzuwirken, wurden erstmals zum 1. Oktober 2023 die Zins-Swaps und die variabel verzinslichen Darlehen (sogenannte Grundgeschäfte) als Sicherungsinstrumente im Rahmen des Hedge Accounting designiert. Wertveränderungen des effektiven Teils des Cashflow Hedges werden erfolgsneutral, nach Berechnung der latenten Steuern, in Höhe von -1,8 Mio. Euro (Vorjahr: 9,7 Mio. Euro) im übrigen Ergebnis (OCI) ausgewiesen. Der nicht effektive Teil des Hedge Accounting in Höhe von 1,3 Mio. Euro (Vorjahr: 0,8 Mio. Euro) wurde erfolgswirksam in den Zinsen und ähnlichen Aufwendungen erfasst.

Erläuterung: Bei finanziellen Verbindlichkeiten, deren Verzinsung zu besonderen Konditionen abgeschlossen wurde (z. B. aufgrund von KfW-Förderungen), ist der Marktzins zu verwenden, der für ein vergleichbares Instrument ähnlicher Bonitätsbeurteilung gelten würde. Die Differenz wird nach der Effektivzinsmethode über die Laufzeit des zugrunde liegenden Instruments verteilt. Der Effektivzinssatz ist der Zinssatz, mit dem die geschätzten künftigen Ein- und Auszahlungen über die erwartete Laufzeit auf den Nettobuchwert abgezinst werden. Mittels der Effektivzinsmethode werden durch Amortisation Zinserträge beziehungsweise -aufwendungen auf der Basis sämtlicher erwarteter Zahlungsströme über die Laufzeit der finanziellen Verbindlichkeit verteilt. Die Anwendung der Effektivzinsmethode erfolgt nach vollständiger Inanspruchnahme der vereinbarten Finanzierung und nach Inbetriebnahme der dadurch finanzierten Projekte. Folgebewertungen werden unter Anwendung der Effektivzinsmethode im Konzern durchgeführt, wenn sich bei den im Konzern regelmäßig stattfindenden Überprüfungen der Markterwartungen ergibt, dass sich diese wesentlich verändert haben.

Im Konzern wurde ein Steueraufwand von 9,2 Mio. Euro im Geschäftsjahr ausgewiesen (Vorjahr: Steuerertrag von 0,9 Mio. Euro).

Auf Konzernebene wurden im Geschäftsjahr 2024 folgende Ergebnisse erzielt:

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―	ein Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA = EBIT zzgl. Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Nutzungsrechte sowie auf Geschäfts- oder Firmenwerte) in Höhe von 69,0 Mio. Euro (Vorjahr: 39,9 Mio. Euro),
―	ein Betriebsergebnis (EBIT = entspricht dem in der Konzern-Gesamtergebnisrechnung ausgewiesenen Wert in der Zeile "Betriebsergebnis") von 35,1 Mio. Euro (Vorjahr: 5,7 Mio. Euro).

Das Konzern-Ergebnis nach Anteilen nicht beherrschender Gesellschafter am Ergebnis belief sich auf -13,4 Mio. Euro (Vorjahr: -9,6 Mio. Euro). Das unverwässerte Konzern-Ergebnis je Aktie belief sich auf -0,18 Euro (Vorjahr: -0,13 Euro) und das verwässerte Konzern-Ergebnis je Aktie auf -0,18 Euro (Vorjahr: -0,13 Euro).

Bereinigt um die nach IFRS erforderlichen Bewertungen von einzelnen Zins-Swaps und die notwendigen Folgebewertungen von Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, die weder liquiditätswirksam sind noch den operativen Erfolg der PNE widerspiegeln, erzielte der Konzern ein angepasstes Konzernergebnis von 10,7 Mio. Euro (Vorjahr: -5,8 Mio. Euro).

Unter Berücksichtigung des Geschäftsergebnisses und der Dividendenausschüttung veränderte sich der Bilanzgewinn im Konzern im Berichtszeitraum auf 45,5 Mio. Euro (Vorjahr: 65,6 Mio. Euro). Im Geschäftsjahr 2024 wurde eine Dividende in Höhe von 6,1 Mio. Euro ausgeschüttet.

Entwicklung in der PNE AG

(Zahlen nach HGB-Einzelabschluss)

Von der Gesamtleistung im Konzern entfielen auf die PNE AG 104,8 Mio. Euro (Vorjahr: 99,0 Mio. Euro). Die Gesamtleistung der PNE AG setzt sich aus Umsatzerlösen in Höhe von 101,8 Mio. Euro (Vorjahr: 77,3 Mio. Euro), aus Bestandsveränderungen in Höhe von -2,7 Mio. Euro (Vorjahr: 8,6 Mio. Euro) und aus sonstigen betrieblichen Erträgen in Höhe von 5,8 Mio. Euro (Vorjahr: 13,1 Mio. Euro) zusammen.

Die Umsätze wurden wie im Vorjahr im Wesentlichen aus "Turn Key"-Projektumsetzungen beziehungsweise -verkäufen erzielt.

Unter den sonstigen betrieblichen Erträgen werden die Auflösung von Rückstellungen und sonstige Erträge wie beispielsweise Gutschriften, Schadensersatzzahlungen, Weiterberechnungen und Erträge aus der Auflösung von Einzelwertberichtigungen sowie Erträge aus dem Abgang von Sachanlagevermögen erfasst.

In den sonstigen betrieblichen Erträgen ist im Vorjahr die Meilensteinzahlung aus dem Verkauf der Anteile an der PNE Atlantis I GmbH in Höhe von 5,0 Mio. Euro als Ertrag aus dem Abgang von Sachanlagevermögen enthalten.

Im Einzelabschluss der PNE AG betrug der Materialaufwand im abgelaufenen Geschäftsjahr 66,6 Mio. Euro (Vorjahr: 64,8 Mio. Euro). Der Materialaufwand setzt sich im Wesentlichen aus den Kosten für die Windenergieanlagen und den Baukosten für die Infrastrukturleistungen der umgesetzten beziehungsweise im Bau befindlichen Windparkprojekte zusammen.

Im Einzelabschluss der PNE AG belief sich der Personalaufwand im Geschäftsjahr 2024 auf -27,5 Mio. Euro (Vorjahr: 22,0 Mio. Euro). Die Mitarbeitendenanzahl per 31. Dezember 2024 hat sich in der PNE AG auf 290 Personen verändert (Vorjahr: 240 Mitarbeitende). In den Personalzahlen ist der Vorstand mit vier Mitgliedern (Vorjahr: drei Mitglieder) enthalten.

Im Einzelabschluss der PNE AG belief sich der sonstige betriebliche Aufwand im Geschäftsjahr 2024 auf 20,9 Mio. Euro (Vorjahr: 15,8 Mio. Euro).

Die PNE AG wies im Geschäftsjahr 2024 ein Ergebnis vor Steuern von 11,4 Mio. Euro (Vorjahr: 34,3 Mio. Euro) aus.

Die Erträge aus Gewinnabführungsverträgen veränderten sich gegenüber dem Vorjahr von 29,5 Mio. Euro auf 10,0 Mio. Euro. Zurückzuführen ist diese Veränderung im Wesentlichen auf den Gewinnabführungsvertrag mit der PNE Erneuerbare Energien GmbH, auf Basis dessen ein Gewinn der PNE Erneuerbare Energien GmbH (Vormals: WKN GmbH) von rund 9,0 Mio. Euro (Vorjahr: 26,5 Mio. Euro) der PNE AG zugerechnet wurde.

Die Zinsen und ähnlichen Aufwendungen veränderten sich bei der PNE AG gegenüber dem Vorjahr und betrugen 3,9 Mio. Euro (Vorjahr: 3,3 Mio. Euro) und sind im Wesentlichen für die Zinsen der Anleihe 2022/2027 angefallen.

Zum 31. Dezember 2024 belief sich der Bilanzgewinn der PNE AG auf 273,8 Mio. Euro (Vorjahr: 273,1 Mio. Euro). Der Jahresüberschuss der PNE AG betrug 6,4 Mio. Euro (Vorjahr: 27,7 Mio. Euro). Das unverwässerte Ergebnis je Aktie der Einzelgesellschaft lag bei 0,08 Euro (Vorjahr: 0,36 Euro) und das verwässerte Ergebnis je Aktie der Einzelgesellschaft bei 0,08 Euro (Vorjahr: 0,36 Euro).

2.5.2 Finanzlage

Die Zahlen im Text und in den Tabellen wurden kaufmännisch gerundet, geringfügige Rundungsdifferenzen sind jedoch möglich.

Entwicklung im Konzern

Das Finanzmanagement der PNE AG und des PNE-Konzerns ist darauf ausgerichtet, ausreichend Liquidität

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―	für die Finanzierung der laufenden Geschäftstätigkeit bereitzustellen,
―	um die Voraussetzungen zur Umsetzung der Strategie zu schaffen sowie
―	um den Risiken aus dem Projektgeschäft zu begegnen.

Die Finanzierung erfolgt dabei auf Ebene der jeweiligen Projektgesellschaften in Form von Darlehen sowie auf Ebene der PNE AG unter anderem durch die Emission von Anleihen. Derivative Finanzinstrumente wie Zins-Swaps werden in der Regel nur auf Ebene der Projektgesellschaften eingesetzt, um Zinsrisiken variabel verzinslicher Darlehen abzusichern. Zum 31. Dezember 2024 bestanden derivative Finanzinstrumente in Bezug auf mehrere Projektfinanzierungen der Windparks im Konzern.

Über die Liquiditätssituation und die finanzielle Lage des Konzerns gibt die Kapitalflussrechnung Aufschluss. Zum 31. Dezember 2024 stand den Konzernunternehmen eine Liquidität inklusive Kreditlinien für Projektzwischenfinanzierungen in Höhe von 225,6 Mio. Euro zur Verfügung, die in Höhe von 6,0 Mio. Euro an Kreditinstitute verpfändet ist (Vorjahr: 219,0 Mio. Euro, davon 3,8 Mio. Euro verpfändet).

Die zur Verfügung stehende Liquidität gliedert sich auf in

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―	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente in Höhe von 91,6 Mio. Euro (Vorjahr: 90,4 Mio. Euro),
―	zur Verfügung stehende freie Betriebsmittellinien in Höhe von 8,2 Mio. Euro (Vorjahr: 9,3 Mio. Euro) und
―	zur Verfügung stehende freie Projektfremdkapitalzwischenfinanzierungen in Höhe von 125,8 Mio. Euro (Vorjahr: 119,3 Mio. Euro).

Der Konzern verfügt zum 31. Dezember 2024 über Betriebsmittellinien in Höhe von 20,1 Mio. Euro (Vorjahr: 20,1 Mio. Euro) und Linien für Gewährleistungs- und Vertragserfüllungsavale (ohne von Banken gewährte Avallinien in Zusammenhang mit laufenden Projektfinanzierungen) in Höhe von 35,0 Mio. Euro (Vorjahr: 38,2 Mio. Euro).

Die Betriebsmittellinien waren per 31. Dezember 2024 mit 11,9 Mio. Euro (Vorjahr: 10,8 Mio. Euro) und die Linien für Gewährleistungs- und Vertragserfüllungsavale waren per 31. Dezember 2024 mit 20,0 Mio. Euro (Vorjahr: 10,7 Mio. Euro) in Anspruch genommen.

Weiterhin besteht mit einer Bank ein Rahmenvertrag über eine Einkaufsvorfinanzierungslinie in Höhe von 50 Mio. Euro, die beispielsweise für Windenergieanlagenbestellungen genutzt werden kann. Die Einkaufsvorfinanzierungslinie kann in Form von Darlehen oder Avalen in Anspruch genommen werden. Aus dem Rahmenvertrag waren Darlehenstranchen in Höhe von 5,4 Mio. Euro per 31. Dezember 2024 (Vorjahr: 1,9 Mio. Euro) in Anspruch genommen worden.

Der in der Kapitalflussrechnung ausgewiesene Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit in Höhe von -176,6 Mio. Euro (Vorjahr: -166,2 Mio. Euro) war im Wesentlichen geprägt

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―	von dem Konzern-Ergebnis des Berichtsjahres,
―	von der Weiterentwicklung der Projektpipeline und der Realisierung von Windparkprojekten, die sich in den Veränderungen bei den Vorräten, Forderungen und Verbindlichkeiten abzeichnen und im Wesentlichen durch Projektzwischenfinanzierungen finanziert wurden (siehe auch Cashflow aus Finanzierungstätigkeit).

Beim Cashflow aus der Investitionstätigkeit wurden im Berichtszeitraum Aus- und Einzahlungen für Investitionen in das Konzernsachanlagevermögen, die langfristigen finanziellen Vermögenswerte und die immateriellen Vermögenswerte sowie Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des Sachanlagevermögens, aus Abgängen von Finanzanlagen und aus Verkäufen von konsolidierten Einheiten in Höhe von in Summe -29,6 Mio. Euro (Vorjahr: -20,1 Mio. Euro) getätigt. Die Investitionen in Sachanlagen bezogen sich im Geschäftsjahr 2024 und im Vorjahr im Wesentlichen auf Investitionen für die Umsetzung der Windparks für das im Aufbau befindliche Windparkportfolio (Segment Stromerzeugung) und in Umspannwerke für diese Windparkprojekte (Segment Services).

Auszahlungen aus Käufen von Finanzanlagen oder konsolidierten Einheiten wurden im Berichtszeitraum in Höhe von -0,7 Mio. Euro getätigt (Vorjahr: -2,2 Mio. Euro). Die Auszahlungen stammen im Wesentlichen aus den Eigenkapitalausstattungen von nicht in den Konzernkreis einbezogenen Gesellschaften.

Im Berichtszeitraum war der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit in Höhe von 220,8 Mio. Euro (Vorjahr: 155,1 Mio. Euro) im Wesentlichen geprägt durch

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―	die Inanspruchnahme von Bankkrediten in Höhe von 286,6 Mio. Euro (Vorjahr: 197,0 Mio. Euro), die im Wesentlichen zur Projektfinanzierung der Windparkprojekte im Eigenbestand verwendet wurden,
―	die Tilgung von Kreditverbindlichkeiten in Höhe von 46,3 Mio. Euro (Vorjahr: 25,2 Mio. Euro),
―	die Tilgung von Leasingverbindlichkeiten (nach IFRS 16 als Auszahlung im Cashflow aus Finanzierungstätigkeit darzustellen) in Höhe von 12,7 Mio. Euro (Vorjahr: 10,6 Mio. Euro) und
―	die Dividendenzahlung in Höhe von 6,1 Mio. Euro (Vorjahr: 6,1 Mio. Euro).

Zum Stichtag 31. Dezember 2024 betrug das Grundkapital der PNE AG 76.603.334,00 Euro (Vorjahr: 76.603.334,00 Euro).

Zudem verfügte der Konzern zum Stichtag 31. Dezember 2024 über einen Finanzmittelfonds in Höhe von insgesamt 91,6 Mio. Euro, der in Höhe von 6,0 Mio. Euro an Kreditinstitute verpfändet ist (Vorjahr: 90,4 Mio. Euro, davon 3,8 Mio. Euro verpfändet).

Entwicklung in der PNE AG (HGB)

Der PNE AG stand zum 31. Dezember 2024 eine Liquidität in Höhe von 19,4 Mio. Euro (Vorjahr: 46,5 Mio. Euro, davon 2,2 Mio. Euro verpfändet) zur Verfügung, die in Höhe von 3,4 Mio. Euro an Kreditinstitute verpfändet ist.

Die Finanzlage der PNE AG war im Geschäftsjahr 2024 insbesondere geprägt

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―	durch den positiven Cashflow aus der Investitionstätigkeit in Höhe von 32,5 Mio. Euro (Vorjahr: 47,7 Mio. Euro), im Wesentlichen aufgrund der Zinseinnahmen und der erhaltenen Gewinnabführungen aus dem Vorjahr, sowie
―	durch den negativen Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit in Höhe von -53,3 Mio. Euro (Vorjahr: -55,6 Mio. Euro), der im Wesentlichen auf die Erhöhung der Forderungen gegen verbundene Unternehmen zurückzuführen ist, und
―	durch den negativen Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit in Höhe von -6,3 Mio. Euro (Vorjahr: -6,2 Mio. Euro), der auf die Dividendenzahlung, die Tilgung von Finanzkrediten und Zinszahlungen zurückzuführen ist.

Die Ermittlung des Cashflows aus der laufenden Geschäftstätigkeit wurde mittels der indirekten Methode und die Ermittlung der Cashflows aus der Investitions- und Finanzierungstätigkeit nach der direkten Methode vorgenommen.

2.5.3 Vermögenslage

Entwicklung im Konzern

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Aktiva
Summe der langfristigen Vermögenswerte	752,0	651,6
Immaterielle Vermögenswerte	65,1	64,9
Sachanlagen	493,3	398,4
Nutzungsrechte	98,2	92,8
Langfristige finanzielle Vermögenswerte	16,4	17,5
Latente Steuern	79,0	78,0
Summe der kurzfristigen Vermögenswerte	511,7	450,1
Vorräte	288,3	281,3
Forderungen und sonstige Vermögenswerte	121,0	73,0
Steuerforderungen	10,8	5,4
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	91,6	90,4
Bilanzsumme	1.263,7	1.101,7

Zum Stichtag betrug die Konzern-Bilanzsumme insgesamt 1.263,7 Mio. Euro. Damit ist die Konzern-Bilanzsumme im Vergleich zum 31. Dezember 2023 (1.101,7 Mio. Euro) um rund 14,7 % gestiegen.

Zum 31. Dezember 2024 summierten sich die immateriellen Vermögenswerte auf 65,1 Mio. Euro, die im Wesentlichen die Firmenwerte in Höhe von 64,4 Mio. Euro (Vorjahr: 64,4 Mio. Euro) enthalten. Die Firmenwerte verteilen sich per 31. Dezember 2024 auf die Segmente wie folgt:

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―	Projektentwicklung: 54,0 Mio. Euro (Vorjahr: 54,0 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung: 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) und
―	Services: 10,4 Mio. Euro (Vorjahr: 10,4 Mio. Euro).

Im selben Zeitraum veränderten sich die Sachanlagen um 95,0 Mio. Euro auf 493,4 Mio. Euro (Vorjahr: 398,4 Mio. Euro). Hierunter fallen im Wesentlichen

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―	Grundstücke und Bauten: 12,5 Mio. Euro (Vorjahr: 12,9 Mio. Euro),
―	im Besitz oder im Bau befindliche Umspannwerke: 25,1 Mio. Euro (Vorjahr: 21,0 Mio. Euro),
―	die technischen Anlagen und Maschinen der im eigenen Besitz befindlichen Windparks: 427,3 Mio. Euro (Vorjahr: 352,8 Mio. Euro) und
―	andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung: 10,6 Mio. Euro (Vorjahr: 9,5 Mio. Euro).

Die Veränderung der Sachanlagen ist im Wesentlichen auf das wachsende Windparkportfolio bei damit einhergehenden planmäßigen Abschreibungen auf die Sachanlagen der Windparks und die Anwendung der Effektivzinsmethode (siehe hierzu die Erläuterung zu * Zinsen und ähnliche Aufwendungen) aufgrund von KfW-Förderungen zurückzuführen.

IFRS 16 regelt die Bilanzierung von Leasingverhältnissen. Nach dem Standard besteht eine grundsätzliche Bilanzierungspflicht von Rechten und Pflichten aus Leasingverhältnissen beim Leasingnehmer. Demzufolge bilanzieren Leasingnehmer das Nutzungsrecht aus einem Leasinggegenstand (sog. Right-of-Use Asset) entweder im Anlagevermögen unter der Bilanzposition "Nutzungsrechte" oder unter der Bilanzposition "Vorräte". Es handelt sich bei den "Nutzungsrechten" im PNE-Konzern unter anderem um Rechte aus Leasingverträgen (z. B. Kfz-Leasing), Mietverträgen (z. B. für das Gebäude in Husum) und Pachtverträgen (z. B. im Zusammenhang mit den Windparks im eigenen Bestand oder Windparks im Bau). Zum 31. Dezember 2024 wurden im Konzern Right-of-Use Assets unter den Nutzungsrechten des Anlagevermögens in Höhe von 98,2 Mio. Euro (Vorjahr: 92,8 Mio. Euro) ausgewiesen.

Die Nutzungsrechte verteilen sich per 31. Dezember 2024 auf die Segmente wie folgt:

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―	Projektentwicklung: 10,6 Mio. Euro (Vorjahr: 10,5 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung: 83,3 Mio. Euro (Vorjahr: 77,6 Mio. Euro) und
―	Services: 4,3 Mio. Euro (Vorjahr: 4,8 Mio. Euro).

Für alle im Anwendungsbereich von IAS 36 liegenden Vermögenswerte (insb. immaterielle Vermögenswerte (IAS 38), Geschäfts- oder Firmenwerte (IFRS 3), Sachanlagen (IAS 16) sowie als Finanzinvestition gehaltene Immobilien, die zu Anschaffungskosten bewertet werden (IAS 40)), hat der Bilanzierende zu jedem Abschlussstichtag einzuschätzen, ob ein Anhaltspunkt (Triggering Event) für eine Wertminderung (Impairment Loss) vorliegt. Es ergeben sich nach Ansicht des Vorstands keine Hinweise darauf, dass die Werthaltigkeit der ausgewiesenen Vermögenswerte zum 31. Dezember 2024 gemindert sein könnte.

Die langfristigen finanziellen Vermögenswerte haben sich zum 31. Dezember 2024 auf 16,4 Mio. Euro (Vorjahr: 17,5 Mio. Euro) reduziert. In dieser Position sind die anteiligen langfristigen Darlehensforderungen aus den im Konzern (Segment Stromerzeugung) getätigten Swap-Geschäften mit 9,4 Mio. Euro (Vorjahr: 10,4 Mio. Euro) enthalten. Weitere anteilige Darlehensforderungen aus den Swap-Geschäften sind in Höhe von 0,7 Mio. Euro (Vorjahr: 0,7 Mio. Euro) in den kurzfristigen Vermögenswerten (Forderungen und sonstige Vermögenswerte) enthalten.

Bei den kurzfristigen Vermögenswerten war im Berichtszeitraum eine Veränderung von 450,1 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) auf 511,7 Mio. Euro per 31. Dezember 2024 zu verzeichnen. Im Wesentlichen ist diese Veränderung auf den Anstieg der Forderungen und sonstigen Vermögenswerte (+48,0 Mio. Euro) zurückzuführen. Von den kurzfristigen Vermögenswerten entfallen 83,6 Mio. Euro auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (Vorjahr: 37,8 Mio. Euro), die im Wesentlichen aus Projektabrechnungen für Projektentwicklungs- und Generalunternehmerleistungen für Windparks und Meilensteinforderungen zum Jahresende stammen.

Die unter den Vorräten ausgewiesenen unfertigen Leistungen veränderten sich von 190,5 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) auf 169,3 Mio. Euro. Die Veränderung der Vorräte ist im Wesentlichen auf die im Konzern fertiggestellten Windparkprojekte und die damit einhergehende Umgliederung in das Sachanlagevermögen zurückzuführen.

Die unfertigen Leistungen gliedern sich im Wesentlichen wie folgt auf:

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―	Projekte an Land national: 103,0 Mio. Euro (Vorjahr: 148,3 Mio. Euro),
―	Projekte an Land international: 66,3 Mio. Euro (Vorjahr: 42,2 Mio. Euro).

In den Vorräten waren zum 31. Dezember 2024 Right-of-Use Assets in Höhe von 46,9 Mio. Euro ausgewiesen (Vorjahr: 52,5 Mio. Euro), die dem Segment Stromerzeugung zuzurechnen sind.

Die in den Vorratsbeständen befindlichen geleisteten Anzahlungen für im Bau befindliche Onshore-Projekte haben sich von 90,5 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) um 25,9 Mio. Euro auf 116,4 Mio. Euro verändert.

Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente betrugen 91,6 Mio. Euro zum 31. Dezember 2024, die in Höhe von 6,0 Mio. Euro an Kreditinstitute verpfändet sind (Vorjahr: 90,4 Mio. Euro, davon 3,8 Mio. Euro verpfändet).

Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente verteilten sich per 31. Dezember 2024 auf die Segmente wie folgt:

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―	Projektentwicklung: 26,8 Mio. Euro (Vorjahr: 57,3 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung: 63,0 Mio. Euro (Vorjahr: 31,8 Mio. Euro) und
―	Services: 1,8 Mio. Euro (Vorjahr: 1,2 Mio. Euro).

Die im Segment Stromerzeugung ausgewiesenen Zahlungsmittel sind zum Teil bereits abgerufene Projektfinanzierungsmittel, die zum weiteren Aufbau der Projekte benötigt werden.

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Passiva
Eigenkapital	194,6	208,1
Abgegrenzte Zuwendungen der öffentlichen Hand	0,5	0,6
Rückstellungen	11,4	13,0
Langfristige Verbindlichkeiten	841,9	730,7
Kurzfristige Verbindlichkeiten	196,6	137,2
Abgegrenzte Umsatzerlöse	18,7	12,1
Bilanzsumme	1.263,7	1.101,7

Das Konzern-Eigenkapital veränderte sich zum 31. Dezember 2024 von 208,1 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) auf 194,6 Mio. Euro. Die Eigenkapitalquote des Konzerns betrug zum 31. Dezember 2024 rund 15,4 % (Vorjahr: rund 18,9 %).

Der Bestand an eigenen Aktien hat sich im Berichtszeitraum verändert und betrug 0 Aktien (Vorjahr: 266.803 Aktien). Der Bestand an eigenen Aktien wurde im zweiten Quartal 2024 vollständig zu einem durchschnittlichen Verkaufskurs von 13,48 Euro je Aktie über die Börse verkauft. Es wurde ein Verkaufserlös in Höhe von rund 3,6 Mio. Euro erzielt.

Erstmals zum 1. Oktober 2023 wurden die Zins-Swaps und die variabel verzinslichen Darlehen (sogenannte Grundgeschäfte) als Sicherungsinstrumente im Rahmen des Hedge Accounting designiert. Ab diesem Zeitpunkt werden die Wertveränderungen des effektiven Teils des Cashflow Hedge in Höhe von 1,8 Mio. Euro (Vorjahr: -9,7 Mio. Euro) in der Cashflow Hedge-Rücklage im Eigenkapital ausgewiesen.

Die langfristigen Verbindlichkeiten veränderten sich von 730,7 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) auf 842,0 Mio. Euro. Die Position besteht hauptsächlich aus langfristigen Finanzverbindlichkeiten in Höhe von 820,2 Mio. Euro (Vorjahr: 712,9 Mio. Euro).

In den langfristigen Finanzverbindlichkeiten sind im Wesentlichen

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―	die im Geschäftsjahr 2022 platzierte Anleihe 2022/2027 mit einem Buchwert von 54,1 Mio. Euro (Vorjahr: 53,9 Mio. Euro),
―	langfristige Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten im Volumen von 617,8 Mio. Euro (Vorjahr: 495,2 Mio. Euro) und
―	Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen in Höhe von 141,9 Mio. Euro (Vorjahr: 156,1 Mio. Euro) enthalten.

Die wesentlichen langfristigen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten betreffen non-recourse-Projektfinanzierungen von Windparkprojekten, die im eigenen Bestand gehalten werden (Segment Stromerzeugung).

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten verteilen sich per 31. Dezember 2024 auf die Segmente wie folgt:

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―	Projektentwicklung: 14,4 Mio. Euro (davon langfristig 3,1 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung: 675,1 Mio. Euro (davon langfristig 614,7 Mio. Euro),
―	Services: 0,0 Mio. Euro (davon langfristig 0,0 Mio. Euro).

Im Wesentlichen aufgrund des IFRS 16 "Leasingverhältnisse" werden rund 141,9 Mio. Euro (Vorjahr: 156,1 Mio. Euro) Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen unter den langfristigen Verbindlichkeiten und rund 7,6 Mio. Euro (Vorjahr: 7,5 Mio. Euro) unter den kurzfristigen Verbindlichkeiten zum 31. Dezember 2024 ausgewiesen.

Die Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen teilen sich per 31. Dezember 2024 auf die Segmente wie folgt auf:

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―	Projektentwicklung: 11,3 Mio. Euro (davon langfristig 9,5 Mio. Euro),
―	Stromerzeugung: 128,7 Mio. Euro (davon langfristig 124,7 Mio. Euro),
―	Services: 9,5 Mio. Euro (davon langfristig 7,7 Mio. Euro).

Im Geschäftsjahr 2024 veränderten sich die kurzfristigen Verbindlichkeiten von 137,2 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) auf 196,6 Mio. Euro. Die in dieser Position enthaltenen kurzfristigen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten veränderten sich von 53,7 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) auf 71,8 Mio. Euro. Im Berichtszeitraum veränderten sich die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen von 59,7 Mio. Euro (per 31. Dezember 2023) auf 73,7 Mio. Euro, die im Wesentlichen von Subunternehmern aus Projektabrechnungen für Windparks zum Jahresende stammen und zum größten Teil zum Zeitpunkt des Eingangs der den Verbindlichkeiten gegenüberstehenden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gegenüber den Windparkgesellschaften ausgeglichen werden sollen.

Es wurden non-recourse-Finanzierungen in Höhe von rund 204,7 Mio. Euro sowie rund 0,1 Mio. Euro Betriebslinien und rund 6,4 Mio. Euro an Einkaufsvorfinanzierungsdarlehen im Berichtszeitraum 2024 aufgenommen, die zu den oben geschilderten Veränderungen bei den kurz- und langfristigen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten beitrugen.

Im Wesentlichen sind in den Kreditverbindlichkeiten (lang- und kurzfristige Verbindlichkeiten) enthalten:

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in Mio. Euro	Valutiert per 31.12.2024	Davon langfristig 31.12.2024
Non-recourse-Projektfinanzierungen von Windparks	695,3	637,0
Eigenkapitalzwischenfinanzierungen von Windparkportfolios	34,0	19,2
Betriebsmittellinien im Konzern	3,1	0,1
Einkaufsvorfinanzierungslinie	6,5	0,0
Sonstige Kredite (u. a. Finanzierung Firmensitz in Cuxhaven)	3,1	3,0

Die Projektfinanzierungen sind teilweise durch öffentliche KfW-Darlehen erfolgt, die zu einem Zinssatz unter dem Marktzinssatz gewährt wurden. Die Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert und dem Nominalwert der Darlehen in Höhe von 62,7 Mio. Euro (per 31. Dezember 2024) wurde mit den Anschaffungs- beziehungsweise Herstellungskosten der entsprechenden Vermögenswerte saldiert und wird über die Nutzungsdauer dieser Vermögenswerte erfolgswirksam erfasst.

Unter Berücksichtigung der liquiden Mittel betrug die Nettoverschuldung (Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente abzüglich der kurz- und langfristigen Finanzverbindlichkeiten) am 31. Dezember 2024 somit 808,9 Mio. Euro (Vorjahr: Nettoverschuldung 685,1 Mio. Euro).

Entwicklung in der PNE AG (HGB)

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Aktiva
Immaterielle Vermögensgegenstände	0,6	0,4
Sachanlagen	8,7	9,2
Finanzanlagen	159,8	147,1
Vorräte	119,4	83,6
Forderungen und sonstige Aktiva	334,3	294,9
Flüssige Mittel	19,4	46,5
Aktive latente Steuern	0,0	0,2
Bilanzsumme	642,2	581,9

Das Anlagevermögen setzt sich zusammen aus den immateriellen Vermögensgegenständen in Höhe von 0,6 Mio. Euro (Vorjahr: 0,4 Mio. Euro), den Sachanlagen in Höhe von 8,7 Mio. Euro (Vorjahr: 9,2 Mio. Euro) und den Finanzanlagen in Höhe von 159,8 Mio. Euro (Vorjahr: 147,1 Mio. Euro).

Die Veränderungen bei den Finanzanlagen beruhen im Wesentlichen auf

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―	Einzahlungen in die Kapitalrücklage der PNE Portfolio 2 GmbH zur Einzahlung von Eigenkapital in Windparkprojekte (13,9 Mio. Euro) und
―	der Verschmelzung der Tochtergesellschaften PNE Offshore Ausland GmbH (-0,7 Mio. Euro) und der PNE Offshore Vietnam Eins GmbH (-0,2 Mio. Euro) auf die PNE AG.

Das Umlaufvermögen setzt sich zusammen aus den Vorräten in Höhe von 119,4 Mio. Euro (Vorjahr: 83,6 Mio. Euro), davon unfertige Erzeugnisse in Höhe von 20,0 Mio. Euro (Vorjahr: 22,7 Mio. Euro) und geleistete Anzahlungen in Höhe von 99,4 Mio. Euro (Vorjahr: 61,0 Mio. Euro), sowie den Forderungen und sonstigen Aktiva in Höhe von 334,3 Mio. Euro (Vorjahr: 294,9 Mio. Euro). Von den Forderungen und sonstigen Aktiva entfallen wiederum 15,4 Mio. Euro auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (Vorjahr: 1,9 Mio. Euro), 310,3 Mio. Euro auf Forderungen gegen verbundene Unternehmen (Vorjahr: 285,0 Mio. Euro) und 8,1 Mio. Euro (Vorjahr: 7,6 Mio. Euro) auf sonstige Vermögensgegenstände.

Auf der Aktivseite sind darüber hinaus aktive latente Steuern von 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,2 Mio. Euro), im Wesentlichen aus der Nutzung von Verlustvorträgen, enthalten.

Der Anstieg bei den Forderungen gegen verbundene Unternehmen liegt im Wesentlichen an Darlehensvergaben an Windparkprojektgesellschaften sowie an in Rechnung gestellten, jedoch zum Bilanzstichtag noch nicht ausgeglichenen Projektentwicklungsleistungen.

Die Barmittel beliefen sich zum 31. Dezember 2024 auf 19,4 Mio. Euro (Vorjahr: 46,5 Mio. Euro).

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Passiva
Eigenkapital	412,4	408,6
Sonderposten für Investitionszuschüsse	0,5	0,6
Rückstellungen	23,9	25,0
Verbindlichkeiten	205,4	147,7
Bilanzsumme	642,2	581,9

Das Eigenkapital der PNE AG belief sich zum Stichtag 31. Dezember 2024 auf 412,4 Mio. Euro (Vorjahr: 408,6 Mio. Euro). Die Eigenkapitalquote der PNE AG betrug zum 31. Dezember 2024 64,2 % (Vorjahr: rund 70,2 %). Das Eigenkapital veränderte sich unter anderem aufgrund des Jahresüberschusses (6,4 Mio. Euro) und durch die Dividendenzahlung im Geschäftsjahr 2024 (6,1 Mio. Euro).

Am 31. Dezember 2024 betrug die Gesamtzahl der Aktien der PNE AG 76.603.334 Stück (Vorjahr: 76.603.334 Stück). Zum 31. Dezember 2024 hielt die Gesellschaft 0 (Vorjahr: 266.803) eigene Aktien. Der Bestand an eigenen Aktien wurde im zweiten Quartal 2024 vollständig zu einem durchschnittlichen Verkaufskurs von 13,48 Euro je Aktie über die Börse verkauft. Es wurde ein Verkaufserlös in Höhe von rund 3,6 Mio. Euro erzielt.

Die wesentlichen Positionen auf der Passivseite betreffen die Verbindlichkeiten in Höhe von 205,4 Mio. Euro (Vorjahr: 147,8 Mio. Euro). Diese gliedern sich in

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―	die im Geschäftsjahr 2022 platzierte Anleihe 2022/2027 mit einem Buchwert von 55,0 Mio. Euro (Vorjahr: 55,0 Mio. Euro),
―	Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von 9,6 Mio. Euro (Vorjahr: 9,6 Mio. Euro),
―	erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen in Höhe von 107,4 Mio. Euro (Vorjahr: 69,7 Mio. Euro),
―	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 8,5 Mio. Euro (Vorjahr: 5,1 Mio. Euro),
―	Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen in Höhe von 18,3 Mio. Euro (Vorjahr: 6,7 Mio. Euro) sowie
―	sonstige Verbindlichkeiten in Höhe von 6,5 Mio. Euro (Vorjahr: 1,7 Mio. Euro).

Die wesentlichen Rückstellungen betreffen ausstehende Rechnungen in Verbindung mit Windparkprojekten in Höhe von 18,2 Mio. Euro (Vorjahr: 19,7 Mio. Euro) sowie Rückstellungen für variable Vergütungen der Vorstände und leitenden Mitarbeitenden in Höhe von 3,5 Mio. Euro (Vorjahr: 3,9 Mio. Euro).

3. VERTRIEB UND MARKETING

Der Vertrieb der Erneuerbare-Energien-Kraftwerke, die an Land errichtet werden, stützt sich auf den Direktverkauf an Einzel- und Großinvestoren. Mit diesem Direktvertrieb hat PNE seit Jahren Erfahrungen und wird diesen bewährten Vertriebsweg daher auch weiterhin verfolgen.

Auch im Dienstleistungsbereich ist der Direktvertrieb ein Geschäftsmodell, das an Bedeutung gewinnt. Die zunehmend breitere Aufstellung der PNE-Gruppe in diesem Segment erfordert größere Anstrengungen, um die Kunden direkt zu erreichen und über eigene Angebote zu informieren. Dies erfolgt im Wesentlichen über die Darstellung des Dienstleistungsangebots auf Internetseiten, per Social Media sowie auf Messen. Auch klassische Anzeigenwerbung und gedruckte Produktinformationen zählen dazu. Die PNE AG hat sich frühzeitig den Dienstleistungen als Produkt gewidmet und bietet beispielsweise als Vermittler passgenaue PPA-Modelle (PPA = Power Purchase Agreement) für die Stromvermarktung außerhalb des EEG an. Diese sind insbesondere interessant für Windenergieanlagen, die aus der Fixvergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG-Förderung) herausfallen.

PNE sieht hier künftig weiteres Potenzial für Neugeschäft, da die EEG-Förderung für zahlreiche alte Windparks ausläuft und damit die Vermittlung von PPAs für externe Windparks benötigt wird.

4. ENTWICKLUNG UND INNOVATIONEN

Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten außerhalb des operativen Geschäftszwecks Projektentwicklung fanden im Konzern der PNE AG im Berichtszeitraum nicht statt.

5. MITARBEITENDE

Im Konzern waren im Geschäftsjahr 2024 im Jahresdurchschnitt einschließlich der Vorstände 651 Personen (Vorjahr: 608) beschäftigt. Von diesen Mitarbeitenden (einschließlich Vorstände und Auszubildende) waren im Jahresdurchschnitt 264 (Vorjahr: 226) Mitarbeitende bei der PNE AG beschäftigt.

Zum 31. Dezember 2024 waren im Konzern einschließlich der Vorstände 680 Personen beschäftigt (Vorjahr: 632 Personen). Von den Konzernmitarbeitenden waren

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―	290 Mitarbeitende (Vorjahr: 240 Mitarbeitende) direkt bei der PNE AG und
―	390 Mitarbeitende (Vorjahr: 392 Mitarbeitende) bei den Tochtergesellschaften der PNE AG beschäftigt.

Aufgeteilt auf das In- und Ausland waren per 31. Dezember 2024

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―	533 Mitarbeitende (Vorjahr: 485 Mitarbeitende) bei inländischen und
―	147 Mitarbeitende (Vorjahr: 147 Mitarbeitende) bei ausländischen Gesellschaften des Konzerns beschäftigt.

Die vorhandene Mitarbeitendenzahl wird laufend überprüft, um für die weitere Entwicklung des Konzerns vorbereitet zu sein.

6. IMMATERIELLE UNTERNEHMENSWERTE

Der Erfolg bei der Entwicklung von Windparkprojekten an Land und auf See und von Photovoltaikprojekten an Land basiert wesentlich auf dem Wissen und den Erfahrungen langjähriger qualifizierter Mitarbeitender sowie einer vertrauensvollen Zusammenarbeit mit allen an einem Projekt Beteiligten. Dies gilt auch für den Eigenbetrieb von Anlagen im Bereich der erneuerbaren Energien. Dabei sind die Mitarbeitenden besonders gefordert: Ihre Kreativität und ihr individuelles Vorgehen sind häufig der Schlüssel zur Lösung der oft komplexen Fragestellungen während der Entwicklung und des Betriebs eines Windparks oder einer Photovoltaikanlage. Der Wert eines Projekts, von dem dann wieder der unternehmerische Erfolg der PNE AG und des Konzerns abhängt, wird im Wesentlichen in der Planungsphase bis zum Erreichen der Genehmigung geschaffen. Ebenso hängt der Unternehmenserfolg vom sicheren und professionellen Betrieb von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien ab. Hierzu kann die PNE-Gruppe auf die Fähigkeiten und Erfahrungen der in der Regel langjährig im Unternehmen tätigen Mitarbeitenden zurückgreifen. Sie verfügen nicht nur über eine hervorragende Expertise in der Branche, sondern sind darüber hinaus auch sehr gut vernetzt. So wird sichergestellt, dass in allen Phasen der Entwicklung, Realisierung und Vermarktung, aber auch beim Betrieb von Windpark- oder Photovoltaikprojekten auf hohe Fachkompetenz vertraut werden kann.

Darüber hinaus legt PNE großen Wert darauf, dass das Potenzial der Mitarbeitenden durch eine effektive interne Organisation und ein hohes Maß an Eigenverantwortung optimal genutzt werden kann. Regelmäßige Bewertungen der Belegschaft und ihrer Aufgaben ermöglichen es, leistungsorientierte und auf die jeweiligen Aufgaben speziell zugeschnittene Anforderungsprofile immer wieder anzupassen. Auf diese Weise können hohe Standards in den unterschiedlichen Aufgabenbereichen erreicht und gehalten werden. Durch die Sicherstellung der Qualifizierung und Weiterbildung der Mitarbeitenden sowie die laufende Optimierung der Verfahrensprozesse soll die Expertise und Effizienz weiter gestärkt werden. Wichtig sind PNE zudem der Erfahrungsaustausch und die Stärkung der internen standortübergreifenden Kommunikation, die im Konzern mittels einer Software zur effizienteren Teamkommunikation sowie einer Mitarbeitenden-App ermöglicht wird.

Aus der Praxis heraus hat PNE langjährige Erfahrungen in der Projektentwicklung in Prozesse überführt, die es ermöglichen, zielgerichtet und intensiv von der Standortakquisition über die schlüsselfertige Errichtung und den Betrieb von Windparks bis hin zum Ersatz alter Windenergieanlagen durch moderne - das sogenannte Repowering - alle Phasen der Windparkprojektierung erfolgreich zu planen, durchzuführen und abzuschließen.

Bei der internationalen Expansion und der strategischen Erweiterung des Geschäftsmodells um andere saubere Energien, Speichertechnologien und Power-to-X-Lösungen weiß PNE um die große Bedeutung erfahrener Partner. Daher gilt der Grundsatz, dass PNE möglichst nur dann in neue Märkte eintritt, wenn dies gemeinsam mit dort gut vernetzten Partnern erfolgen kann. Auch hier gilt der Grundsatz der fachlich qualifizierten und von Vertrauen getragenen Zusammenarbeit mit den Projektpartnern und an einem Projekt Beteiligten.

7. NACHTRAGSBERICHT

Der Nachtragsbericht zu den wesentlichen Auswirkungen nach Ende des Berichtszeitraums findet sich im Konzernanhang unter Gliederungspunkt X. Sonstige Angaben 9. Ereignisse nach dem Bilanzstichtag.

8. RISIKO- UND CHANCENBERICHT

Beschreibung der wesentlichen Merkmale des IKS/RMS der Muttergesellschaft und des Gesamtkonzerns

Internes Kontrollsystem (IKS)

Ziel der eingerichteten Methoden und Maßnahmen ist es, das Vermögen des Unternehmens zu sichern und die betriebliche Effizienz zu steigern. Die Zuverlässigkeit des Rechnungs- und Berichtswesens sowie die Einhaltung der internen Vorgaben und der gesetzlichen Vorschriften sollen durch das installierte Interne Kontrollsystem (IKS) gewährleistet werden.

Im Rahmen des IKS werden die einzelnen Funktionsbereiche der Gesellschaft und des Konzerns einer sorgfältigen Analyse unterzogen und entsprechend der Wahrscheinlichkeit und der Möglichkeit eines Schadenseintritts bewertet.

Basierend auf den gewonnenen Erkenntnissen beziehungsweise den vorgenommenen Bewertungen ist der Aufbau der einzelnen Einheiten organisiert. Daneben sind die Arbeitsabläufe an die gewonnenen Erkenntnisse angepasst. Beispielsweise wird auf eine konsequente Trennung von unvereinbaren Tätigkeiten geachtet. Zudem sind angemessene Kontrollspannen eingeführt. Darüber hinaus wird besonderer Wert auf überschneidungsfreie Verantwortlichkeiten gelegt, mit der Maßgabe, dass Aufgabe, Kompetenz und Verantwortung gebündelt werden. Gleichzeitig sind Kontrollen in die Arbeitsabläufe eingebaut.

Die zuvor beschriebenen wesentlichen Merkmale des IKS finden in allen Funktionsbereichen der Muttergesellschaft und des Gesamtkonzerns Anwendung. Die Implementierung der aufbau- und ablauforganisatorischen Kontrollen im Bereich des IKS stellt im Rechnungslegungsprozess die Datenintegrität der in die Finanzberichte eingehenden Angaben sicher.

Neben diesen im System implementierten Kontrollen werden die einzelnen Funktionsbereiche ebenfalls durch Vorgesetzte überwacht.

Wesentliche Merkmale des rechnungslegungsbezogenen Internen Kontroll- und Risikomanagementsystems

Ziel des Internen Kontroll- und Risikomanagementsystems im Hinblick auf den (Konzern-)Rechnungslegungsprozess ist es, sicherzustellen, dass die Rechnungslegung einheitlich und im Einklang mit den gesetzlichen Vorgaben, den Grundsätzen ordnungsgemäßer Buchführung und den International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie (konzern-)internen Richtlinien erfolgt und dadurch den Adressaten des Konzern- und des Einzelabschlusses zutreffende und verlässliche Informationen zur Verfügung gestellt werden. Hierfür hat PNE ein rechnungslegungsbezogenes Internes Kontroll- und Risikomanagementsystem eingerichtet, das alle dafür relevanten Leitlinien, Verfahren und Maßnahmen umfasst.

Das Interne Kontrollsystem besteht aus den Bereichen Steuerung und Überwachung.

Der Vorstand und der Aufsichtsrat (hier insbesondere der Prüfungsausschuss) sind mit prozessunabhängigen Prüfungsmaßnahmen in das interne Überwachungssystem eingebunden.

Für spezielle fachliche Fragestellungen und komplexe Bilanzierungssachverhalte fungiert das Konzernrechnungswesen als zentraler Ansprechpartner. Falls erforderlich, wird auf externe Sachverständige (Wirtschaftsprüfer, qualifizierte Gutachter etc.) zurückgegriffen.

Darüber hinaus werden die rechnungslegungsbezogenen Kontrollen durch das Controlling des Konzerns durchgeführt. Alle Posten und wesentlichen Konten der Gewinn- und Verlustrechnungen, der Bilanzen des Konzernabschlusses und der in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften werden in regelmäßigen Abständen auf Richtigkeit und Plausibilität überprüft. In Abhängigkeit davon, wie die rechnungslegungsbezogenen Daten durch das Rechnungswesen erstellt werden, erfolgen die Kontrollen monatlich oder quartalsweise.

Das rechnungslegungsbezogene Risikomanagementsystem ist Bestandteil des Risikomanagements des Konzerns. Die für die Richtigkeit der rechnungslegungsbezogenen Daten relevanten Risiken werden von dem für den Risikobereich Finanzen zuständigen Risikobeauftragten überwacht und quartalsweise vom Risikomanagementgremium identifiziert, dokumentiert und beurteilt. Geeignete Maßnahmen zum Monitoring sowie zur Risikooptimierung von rechnungslegungsbezogenen Risiken sind durch das Risikomanagement des Konzerns eingerichtet.

Risikomanagement

Die Risikopolitik des Konzerns und der Gesellschaft ist in die Unternehmensstrategie eingebettet und darauf ausgerichtet, den Bestand des Konzerns sowie der Gesellschaft zu sichern und gleichzeitig deren Werte systematisch und kontinuierlich zu steigern. Das Risikomanagement ist in die vorhandene Unternehmensorganisation integriert. Damit können Doppeltätigkeiten und parallele Organisations-, Entscheidungs- und Berichtsstrukturen vermieden werden. So wird auch sichergestellt, dass die wesentlichen Risiken regelmäßig in den Führungsebenen behandelt werden.

Es können sich, je nach Wahrnehmung und Positionierung des Risikos, unterschiedliche Risikostrategien und daraus abgeleitet spezifische Gegenmaßnahmen ergeben. Grundsätzlich basiert die Risikostrategie auf einer Bewertung der Risiken im Rahmen des Risikomanagementsystems und einer Erfassung und Bewertung der mit den Risiken verbundenen Chancen im Rahmen von Strategiebesprechungen.

Risikoabwägungen sind grundsätzlich Bestandteil der Geschäftsentscheidungen. Dabei ist PNE bemüht, das Eingehen von bestandsgefährdenden Risiken zu vermeiden. In den Kernkompetenzfeldern des Konzerns und der Gesellschaft werden angemessene, überschaubare und beherrschbare Risiken bewusst eingegangen, wenn sie gleichzeitig einen angemessenen Ertrag erwarten lassen oder unvermeidbar sind. Dabei sorgt PNE dafür, dass geeignete Gegenmaßnahmen ergriffen und umgesetzt werden. Risiken in unterstützenden Prozessen werden gegebenenfalls auf andere Risikoträger übertragen. Andere Risiken, die keinen Zusammenhang mit Kern- und/oder Unterstützungsprozessen haben, werden dagegen - soweit dies möglich ist - vermieden. Hinzu kommt, dass es sich bei einem großen Teil der Risiken um projektbezogene oder regionale Risiken handelt, die überwiegend dezentral in den jeweiligen Abteilungen und Bereichen behandelt und - sofern es sich um wesentliche Risiken handelt -auch an den Vorstand berichtet werden.

Im "Risikomanagementhandbuch" hat der Konzern die Rahmenbedingungen für ein ordnungsgemäßes und zukunftsgerichtetes Risikomanagementsystem formuliert. Das Handbuch regelt die konkreten Prozesse im Risikomanagement. Es zielt auf die systematische Identifikation, Dokumentation, Bewertung, Steuerung und Berichterstattung von Risiken ab. Dabei werden unter Beachtung klar definierter Kategorien Risiken der Geschäftsfelder, der operativen Einheiten, der bedeutenden assoziierten Unternehmen sowie der zentralen Bereiche identifiziert und hinsichtlich ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit und möglicher Schadenshöhe quantitativ bewertet. Die Risiken werden zunächst bewertet, ohne die derzeit durchgeführten Gegenmaßnahmen zu berücksichtigen (Bruttobewertung). Anschließend wird im Rahmen der Nettobewertung das Restrisiko unter Berücksichtigung der bestehenden Gegenmaßnahmen betrachtet. Die Aufgabe der Risikoverantwortlichen ist es auch, bei Bedarf Maßnahmen zur weiteren Vermeidung, Reduzierung und Absicherung von Risiken zu entwickeln und gegebenenfalls zu initiieren sowie deren Umsetzung sicherzustellen.

Die Berichterstattung wird durch vom Vorstand festgelegte Wertgrenzen gesteuert. Die einzelnen Risiken werden im Rahmen der internen Risikoberichterstattung innerhalb des Konzerns anhand der Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Auswirkung klassifiziert. Für den PNE-Konzern wurden folgende quantitative Grenzen für die Klassifizierung der Auswirkungen und Eintrittswahrscheinlichkeiten abgeleitet. Die Bezugsgröße der Auswirkungsklassen ist das EBITDA.

Klassifizierung der Eintrittswahrscheinlichkeit

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Bezeichnung	Minimum (%)	Maximum (%)	Mittelwert (%)
Sehr gering	0	5	3
Gering	>5	25	15
Mittel	>25	50	38
Hoch	>50	100	75

Klassifizierung nach Auswirkungsgrad

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in Mio. Euro	Minimum	Maximum	Mittelwert
Niedrig	>0,5	1,0	0,8
Moderat	>1,0	3,0	2,0
Wesentlich	>3,0	10,0	6,5
Gravierend	>10,0	100,0	55,0

Durch die Bestimmung der Wahrscheinlichkeits- und Auswirkungsgrenzen erfolgt eine Einteilung der Risiken nach Ampelfunktion in rote, gelbe und grüne Bereiche. Von dieser Einteilung werden der grundsätzliche Handlungsbedarf sowie die Berichterstattung an den Vorstand abgeleitet.

Risikomatrix

(Eintrittswahrscheinlichkeiten und Auswirkungsklassen)

Die Gesamtrisikoposition wird unter Heranziehung geeigneter quantitativer Verfahren (Monte-Carlo-Simulation) bewertet. Auf diese Weise wird eine Häufigkeitsverteilung und damit eine realistische Bandbreite der zukünftigen Cashflows, Gewinne und Erträge aufgezeigt, also die Planungssicherheit beziehungsweise der Umfang möglicher Planabweichungen dargestellt.

Die Ableitung der Risikotragfähigkeit erfolgt bei der PNE durch eine Gegenüberstellung der ermittelten, aggregierten Gesamtrisikoposition mit den zur Risikodeckung verfügbaren finanziellen Mitteln, den sogenannten Deckungsmassen. Bei Bedarf werden im Rahmen der Analyse relevante Financial Covenants entsprechend berücksichtigt.

Die wesentlichen Risiken sowie eingeleitete Gegenmaßnahmen werden turnusmäßig überwacht. Das zentrale Risikomanagement berichtet regelmäßig über die identifizierten Risiken an den Vorstand und dieser an den Aufsichtsrat. Zusätzlich zur Regelberichterstattung gibt es für unerwartet auftretende Risiken eine konzerninterne Ad-hoc-Berichterstattungspflicht. Das Risikomanagementsystem ermöglicht es dem Vorstand, wesentliche Risiken frühzeitig zu erkennen und gegensteuernde Maßnahmen einzuleiten.

Insgesamt ist das Risikomanagement in die routinemäßigen Prozesse des Unternehmens integriert. Das Reporting erfolgt von der Mitarbeitendenebene bis in den Vorstand. Mögliche Risiken werden somit bereits auf der Arbeitsebene erkannt und zeitnah in den Teams, Abteilungen und Bereichen diskutiert und bewertet. Gegebenenfalls werden auf dieser Ebene bereits Maßnahmen zum Umgang mit den jeweiligen Risiken beschlossen. Sofern nötig, werden die Fragen zum Umgang mit den Risiken dem Vorstand oder von diesem dem Aufsichtsrat vorgelegt. Bei grundlegenden und bereichsübergreifenden Risiken werden zudem Arbeitsgruppen aus unternehmensinternen Experten gebildet, um in regelmäßigen Abstimmungen oder nach Bedarf Lösungen für solche Fragestellungen zu erarbeiten.

Die zuvor beschriebenen wesentlichen Merkmale des Risikomanagementsystems finden konzernweit Anwendung. Bezogen auf die Prozesse in der (Konzern-)Rechnungslegung bedeutet dies, dass die identifizierten Risiken insbesondere hinsichtlich ihrer möglichen Auswirkungen auf die Berichterstattung in den jeweiligen Finanzberichten untersucht und bewertet werden. Hierdurch werden frühzeitig wichtige Informationen über potenziell mögliche Fair Value-Änderungen von Vermögenswerten und Schulden generiert, drohende Wertminderungen angezeigt und wichtige Informationen zur Einschätzung der Notwendigkeit der Bildung/Auflösung von Rückstellungen gewonnen.

In regelmäßigen Zeitabständen werden auf Vorstandsebene die Angemessenheit und Wirksamkeit des Risikomanagements sowie die dazugehörigen Kontrollsysteme überprüft und bei Bedarf entsprechend angepasst. Verantwortliche Mitarbeitende werden gezielt in Fragen des Risikomanagements geschult.

Abschließend ist darauf hinzuweisen, dass weder IKS noch RMS absolute Sicherheit bezüglich des Erreichens der damit verbundenen Ziele geben können. Wie alle Ermessensentscheidungen können auch solche zur Einrichtung angemessener Systeme grundsätzlich fehlerhaft sein. Kontrollen können aus simplen Fehlern oder Irrtümern heraus in Einzelfällen nicht greifen oder Veränderungen von Umgebungsvariablen können trotz entsprechender Überwachung verspätet erkannt werden.

PNE ist der Meinung, dass sie über ein angemessenes und wirksames Risikomanagementsystem verfügt.

Aktuell werden im Rahmen des Risikomanagementprozesses insbesondere die folgenden Einzelrisiken intensiv verfolgt:

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―	Die Auswirkungen einer möglichen Übernahme von Aktien (über 50 % der Stimmrechte) durch einen Marktteilnehmer. Dies könnte zur Ausübungsmöglichkeit von Kündigungsrechten von Finanzierungsverträgen führen, zum Beispiel aufgrund von Change-of-Control-Klauseln.
―	Die Risiken zur Kapitalbeschaffung, die beispielsweise durch Herabstufung des Ratings beeinflusst werden.
―	Die Auswirkungen von Verzögerungen oder Störungen bei der Beschaffung von Windenergieanlagen und deren Komponenten.
―	Mögliche Risiken, die sich aus fehlenden Netzkapazitäten im In- und Ausland ergeben können.
―	Mögliche technische Risiken, die sich aus dem Eigenbetrieb von Windparks ergeben und die daraus erwarteten Ergebnisse negativ beeinflussen könnten.
―	Einen besonderen Stellenwert haben die Bemühungen um die Einhaltung der Regeln des Deutschen Corporate Governance Kodex in der jeweils gültigen Fassung. Risiken können sich dennoch aus der Nichteinhaltung dieser Regeln und der internen Richtlinien durch Einzelne ergeben.
―	Aus Barwertänderungen von Bankdarlehen und/oder Zins-Swaps im IFRS-Konzernabschluss besteht das Risiko einer ergebniswirksamen Anpassung der IFRS-Bilanzausweise. Diese Anpassungen sind weder liquiditätswirksam noch spiegeln sie den operativen Erfolg der PNE wider, könnten jedoch eine negative Auswirkung auf das Eigenkapital und damit auf das Marktrating der PNE AG haben.
―	Die zunehmende Cyberkriminalität gefährdet die Vertraulichkeit, Integrität und Verfügbarkeit von Informationen, Daten und Systemen. Um diesem Risiko entsprechend Rechnung zu tragen, sind geeignete organisatorische Maßnahmen etabliert und weiterentwickelt.

Einschätzung von Risiken und Chancen

Insgesamt haben sich Umfang und Gefährdungspotenzial der Risiken nach Einschätzung des Vorstands, mit Ausnahme der im nachfolgenden Text erwähnten Veränderungen, gegenüber dem 31. Dezember 2023 nicht wesentlich verändert, mit Ausnahme der nicht mehr enthaltenen Risiken oder der wertmäßig stark reduzierten Risiken, die im weiteren Textverlauf aufgeführt werden. Die Perspektiven für die Entwicklung des Konzerns und der PNE AG sind aus Sicht des Vorstands angesichts der weltweiten Entwicklung des Klimaschutzes und des Ausbaus der Wind- und Photovoltaikenergie sowie der gut gefüllten Projektpipeline für Windenergie- und Photovoltaikprojekte gut. Somit ist nach Einschätzung des Vorstands auch in den kommenden Geschäftsjahren mit einer positiven Unternehmensentwicklung zu rechnen. Aus Sicht des Vorstands sind bestandsgefährdende Einzelrisiken aktuell nicht ersichtlich. Eine bestandsgefährdende Entwicklung ist aus Sicht des Vorstands auch im Hinblick auf ein Zusammenwirken von verschiedenen Einzelrisiken nicht absehbar.

Nicht mehr als Risiko aufgeführt gegenüber dem 31. Dezember 2023 werden die Risiken "Netzanschluss USA", "Genehmigungsrisiko von Projekten in den USA" und "geringe Energiereservekapazitäten USA", da das USA-Geschäft inzwischen verkauft wurde.

Aus diesen Risiken konnten sich Verschiebungen in den Liquiditätsflüssen, höhere Anzahlungserfordernisse und Ausfälle von geplanten Mittelrückflüssen ergeben und Projekte hätten in diesen Fällen unwirtschaftlich werden können, was zu Ausbuchungen von bereits aktivierten unfertigen Erzeugnissen und Abschreibungen auf Forderungen hätte führen können.

Als neues Risiko ist das Risiko "Nichterhalt von Meilensteinzahlungen aus dem Verkauf des US-Geschäfts" hinzugekommen. Mit Verkauf des US-Geschäfts erhielt PNE eine Kaufpreiszahlung in einstelliger Millionenhöhe. Der Großteil weiterer möglicher Zahlungen in zweistelliger Millionenhöhe (sog. Earn-outs) erfolgt in Abhängigkeit vom Erreichen von zukünftigen Projektfortschritten. PNE kann durch den Verkauf keinen Einfluss mehr auf das Erreichen dieser Projektfortschritte nehmen.

Das Risiko "Pandemien" wird nicht mehr aufgeführt, da sich gezeigt hat, dass das Geschäftsmodell der PNE weitgehend resistent gegen die Auswirkungen einer Pandemie ist.

Nicht mehr aufgeführt wird ebenfalls das Risiko "Offshore-Projektierung in Deutschland", da im Rahmen der Umsetzung des Beschlusses des Bundesverfassungsgerichts vom 30. Juni 2020 durch den Gesetzgeber im Sinne des WindSeeG 2020 Erstattungsanträge nach § 10a WindSeeG gestellt und im ersten Halbjahr 2023 entsprechende Feststellungsbescheide des BSH ausgestellt wurden. Auf der Basis von nachfolgenden Kostenerstattungsbescheiden des BSH sind im Geschäftsjahr 2023 rund 2,5 Mio. Euro eingegangen. Die Höhe der vorgenannten Ausgleichszahlungen des Bundes nach § 10a WindSeeG bleiben hinter dem zurück, was die PNE AG für die erbrachten Entwicklungsleistungen für angemessen hält (einen niedrigen zweistelligen Millionen-Euro-Betrag). Die PNE stuft das weitere Vorgehen jedoch nicht mehr als Risiko, sondern als Chance ein, da mögliche weitere Erstattungen nicht in den Planungen des Konzerns enthalten sind und diese sich somit entsprechend positiv auf die Konzernzahlen auswirken können.

Das steuerliche Risiko aus der körperschaft-, gewerbe- und umsatzsteuerlichen Außenprüfung bei der PNE Erneuerbare Energien GmbH (vormals WKN GmbH) für die Jahre 2010 bis 2013 hat sich durch eine abgeschlossene Betriebsprüfung und rechtskräftige Bescheide erledigt. Die Steuerlast aus den Bescheiden belief sich auf rund 1,7 Mio. Euro.

Allgemeine Faktoren

Der Konzern und mit ihm die konsolidierten Einzelgesellschaften sind durch die Geschäftstätigkeit Risiken ausgesetzt, die nicht vom unternehmerischen Handeln zu trennen sind. Durch das interne Risikomanagementsystem minimiert die Gesellschaft die mit der Geschäftstätigkeit verbundenen Risiken und geht sie nur dann ein, wenn ein entsprechender Mehrwert für das Unternehmen bei beherrschbarem Risiko geschaffen werden kann. Risikomanagement ist ein kontinuierlicher Prozess. Aufbauend auf der Analyse der vorhandenen Kernprozesse erfolgt eine Bewertung der erfassten Risiken. Die Risikoberichterstattung an den Vorstand und Aufsichtsrat erfolgt regelmäßig. Sofern im Folgenden nicht anders angegeben, hat sich die Einschätzung der jeweiligen Risiken gegenüber dem 31. Dezember 2023 nicht wesentlich geändert. Mit der Umsetzung der strategischen Erweiterung des Geschäftsmodells auch auf weitere saubere Energien und Speichertechnologien sowie der Ausweitung des Eigenbetriebs von Projekten können sich weitere Risiken ergeben.

Allgemeine Erläuterung zur Einschätzung der Risiken

Im Folgenden werden die wichtigsten Risiken, die sich aus dem Risikomanagementsystem des PNE-Konzerns ergeben, erläutert. Sofern nicht anders angegeben, werden die nachfolgend beschriebenen Einzelrisiken in der Risikomatrix als grün oder gelb eingestuft. Wenn ein Einzelrisiko in der Risikomatrix als rot eingestuft wird, wird dies besonders angegeben.

Risiken aus operativer Tätigkeit

Ein typisches Risiko ist das Genehmigungsrisiko von Projekten in etablierten und auch neuen Märkten. Bei zeitlichen Verzögerungen der Genehmigungen, bei negativen Ergebnissen von Ausschreibungen oder wenn sich durch marktbasierte Fördermechanismen das Angebot-Nachfrage-Verhältnis wesentlich verschiebt, können sich Verschiebungen in den Liquiditätsflüssen, höhere Anzahlungserfordernisse und Ausfälle von geplanten Mittelrückflüssen ergeben. Außerdem können Projekte in diesen Fällen unwirtschaftlich werden, was zu Ausbuchungen von bereits aktivierten unfertigen Erzeugnissen führen kann. Neben dem Vorratsvermögen kann dieses Risiko auch die Werthaltigkeit der Forderungen betreffen. Risiken bestehen für Bilanzwerte für Projekte an Land und auf See im In- und Ausland, wenn Projekte unwirtschaftlich werden beziehungsweise eine Realisierung nicht möglich sein sollte. So besteht beispielsweise in den Märkten Polen und Rumänien das Risiko, dass zur Erlangung von Netzanschlusszusagen hohe Sicherheiten hinterlegt werden müssen, die bei Nichtrealisierung des Projekts nicht oder nur anteilig rückzahlbar wären. Die operativen Chancen in der Projektierung von Windparks an Land und auf See beziehungsweise Photovoltaikanlagen an Land können jedoch nur realisiert werden, wenn solche unternehmerischen Risiken in Kauf genommen werden. Zeitliche Verzögerungen können sich in der Projektumsetzung unter anderem wegen der notwendigen intensiven Umweltverträglichkeitsprüfungen, des ungewissen Zeitpunkts der Erteilung von Genehmigungen und Netzanschlusszusagen, möglicher Widersprüche/Klagen gegen bereits erteilte Genehmigungen oder durch Verbandsklagen, der rechtzeitigen Verfügbarkeit von Windenergieanlagen oder Photovoltaikpanels oder der rechtzeitigen Verfügbarkeit sonstiger für die Errichtung eines Windparks oder einer Photovoltaikanlage erforderlicher Voraussetzungen und Komponenten ergeben. Im Bereich Offshore Vietnam kommt neben den vorgenannten allgemeinen Risiken noch hinzu, dass Änderungen der regulatorischen Rahmenbedingungen und der politischen Ziele zum Ausbau der Windenergie auf See schwieriger zu kalkulieren sind als in etablierten Märkten und dass dadurch bereits im Vorfeld getätigte hohe Entwicklungskosten möglicherweise verloren sind, wenn eine Genehmigung nicht erlangt und entsprechende Verkaufserlöse nicht erzielt werden können. Durch ein umfangreiches Projektcontrolling versucht die PNE, diesen komplexen Anforderungen zeitgerecht Rechnung zu tragen.

Aus dem Verkauf des Projekts Bechet, Rumänien, hat PNE gegen den Käufer noch einen Kaufpreiszahlungsanspruch in Höhe von 5 Mio. Euro. Da der Käufer das Projekt bisher nicht, wie ursprünglich geplant, weiterverkaufen konnte, kann er nun auch die Kaufpreiszahlung nicht leisten. PNE hat die Zahlung daher bis Ende Mai 2025 gestundet, um dem Käufer weitere Zeit zu verschaffen, das Projekt zu veräußern. Das Risiko ist, dass PNE die Zahlung gar nicht erhält und die Forderung komplett wertberichtigen muss. Dieses Einzelrisiko wird in der Risikomatrix als rot eingestuft.

Die Zahl der für die Errichtung von Saubere-Energien-Projekten geeigneten Standorte in Deutschland ist begrenzt. Dies kann in Zukunft zu einem verstärkten Wettbewerb um diese Standorte und damit erhöhten Akquisitionskosten sowie zu höheren Betriebskosten, wie beispielsweise Nutzungsentschädigungen, führen, die den erzielbaren Deckungsbeitrag entsprechend mindern würden.

Im Zuge der Projektrealisierung bleibt die PNE darauf angewiesen, den aus zukünftig entstehenden oder zukünftig fällig werdenden Verbindlichkeiten resultierenden Kapitalbedarf zu decken. Außerdem könnte weiterer Kapitalbedarf entstehen, wenn und soweit die PNE aus von ihr unmittelbar oder mittelbar gegebenen Bürgschaften oder vergleichbaren Zusagen in Anspruch genommen werden sollte oder sich sonstige in diesem Abschnitt beschriebene Risiken realisieren sollten.

Ein Risiko für die künftige Entwicklung liegt - wie bei allen Unternehmen, die Projekte mit sauberen Energien entwickeln - im Bereich der Finanzierung und des Vertriebs von Projekten. Um dem zu begegnen, setzt PNE bereits seit mehreren Jahren auf den Vertriebsweg "Einzel- und Großinvestoren" sowie außerdem auf den Aufbau und Vertrieb von Portfolios mit Windparks oder künftig auch PV-Portfolios, die bereits in Betrieb genommen wurden. Negative Auswirkungen steigender Zinssätze auf die Projektvermarktung können jedoch nicht ausgeschlossen werden, da steigende Zinsen eine Erhöhung der Projektkosten zur Folge haben. Zudem können steigende Kapitalmarktzinsen gleichzeitig zu sinkenden Verkaufspreisen führen, da die Anforderungen der Investoren an eine Projektverzinsung in diesem Fall steigen dürften. Weiterhin könnten sich bei einer Finanzkrise und einer daraus resultierenden Zurückhaltung der Banken Projektfinanzierungen für die Projektrealisierung als Risiko darstellen.

Ein Lieferantenrisiko im Bereich Windenergieanlagen ergibt sich aus der weltweiten Nachfrage im Verhältnis zu den vorhandenen Kapazitäten. Lieferengpässe bei steigender internationaler Nachfrage sind in der Vergangenheit eingetreten und können auch in Zukunft nicht ausgeschlossen werden. Solche Lieferengpässe könnten zu verzögerter Realisierung und zu erhöhten Preisen in der Beschaffung von Windparkprojekten führen. Die PNE legt daher großen Wert auf den möglichst frühzeitigen Abschluss von Lieferverträgen mit namhaften Herstellern von Windenergieanlagen sowie Zulieferern (z. B. Fundamente) und die Vereinbarung der fristgerechten Lieferung. Länderspezifische und saisonale Modulengpässe beispielsweise sind größtenteils bekannt und hängen im Wesentlichen von Anlagengröße und verfügbarer Zeit zur baulichen Fertigstellung ab.

Die Bewertung von Projekten zur Nutzung erneuerbarer Energien ist unter anderem von der Einschätzung der künftigen Entwicklung der Strompreise in den Zielmärkten abhängig. Veränderungen in der Strompreisentwicklung können zu Veränderungen der Marktsituation führen.

Es bestehen Risiken aus dem Eigenbetrieb von Windparks und Photovoltaikanlagen. Für die Ertragslage eines Windparks oder einer Photovoltaikanlage sind das standortspezifische Windaufkommen beziehungsweise die Sonnenstunden die ausschlaggebenden Größen. Neben den bekannten jahreszeitlichen Schwankungen können diese auch über die Jahre auftreten. Es ist nicht ausgeschlossen, dass sich aufgrund von mehreren wind- oder sonnenschwachen Jahren die Wirtschaftlichkeit eines Projekts nachhaltig verschlechtert. Dieses Risiko hat im Hinblick auf das Segment Stromerzeugung eine besondere Relevanz. Mindererträge durch schwache Wind- oder Sonnenjahre wirken sich hier unmittelbar auf die Einnahmen- und Ergebnissituation im Segment Stromerzeugung und im Konzern aus. Diesem Risiko wird Rechnung getragen, indem entsprechende Sicherheitsabschläge in den Cashflow-Rechnungen der Windparks und Photovoltaikanlagen über die Gesamtlaufzeit eingeplant werden. Weitere Gründe zur Verringerung der Ertragslage können nachträgliche Umweltauflagen im laufenden Betrieb und mögliche Klagen sein. Sollten die Auswirkungen größer sein als die geplanten Sicherheitsabschläge, dann könnte dies Auswirkungen auf die Vermögens- und Ertragslage des Konzerns haben.

Die in der Bilanz enthaltenen Firmenwerte müssen zum Ende eines jeden Jahres mittels eines Impairmenttests auf ihre Werthaltigkeit überprüft werden. Sollte sich in der Zukunft ein Impairment ergeben, hätte dies Auswirkungen auf die Vermögens- und Ertragslage des Konzerns.

Zins-, Finanzierungs- und Währungsrisiken

Der Konzern ist Zinsrisiken ausgesetzt, da die Konzernunternehmen Finanzmittel zu festen und variablen Zinssätzen aufnehmen. Das Risiko wird durch den Konzern gesteuert, indem ein angemessenes Verhältnis zwischen festen und variablen Mittelaufnahmen eingehalten wird. Dies erfolgt unter Verwendung von Zins-Swaps. Die Sicherungsmaßnahmen werden regelmäßig beurteilt, um sie auf die Zinserwartung und die gewünschte Risikobereitschaft abzustimmen. Danach werden dann die Sicherungsstrategien ausgewählt.

Aus Barwertänderungen von Bankdarlehen und/oder Zins-Swaps im IFRS-Konzernabschluss besteht ein Risiko. Eine regelmäßige Überprüfung der Bewertung von Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sowie von Zins-Swaps im IFRS-Konzernabschluss kann im Falle von veränderten Marktzinssätzen oder von Marktwertänderungen für Zins-Swaps zu einer ergebniswirksamen Anpassung der jeweiligen IFRS-Bilanzausweise führen. Diese Anpassungen der jeweiligen IFRS-Bilanzpositionen würden sich auf das Konzernergebnis (nicht EBITDA) auswirken. Diese erforderlichen Anpassungen sind weder liquiditätswirksam noch spiegeln sie den operativen Erfolg der PNE wider. Es besteht jedoch das Risiko von Barwerterhöhungen durch weitere Senkungen von Marktzinssätzen oder von Marktwertänderungen für Zins-Swaps. Konsequenz wäre ein sinkendes Jahresergebnis und damit ein negativer Impact auf das Eigenkapital, was wiederum zu einer Ratingverschlechterung führen könnte. Das kann dazu führen, dass Banken die Kreditlinien kürzen. Das Risiko "Barwertänderungen von Bankdarlehen und/oder Zins-Swaps im IFRS-Konzernabschluss" wird in der Risikomatrix als rot eingestuft.

PNE hat im November 2023 mit einem Kunden einen Vertrag über die finanzielle Abwicklung erzeugter Strommengen aus erneuerbaren Energien zum Zwecke der Strompreisabsicherung abgeschlossen (Financial Power Purchase Agreement bzw. FPPA). Die Bewertung des FPPA erfolgt anhand eines anerkannten Kapitalwertmodells und hängt damit unter anderem auch von der Entwicklung des maßgeblichen Diskontierungszinssatzes ab.

Konzerngesellschaften, insbesondere die PNE AG, vergeben untereinander kurz- und langfristige Darlehen. Diese werden mit einem festen Zinssatz ausgestattet. Dies gilt auch für die Darlehen an assoziierte Unternehmen sowie an Gemeinschaftsunternehmen. Somit ist für die Darlehenslaufzeiten mit keinen materiellen Auswirkungen auf die Ertragslage aus variabler Verzinsung bei den jeweiligen Gesellschaften zu rechnen.

Aus der Ausgabe der Anleihe 2022/2027 und den in den Anleihebedingungen enthaltenen Covenants zur Eigenkapitalquote kann es aufgrund der Nichteinhaltung der Covenants zu erhöhten Zinszahlungen vor fristgemäßem Ablauf der Anleihe kommen. Die Anleihe wird im Juni 2027 zur Rückzahlung fällig.

Würde ein Investor über 50 % der Aktien erwerben, könnte dies Kündigungsmöglichkeiten der Darlehensgeber unter Kreditverträgen zur Fremdfinanzierung und der Anleihe 2022/2027 zur Folge haben. Das Risiko "Folge aus der Übernahme durch Mehrheitsaktionäre" wird in der Risikomatrix als rot eingestuft.

Der Konzern ist aus seinem operativen Geschäft und aus bestimmten Finanzierungsaktivitäten einem Adressenausfallrisiko ausgesetzt. Dem Ausfallrisiko finanzieller Vermögenswerte wird durch angemessene Wertberichtigungen unter Berücksichtigung bestehender Sicherheiten Rechnung getragen. Zur Reduzierung des Ausfallrisikos bei originären Finanzinstrumenten werden verschiedene Sicherungsmaßnahmen getroffen, wie zum Beispiel die Einholung von Sicherheiten und Bürgschaften, wenn dies aufgrund von Bonitätsprüfungen angemessen erscheint.

Der PNE-Gruppe zur Verfügung gestellte Finanzierungsmittel unterliegen teilweise einer variablen Verzinsung, die überwiegend an den 3-Monats-EURIBOR gekoppelt ist. Die Gesellschaften haben sich nur teilweise gegen steigende kurzfristige Zinsen abgesichert.

Um die jederzeitige Zahlungsfähigkeit sowie die finanzielle Flexibilität des Konzerns sicherzustellen, wird eine revolvierende Liquiditätsplanung erstellt, die die Liquiditätszuflüsse und Liquiditätsabflüsse sowohl auf kurzfristige als auch auf mittel- und langfristige Sicht abbildet. Liquiditätsrisiken, das operative Geschäft unterjährig finanzieren zu können, bestehen insbesondere, wenn sich Closings bei Projektverkäufen im Rahmen des Direktverkaufs an externe Investoren verzögern sollten.

Es besteht im Konzern das Risiko "Rating Downgrade" bei Finanzierungen durch Banken. Das Rating basiert aktuell auf dem Konzernabschluss 2023 und der Konzernplanung. PNE ist in Bezug auf die Qualitätskriterien weiterhin sehr gut aufgestellt und hier auf Vorjahresniveau. PNE hat sich bei den quantitativen Kriterien teilweise verschlechtert (u. a. bei der Eigenkapitalquote) und teilweise verbessert (z. B. EBITDA). Eine Verschlechterung des Ratings hätte unter anderem Auswirkungen auf den Zinssatz, wodurch sich die Konditionen möglicherweise verschlechtern könnten. Die weitere Entwicklung ist in Abhängigkeit von der Geschäftsentwicklung (Jahresabschlüsse) zu beobachten.

Fremdwährungsrisiken im Finanzierungsbereich resultieren aus finanziellen Verbindlichkeiten in Fremdwährung und aus Darlehen in Fremdwährung, die zur Finanzierung an Konzerngesellschaften ausgereicht werden. Zum Jahresende bestehen kurzfristige Fremdwährungsverbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen im Konzern, die aus Sicht der Gesellschaft zu keinem wesentlichen Risiko führen.

Aus den Projekten im internationalen Bereich können sich mittel- und langfristig Währungsrisiken ergeben. Im operativen Bereich resultieren Fremdwährungsrisiken vorrangig daraus, dass geplante Transaktionen in einer anderen Währung als dem Euro abgewickelt werden können. Im Investitionsbereich können sich Fremdwährungsrisiken im Wesentlichen aus dem Erwerb und der Veräußerung von Beteiligungen an ausländischen Unternehmen ergeben. Die Konzerngesellschaften versuchen, soweit möglich, Transaktionen in Euro abzuwickeln. Sollte dies nicht möglich sein, ist geplant, soweit möglich und wirtschaftlich, die Absicherung wesentlicher konzernexterner Fremdwährungsgeschäfte durch Währungssicherungsgeschäfte rechtzeitig vor dem Zeitpunkt der jeweiligen Transaktionen vorzunehmen.

Politische Risiken/Gesetzesänderungen/ Marktrisiken

Unkalkulierbare Risiken können von außen in den Markt getragen werden. Hierzu zählen insbesondere plötzliche Änderungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen in Deutschland oder den internationalen Märkten der PNE-Gruppe. Der Vorstand der PNE AG ist der Ansicht, dass Windparks und Photovoltaikanlagen zu den aktuell gültigen oder in Ausschreibungen zu erzielenden Vergütungen und gesetzlichen Rahmenbedingungen wirtschaftlich projektiert und betrieben werden können. Dennoch werden die Rahmenbedingungen in den Ländern, in denen PNE tätig ist oder zukünftig sein möchte, kontinuierlich überprüft, um auf mögliche Veränderungen zeitnah reagieren und somit Risiken mindern zu können.

Im Rahmen der Ausschreibungsverfahren nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie nach anderen vergleichbaren Verfahren in den internationalen Märkten besteht stets das Risiko, in den jeweiligen Ausschreibungsrunden keinen Zuschlag zu erhalten. Das kann dazu führen, dass die betroffenen Projekte nicht oder nicht in dem geplanten Zeitrahmen realisiert werden können. Verzögerungen könnten zu steigenden Kosten führen. Im Falle einer Nichtrealisierung wären die bis dahin entstandenen Projektentwicklungskosten umsonst aufgewendet worden. Diesem Risiko wirkt die PNE durch eine genaue Beobachtung des Marktumfelds und daraus abgeleiteten Kalkulationen der Gebote entgegen.

Mit der vorgezogenen Bundestagswahl am 23. Februar 2025 und einer neuen Bundesregierung besteht die Möglichkeit, dass sich das Erneuerbare-Energien-Gesetz und damit das Energiemarktdesign in Deutschland grundsätzlich ändert. Die PNE-Gruppe wird diese Entwicklungen über ihre Branchenverbände eng begleiten und eventuelle Chancen und Risiken in weiteren Planungen und Umsetzungen angemessen berücksichtigen.

Die politischen und die Marktrisiken in den internationalen Märkten können Auswirkungen auf die geplanten Projektrealisierungen in den nächsten Jahren haben. Die PNE AG und ihre Tochtergesellschaften überwachen die aktuellen Entwicklungen im Ausland intensiv, um mögliche Veränderungen der Marktlage oder der politischen Ausrichtung frühzeitig erkennen und rechtzeitig Maßnahmen einleiten zu können. Bei abrupten Änderungen der Vergütungssysteme sowie bei gesetzgeberisch rückwirkenden Eingriffen können sich aufgrund der mehrjährigen Projektentwicklungszyklen gleichwohl Risiken für die PNE-Gruppe ergeben.

Zu den politischen Risiken zählen auch solche, die sich aus Kriegshandlungen ergeben können. Diese können grundsätzlich vielfältige Auswirkungen auf die wirtschaftliche Entwicklung, die globalen Lieferketten sowie Rohstoffpreise haben und sich somit beispielsweise auch auf den Beschaffungsmarkt der PNE-Gruppe auswirken. Aufgrund der geopolitischen Lage ergeben sich derzeit jedoch keine unmittelbaren Risiken für PNE, da keine Geschäftsaktivitäten in oder mit Ländern, die direkt oder indirekt in solche Konflikte verwickelt sind, bestehen.

Gesundheitliche Risiken

Gesundheitliche Risiken wie Epidemien oder Pandemien können sich auf das operative Geschäft auswirken, indem sie zu Verzögerungen in Genehmigungsprozessen und bei der Projektrealisierung führen. Aufgrund der Erfahrungen mit der Coronapandemie in den Jahren 2021-2023 erwartet die Gesellschaft allerdings in solchen Fällen nur zeitliche Verzögerungen oder Verschiebungen bei geplanten Projekten innerhalb eines Jahres oder von einem Jahr in das nächste Jahr.

Der Konzern ist finanziell gut aufgestellt, sodass eventuelle Verzögerungen oder Ausfälle von Einnahmen aufgrund einer oben genannten Pandemie keinen wesentlichen Einfluss auf die kurz- und mittelfristige Fortführung der Geschäftstätigkeit (Going Concern) hätten. Eine mögliche Auswirkung auf die Konzern-Guidance für das Jahr 2025 könnte jedoch in solchen Fällen bei Verschiebung von Projektverkäufen (Segment Projektentwicklung) oder Einnahmeverschiebungen im Segment Services nicht ausgeschlossen werden.

Die Gesellschaft informiert sich laufend über vorhandene oder bevorstehende gesundheitliche Risiken und reagiert auf mögliche Auswirkungen für die Mitarbeitenden. In Einzelfällen können Reisen in Länder mit hoher Ansteckungsgefahr untersagt und die Anordnung, große Menschenmassen zu meiden, erlassen werden.

Alle erkennbaren Risiken in Sachen weltweite Epidemien werden von der Gesellschaft laufend hinsichtlich möglicher Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage sowie das Wohlergehen der Mitarbeitenden abgewogen.

Rechtliche und Compliance-Risiken

Alle erkennbaren rechtlichen Risiken werden laufend abgewogen und sind in diesen Bericht beziehungsweise in die Unternehmensplanung eingeflossen. Dazu zählen auch Risiken aus noch nicht rechtskräftig abgeschlossenen Verfahren.

Verstöße gegen gesetzliche Vorschriften und interne Richtlinien können die Reputation von PNE beschädigen und dem Unternehmen erheblichen Schaden zufügen, beispielsweise in Form von Haftungsrisiken, Geldbußen oder strafrechtlichen Sanktionen. Der PNE-Konzern wirkt diesem Risiko mit seinem Compliance-System entgegen, insbesondere durch die kontinuierliche Beobachtung der rechtlichen Anforderungen, durch regelmäßige Anpassung der Compliance-Richtlinien und durch Schulungen der Mitarbeitenden.

Steuerliche Risiken

Es bestehen steuerliche Risiken aus der körperschaft-, gewerbe- und umsatzsteuerlichen Außenprüfung bei der PNE Erneuerbare Energien GmbH (im Vorjahr: WKN GmbH) für die Jahre 2014 bis 2016 und 2017 bis 2020 sowie bei der PNE AG und der PNE Ausland GmbH für 2017 bis 2020. Die vorgenannten Betriebsprüfungen sind noch nicht abgeschlossen. Es liegen bislang keine Prüfungsfeststellungen vor. Betreffend die Lohnsteueraußenprüfung bei der PNE AG für 2021 bis 2023 hat eine Schlussbesprechung stattgefunden. Es gab keine wesentlichen Feststellungen. Der Prüfungsbericht steht noch aus. Die Veranlagungen der Jahre 2010 bis 2013 auf Basis der abgeschlossenen Betriebsprüfung bei der PNE Erneuerbare Energien GmbH sind rechtskräftig.

Die PNE AG und ihre Tochter- sowie sonstige Konzerngesellschaften sind derzeit in Ländern auf vier Kontinenten tätig und unterliegen damit vielfältigen steuerlichen Gesetzen und Regelungen. Änderungen in diesen Bereichen können zu einem höheren Steueraufwand und zu höheren Steuerzahlungen führen. Außerdem können Änderungen der steuerlichen Gesetze und Regelungen auch Einfluss auf Steuerforderungen und Steuerverbindlichkeiten sowie die aktiven und passiven latenten Steuern haben. PNE agiert in Ländern mit komplexen steuerlichen Regelungen, die unterschiedlich ausgelegt werden könnten. Zukünftige Auslegungen und Entwicklungen steuerlicher Gesetze und Regelungen könnten Steuerverbindlichkeiten, die Rentabilität und den Geschäftsbetrieb beeinflussen. Um diese Risiken zu minimieren, wird konzernübergreifend laufend mit länderspezifischen Steuerberatern zusammengearbeitet und die aktuelle Steuersituation analysiert.

Informationstechnische Risiken

Die Vertraulichkeit, Integrität und Verfügbarkeit von Informationen, Daten und Systemen ist durch zunehmende Cyberkriminalität gefährdet. Aktuell werden relevante Gesetze zur Sicherung und Erhöhung der Informationssicherheit auf europäischer und nationaler Ebene erarbeitet. Um dem Rechnung zu tragen, sind geeignete organisatorische Maßnahmen etabliert: Informationssicherheitsrichtlinien, Beauftragung eines Informationssicherheitsbeauftragten, IT-Sicherheitsrisikomanagement und angemessene technische Sicherheitsmaßnahmen (risikobasiert) zum Schutz vor unbeabsichtigtem Datenverlust und Datendiebstahl. Die Maßnahmen werden kontinuierlich weiterentwickelt. Unsere Mitarbeitenden werden dahingehend geschult, mögliche Bedrohungen und Sicherheitslücken zu erkennen und zu schließen. Im Rahmen einer kontinuierlichen Prozessüberwachung werden sowohl die technischen als auch die organisatorischen Maßnahmen kontinuierlich auf deren Wirksamkeit geprüft.

Personelle Risiken

Die Gewinnung neuer Mitarbeitender in der erforderlichen Zahl und mit den benötigten Qualifikationen wird zunehmend schwieriger. Der Fachkräftemangel und die gestiegene Inflationsrate haben in den letzten Jahren zu deutlich höheren Gehaltsforderungen der Bewerber geführt. Dadurch sind sowohl die Personalgewinnung als auch die langfristige Bindung von Mitarbeitenden kostenintensiver geworden.

Die aktuellen Arbeitsmarktbedingungen bieten Bewerbern und Mitarbeitenden eine große Auswahl an Arbeitgebern, was einen Wechsel des Arbeitsplatzes mit geringem Risiko ermöglicht. Um diesem Risiko entgegenzuwirken, setzt die PNE-Gruppe auf erfahrene Dienstleister im Bereich der Personalgewinnung sowie auf eine Vielzahl von nichtmonetären Zusatzangeboten, die sowohl Bewerber als auch Mitarbeitende ansprechen. Zu diesen Angeboten gehören unter anderem flexible Arbeitszeitmodelle, mobiles Arbeiten, grenzüberschreitendes Arbeiten im EU-Ausland, E-Bike-Leasing oder die Möglichkeit sozialer Beratung.

Ein neu implementierter Onboarding-Prozess begleitet neue Mitarbeitende von ihrem ersten Arbeitstag bis zum Ende der Probezeit und erleichtert so die Integration. Darüber hinaus werden regelmäßige Feedbackgespräche intensiviert, um die Bedürfnisse und Erwartungen der Belegschaft besser zu verstehen und in gemeinsame Ziele umzuwandeln.

Diese Maßnahmen zielen darauf ab, die emotionale Bindung der Mitarbeitenden zu stärken und ihre Identifikation mit dem Unternehmen nachhaltig zu fördern.

Chancen

Als Projektierer von Windenergieanlagen an Land und auf See sowie von Photovoltaikanlagen an Land agiert die PNE-Gruppe in einem internationalen Wachstumsmarkt. Unabhängige Studien gehen aufgrund der Endlichkeit der fossilen Energieträger, des Zwangs zur Verminderung von Klimaschadstoffen sowie des Bedarfs an sicheren, umweltfreundlichen Energiequellen in den kommenden Jahren von weiterhin hohen Zuwachsraten bei der Windenergie und der Photovoltaik aus. Der Verlauf der Weltklimakonferenzen, zuletzt 2024 in Baku, zeigt, dass die Notwendigkeit einer Energiewende weltweit erkannt worden ist. Die Unternehmen in der PNE-Gruppe verfügen aufgrund ihrer langjährigen Tätigkeit im Markt über die Voraussetzungen und die Erfahrungen, um von dieser Entwicklung langfristig zu profitieren.

Die ständige Weiterentwicklung des Geschäftsmodells setzte die PNE AG unter anderem durch den Eigenbetrieb von Windparks mit Tochtergesellschaften fort, in denen bis Ende 2024 bereits fertiggestellte und in Betrieb genommene Windparks an Land mit einer Gesamtleistung von rund 423 MW gebündelt wurden. Die PNE-Gruppe bleibt vorerst direkt beteiligt und profitiert somit von künftigen Erträgen.

Chancen liegen in den Auslandsaktivitäten des Konzerns sowie in möglichen neuen Märkten und in der Erweiterung des Geschäftsmodells auf weitere saubere Energien und Speichertechnologien. PNE ist bereits in einer Reihe attraktiver Wachstumsmärkte tätig. Dabei erfolgt die Expansion primär in Länder mit stabilen politischen Rahmenbedingungen und mit verlässlichen Vergütungs- und Förderregeln oder auch in Länder mit einem vergleichsweise hohen Marktpotenzial.

Die Kernkompetenz von PNE liegt in der Projektentwicklung, dem Bau und dem Betrieb sowie Repowering von Windparks und der Projektentwicklung von Photovoltaikanlagen auf hohem internationalem Niveau. Auch wenn sich die PNE-Gruppe im letzten Jahr aus Märkten zurückgezogen hat, kann diese Kompetenz zukünftig auch in weiteren Auslandsmärkten mit Ausbaupotenzial genutzt werden. Solche Märkte werden daher kontinuierlich beobachtet und die Chancen für einen Markteintritt sorgfältig geprüft.

Neben den Chancen der Internationalisierung stehen die Perspektiven, die der etablierte deutsche Markt für Windenergie sowohl an Land wie auch auf See und für Photovoltaik an Land weiterhin bietet. Die Klimaziele der Bundesregierung und die Notwendigkeit zur Erhöhung der Versorgungssicherheit erfordern den beschleunigten Ausbau von Erneuerbare-Energien-Projekten an Land wie auf See. PNE zeichnet sich dadurch aus, dass sie bereits sechs Windparkprojekte auf See durch den gesamten Genehmigungsprozess beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie führte. Vier dieser Windparks sind von den Käufern bereits komplett errichtet und in Betrieb genommen worden. Ein weiteres Projekt, in dem zwei Planungen zusammengelegt wurden, befindet sich im Testbetrieb. In der Projektentwicklung auf See wird seit Jahren eine hohe Kompetenz entwickelt, die auch auf internationale Märkte übertragen werden kann. Daher prüft PNE die Möglichkeiten der Entwicklung von Windparks auf See in anderen Ländern.

Im Windenergiemarkt bieten sich vielfältige Perspektiven für die Erbringung von Dienstleistungen über den gesamten Lebenszyklus von Windparks. Diese Chancen nutzt die PNE-Gruppe in wachsendem Umfang und versteht sich dabei als verlässlicher Partner der Entwickler und Betreiber von Windparks. Dieser Bereich der Dienstleistungen wurde zielstrebig weiter ausgebaut. Ein Schwerpunkt liegt beim technischen und kaufmännischen Betriebsmanagement von Windparks und Umspannwerken. Darüber hinaus werden unter anderem Dienstleistungen im Baumanagement, bei Windmessungen, im Stromvermarktungsmanagement und in weiteren Bereichen rund um die Planung, den Bau und den Betrieb von Windenergieanlagen erbracht.

Das internationale Geschäft des Betriebsmanagements wurde 2024 in den Märkten Frankreich, Polen und Schweden ausgeweitet, dabei wurden weitere Verträge unabhängig von der Konzernprojektpipeline gewonnen. Weiter ausgebaut wurde ebenfalls die Kompetenz bei Dienstleistungen rund um Saubere-Energien-Projekte. Dabei wurden sowohl weitere strukturelle Voraussetzungen geschaffen als auch der Integrationsprozess der einzelnen Bereiche zum Life Cycle Services Provider weiter erfolgreich fortgesetzt. Eine Fortsetzung dieses erfolgreichen Wachstums unabhängig von der eigenen Projektentwicklung zeichnet sich bereits ab.

Steigende Strompreise können sich auch auf die von der PNE-Gruppe angebotenen Dienstleistungen, wie etwa Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, kurz PPAs), positiv auswirken, wobei etwaige staatliche Erlösabschöpfungen den positiven Effekt wiederum schmälern.

Der bestehende Konflikt in der Ukraine könnte die Bestrebungen westlicher Regierungen, die Energieversorgung unabhängig von (unsicheren) Energieimporten zu gestalten, weiter erhöhen und beschleunigen. Dies hätte positive Auswirkungen auf den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland und Europa.

Optimierte Strategie

Die seit Langem erfolgreiche Tätigkeit in diesen Geschäftsfeldern ist die gute Basis für eine strategische Optimierung der Konzernaktivitäten.

Weltweit wächst die Nachfrage nach sauberen Energien und einer gesicherten Stromversorgung. Diesen Entwicklungen trägt PNE mit einer Ausweitung des operativen Geschäfts Rechnung und nutzt als Clean Energy Solutions Provider die Chancen aus der Wandlung der Märkte. Die strategische Weiterentwicklung umfasst nahezu die gesamte Wertschöpfungskette der sauberen erneuerbaren Energien. Aufbauend auf den umfangreichen Erfahrungen aus der erfolgreichen Entwicklung, Projektierung und Realisierung von Windparks an Land und auf See sowie von Photovoltaikanlagen werden auch Projekte und Lösungen zur Planung, Errichtung und zum Betrieb von Kraftwerken für saubere Energien entwickelt und realisiert.

Projektentwicklung und Portfolio

Projektentwicklung bleibt das Kerngeschäft. Dazu zählen unter anderem die Entwicklung von Qualitätsprojekten in der Windenergie und der Photovoltaik, der erfolgreiche Aufbau eines eigenen Bestands an Wind- und PV-Parks und technologieübergreifende Projekte.

Technologien

Neben der Windenergie und Photovoltaik sollen künftig auch Speicherung und Power-to-X wesentliche Bausteine der Unternehmensstrategie sein. Mit Power-to-X als Umwandlung in grünen Wasserstoff oder Derivate wird ein wesentlicher zusätzlicher Markt adressiert. Der Wasserstoff dient der Dekarbonisierung ganzer Industriezweige sowohl als Energieträger wie auch als Rohmaterial. Die Sektorenkopplung in die Segmente Mobilität und Wärme aus sauberen Energien ist ein weiteres Feld.

Es werden Power-to-X-Projekte entwickelt, die im industriellen Maßstab der Erzeugung von grünem Wasserstoff oder Derivaten dienen, aber auch der Umwandlung von Strom in Wärme. Hierbei entstehen Kraftwerke aus Windparks, Photovoltaikanlagen und Speichern auch als Insellösungen. Der Transport der Energie erfolgt als Molekül und ist somit vom Stromnetz unabhängig, benötigt aber andere passende Infrastruktur wie Gasnetze oder Schifffahrtswege. Darüber hinaus arbeiten wir an Strategien für Kombinationskraftwerke, gemeinsame Nutzung von Infrastruktur und elektrischen Speichersystemen.

Dienstleistungen

Zusätzliche Dienstleistungen, etwa beim Betriebsmanagement, und weitere Finanzierungslösungen für Projekte der sauberen Energien stehen ebenfalls für eine Ausweitung der Aktivitäten von PNE. Auch anorganisches Wachstum durch Kooperationen, Beteiligungen oder Übernahmen von Unternehmen aus der Service-, der Photovoltaik-, der Batterie - und Speicherbranche ist möglich.

Die kontinuierliche Optimierung von Windparks steht ebenso auf der Agenda wie Dienstleistungen für Projekte auf See, die Ausweitung des Betriebsmanagements für Windparks und Umspannwerke auch auf Photovoltaikprojekte und der Aufbau von technologieübergreifendem Know-how.

Zusätzlich wird ein weiteres Margenpotenzial durch die Optimierung der Vermarktung von Strom und Wasserstoff aus sauberen Energien erschlossen. Erfolgreiche Abschlüsse von Stromlieferverträgen (PPAs) wurden für den größten Teil der eigenen Windparks sowie für Kunden bereits getätigt.

Umsetzung/Smart Development

PNE verfügt über erfahrene und spezialisierte Mitarbeitende, um die Strategie umzusetzen. Mit einem integrierten Projektansatz werden bereits Geschäftsmöglichkeiten mit neuen Produkten sowie in neuen Märkten entwickelt. Dabei sollen verschiedene saubere Energien und Speichertechnologien kombiniert, der Eintritt in neue Märkte sowie der Austritt aus ihnen beschleunigt, die Zeitspanne bis zu einem Projekterfolg verkürzt und hohe Vorleistungen in Projekten vermieden werden.

Risikominimierung und neue Potenziale

Mit dieser Strategie minimiert PNE Marktrisiken und eröffnet neue Wachstumspotenziale. Dies soll mittelfristig zu einem signifikanten Anstieg des EBITDA und zu einer weiteren Verstetigung der Ergebnisse führen.

Stellungnahme zur Angemessenheit und Wirksamkeit des gesamten Internen Kontrollsystems und des Risikomanagementsystems 1

1 Die Inhalte dieses Abschnitts sind vom Abschlussprüfer ungeprüft

Der Vorstand hat sich gemäß den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex 2022 (DCGK2022) ausführlich mit der Angemessenheit und Wirksamkeit des Internen Kontrollsystems und des Risikomanagementsystems auseinandergesetzt und keine wesentlichen Beanstandungen festgestellt.

9. PROGNOSEBERICHT

Die PNE ist ein Anbieter von Lösungen im Bereich der sauberen Energien - ein Clean Energy Solutions Provider - für Märkte und Branchen regional, national und international. Kernkompetenzen sind die Entwicklung und der Betrieb von Erneuerbare-Energien-Projekten. Darüber hinaus werden die Speicherung von Erneuerbaren und die Power-to-X-Technologie vorangetrieben. Mit den entwickelten und betriebenen Projekten leistet die PNE-Gruppe einen wichtigen Beitrag, um klimaschädliche Emissionen zu vermeiden, und sorgt mit ihren Full-Service-Leistungen in den Bereichen Windenergie und Photovoltaik dafür, dass der Ausbau sauberer Energien einen Schritt schneller vorankommt - für ein besseres Klima weltweit. Damit verfolgt die PNE-Gruppe konsequent das Ziel einer sicheren, nachhaltigen und profitablen Energieversorgung, die zu 100 % aus erneuerbaren Energien gespeist wird.

Nach dem seit Jahren erfolgreichen Aufbau von Windparks für den Verkauf an Kunden baut sich die PNE-Gruppe ein wachsendes Eigenbetriebsportfolio an Windparks und PV-Anlagen auf. Zum 31. Dezember 2024 waren Windparks und das Holzheizkraftwerk Silbitz mit einer Leistung von 428,5 MW in Betrieb. Dazu kamen Windparks des Vorratsvermögens mit einer Leistung von 277,8 MW im Bau. Zusammen ergibt das 706,3 MW in Betrieb oder im Bau. Einige dieser Projekte im Bau werden nach Inbetriebnahme in den Eigenbetrieb übernommen, andere im Bau befindliche Projekte sind bereits verkauft (102,3 MW) oder könnten in den Jahren 2025 oder 2026 verkauft werden. Die Entscheidung, ob ein im Bau befindlicher Windpark an externe Investoren verkauft wird oder ob dieser in den Eigenbetrieb übernommen werden soll, erfolgt in Abhängigkeit von den jeweiligen aktuellen wirtschaftlichen Projekt- und Marktbedingungen, aktuellen Investorenanfragen sowie der weiteren strategischen Ausrichtung in Verbindung mit der langfristigen Liquiditätsplanung des Konzerns. Ein großes Eigenbetriebsportfolio führt zusammen mit dem Ausbau des Dienstleistungsgeschäfts dazu, den Anteil an stetigen Erträgen und positiven Cashflows aus der laufenden Betriebsphase weiter zu erhöhen. Mit dieser breiteren Aufstellung werden Marktrisiken minimiert, neue Potenziale und Märkte eröffnet und mittelfristig vor allem die in der Vergangenheit volatilen Ergebnisse verstetigt. So gewinnt das PNE-Geschäft kontinuierlich an Stabilität und Zukunftsfähigkeit. Die PNE möchte auch in Zukunft weiter wachsen. So wird aus Sicht des Vorstands die PNE für Investoren und Partner immer wertvoller und bietet dabei auch Mitarbeitenden langfristig attraktive Perspektiven.

Die PNE-Gruppe hat ihre Strategie justiert. Als Ergebnis planen wir bis Ende 2027 ein Eigenbetriebsportfolio mit einer Gesamtleistung von etwa 1,1 GW im Betrieb oder Bau. Perspektivisch halten wir an dem bislang geplanten Eigenbetriebsportfolio von 1,5 GW im Betrieb oder Bau fest. Zudem erwarten wir ein EBITDA von rund 140 Mio. Euro bei einer Eigenkapitalquote von mindestens 20 %. Die hochwertige Projektpipeline soll auf einem konstanten Niveau von mindestens 10 GW bis 15 GW liegen.

Die nachfolgenden Prognosen beruhen auf den Ergebnissen aus der Umsetzung der operativ geplanten Projekte im In- und Ausland (onshore, offshore, Photovoltaik), aus dem Dienstleistungs- und Servicegeschäft sowie aus dem Stromerzeugungsgeschäft.

Im Geschäftsjahr 2025 wird PNE wie in den Vorjahren weitere Vorleistungen im unteren einstelligen Millionenbereich für die strategische Erweiterung des Geschäftsmodells erbringen. Der Vorstand rechnet für die Guidance des Geschäftsjahres 2025 mit einem positiven EBITDA im Konzern in Höhe von 70 bis 110 Mio. Euro. Aufgrund der geopolitischen Lage sowie aufgrund von Lieferproblemen bei Windenergieanlagen- und Komponentenherstellern könnte es jedoch im operativen Geschäft zu Verschiebungen von Projektrechtsverkäufen und Projektumsetzungen von 2025 auf 2026 kommen. Ebenso können die genannten Faktoren zu hohen beziehungsweise steigenden Rohstoffpreisen beitragen, die zu einer höheren Bepreisung von Windenergieanlagen, Modulen und sonstigen Gewerken führen könnten. Diese können teilweise jedoch bei zukünftigen Projekten durch eine höhere gesetzliche Vergütung kompensiert werden.

Die Zahlen der Projektpipeline für Windenergie an Land (Vorjahr: rund 9,9 GW) und Photovoltaik (Vorjahr: rund 6,5 GWp) sollen auch im Geschäftsjahr 2025 im Konzern gegenüber dem 31. Dezember 2024 in etwa auf gleichem Niveau gehalten werden.

Die PNE AG steuert die operativen Einheiten auf Basis des EBT. Die PNE AG erwartet auf Grundlage der geplanten operativen Projektentwicklungen für das Geschäftsjahr 2025 auf EBT-Basis (Ergebnis vor Steuern) ein positives Ergebnis im unteren zweistelligen Millionen-Euro-Bereich. In diesem Ergebnis sind auch die geplanten Ergebnisse aus den Ergebnisabführungsverträgen mit Tochtergesellschaften enthalten.

10. SONSTIGE ANGABEN

10.1 Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

Angaben zu Beziehungen zu "nahestehenden Personen" finden sich im Konzernanhang unter X. Sonstige Angaben Punkt 3.

10.2 Erklärung zur Unternehmensführung (§ 289f bzw. § 315d HGB)

Die mit der Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f HGB zusammengefasste Erklärung zur Unternehmensführung nach § 315d HGB ist auf unserer Website ↑ www.pnegroup.com im Bereich "Investor Relations" unter "Corporate Governance" veröffentlicht und kann dort heruntergeladen werden.

10.3 Bericht des Vorstands über die Beziehungen zu verbundenen Unternehmen

Der Vorstand hat gemäß § 312 AktG für den Zeitraum vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 einen Bericht über die Beziehungen zu verbundenen Unternehmen erstellt, der die folgende Schlusserklärung enthält: "Wir erklären, dass bei der PNE AG im Geschäftsjahr 2024 keine berichtspflichtigen Vorgänge in Beziehung zu dem herrschenden oder einem mit diesem verbundenen Unternehmen vorgelegen haben."

10.4 Ergänzende Angaben nach § 289a HGB und § 315a HGB

Kapitalverhältnisse

Die PNE AG hat zum 31. Dezember 2024 insgesamt 76.603.334 Namensaktien mit einem rechnerischen Anteil am Grundkapital von jeweils 1,00 Euro ausgegeben. Am 31. Dezember 2024 betrug der Anteil nicht meldepflichtiger Aktienbestände (weniger als 3 % des Grundkapitals) rund 23,2 %. Von zwei Aktionären (Morgan Stanley/Photon Management GmbH sowie Active Ownership Fund SICAV SIF SCS) bestand zum Stichtag 31. Dezember 2024 die Meldung einer Beteiligung von mehr als 10 % der Stimmrechte.

Die Aktien der Gesellschaft unterliegen nur in den gesetzlich geregelten Fällen und nicht satzungsgemäß Beschränkungen bezüglich des Stimmrechts oder der Übertragung. Aktien mit Sonderrechten, die Kontrollbefugnisse verleihen, sind nicht vorhanden. Eine Stimmrechtskontrolle durch die Beteiligung von Arbeitnehmern am Kapital ist nicht gegeben.

Aktionärsrechte und -pflichten

Dem Aktionär stehen Vermögens- und Verwaltungsrechte zu.

Zu den Vermögensrechten gehören nach § 58 Abs. 4 AktG das Recht auf Teilhabe am Gewinn und nach § 271 AktG am Liquidationserlös sowie nach § 186 AktG das Bezugsrecht auf Aktien bei Kapitalerhöhung.

Zu den Verwaltungsrechten gehören das Recht, an der Hauptversammlung teilzunehmen, und das Recht, auf dieser zu reden, Fragen und Anträge zu stellen sowie die Stimmrechte auszuüben.

Jede Stückaktie gewährt in der Hauptversammlung eine Stimme.

Gesetzliche Vorschriften und Bestimmungen der Satzung über die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands und über die Änderung der Satzung

Die Bestellung und die Abberufung von Mitgliedern des Vorstands sind in den §§ 84 und 85 AktG geregelt. Die Satzung der Gesellschaft enthält keine über § 84 AktG hinausgehenden Regelungen.

Die Änderung der Satzung bedarf gemäß § 179 AktG eines Beschlusses der Hauptversammlung. Gemäß § 15 Abs. 2 der Satzung werden Beschlüsse der Hauptversammlung, soweit nicht zwingende gesetzliche Vorschriften entgegenstehen, mit einfacher Mehrheit der abgegebenen Stimmen und, sofern das Gesetz außer der Stimmenmehrheit eine Kapitalmehrheit vorschreibt, mit der einfachen Mehrheit des bei Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals gefasst. Somit bedarf auch die Änderung der Satzung gemäß § 179 AktG in Verbindung mit § 15 Absatz 2 der Satzung in der Regel eines Beschlusses der Hauptversammlung mit einer einfachen Stimmenmehrheit; in bestimmten Fällen ist allerdings eine Stimmenmehrheit von 75 % für die Änderung der Satzung erforderlich.

Zu Änderungen der Satzung, die nur deren Fassung betreffen, ist gemäß § 10 Abs. 7 der Satzung der Aufsichtsrat berechtigt.

Befugnisse des Vorstands insbesondere hinsichtlich der Möglichkeit, Aktien auszugeben oder zurückzukaufen

Bei der Gesellschaft besteht derzeit keine Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien. Eine zu Beginn des Berichtszeitraums noch bestehende, am 22. Mai 2019 von der Hauptversammlung erteilte Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien ist am 21. Mai 2024 ausgelaufen. Im Berichtszeitraum haben weder der Vorstand noch der Aufsichtsrat von dieser durch die Hauptversammlung am 22. Mai 2019 erteilten Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien Gebrauch gemacht.

Zum 31. Dezember 2024 hielt die Gesellschaft keine eigenen Aktien. Die zum Ende des Vorjahres noch gehaltenen 266.803 Aktien, die die Gesellschaft im Jahr 2018 unter Ausnutzung der seinerzeit bestehenden Ermächtigung auf der Grundlage eines an alle Aktionäre gerichteten Aktienrückkaufangebots erworben hatte, wurden während des Berichtszeitraums veräußert. Die Veräußerung erfolgte im zweiten Quartal 2024 über die Börse und führte bei einem durchschnittlichen Verkaufskurs von 13,48 Euro je Aktie zu einem Verkaufserlös in Höhe von ca. 3,6 Mio. Euro.

Zum 31. Dezember 2024 bestand bei der Gesellschaft keine Ermächtigung über ein genehmigtes Kapital oder ein bedingtes Kapital.

Wesentliche Vereinbarungen, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehen, sowie Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft, die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern getroffen sind

Unternehmensanleihe 2022/2027

Tritt ein Kontrollwechsel ein, hat jeder Anleihegläubiger nach Maßgabe der Anleihebedingungen das Recht, von der PNE AG als Emittentin die vorzeitige Rückzahlung seiner Schuldverschreibungen zu verlangen. Ein Kontrollwechsel gilt in diesem Zusammenhang dann als eingetreten, wenn die Emittentin davon Kenntnis erlangt hat, dass eine Person oder eine gemeinsam handelnde Gruppe von Personen im Sinne von § 2 Abs. 5 des Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetzes der rechtliche oder wirtschaftliche Eigentümer einer solchen Anzahl von Aktien der Emittentin geworden ist, auf die 50 % oder mehr der Stimmrechte entfallen. Ein solcher Kontrollwechsel im Sinne der Anleihebedingungen ist bei der PNE AG im Berichtsjahr nicht eingetreten.

Darlehensverträge der IKB mit der PNE WIND West Europe GmbH, der PNE Portfolio 2 GmbH, der PNE Power Generation GmbH und der WKN Wertewind Betriebsgesellschaft mbH

Tritt ein Kontrollwechsel im Sinne der Verträge ein, hat die IKB Deutsche Industriebank AG als Darlehensgeberin nach Maßgabe der Darlehensverträge das Recht, den jeweiligen Darlehensvertrag ohne Einhaltung einer Kündigungsfrist aus wichtigem Grund zu kündigen. Kontrollwechsel meint nach den Verträgen, dass die PNE AG als Bürge des jeweiligen Darlehensvertrags nicht mehr direkt oder indirekt die Mehrheit der Geschäftsanteile oder der Stimmrechte am Darlehensnehmer hält oder dass Morgan Stanley nicht mehr direkt oder indirekt mindestens 30,1 % der stimmberechtigten Aktien an der PNE AG hält, es sei denn, keine natürliche oder juristische Person hält mehr 30,1 % der stimmberechtigten Aktien der PNE AG.

Fremdfinanzierungsverträge Windparkprojekte und Avallinien im Konzern

Ein Kontrollwechsel im Sinne der Verträge bei Überschreitung der Grenze von 50 % eröffnet den Kreditgebern unter bestimmten Fremdfinanzierungsverträgen für Windparkprojekte und Bürgschaftslinien der PNE AG und PNE Erneuerbare Energien GmbH ein Kündigungsrecht.

Weitere Vereinbarungen

Darüber hinaus haben weder die PNE AG noch die in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften weitere wesentliche Vereinbarungen getroffen, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehen. Insbresondere steht auch keinem Vorstandsmitglied ein Sonderkündigungsrecht für den Fall eines Kontrollwechsels zu.

10.5 Nichtfinanzielle Erklärung

Die nach § 315b in Verbindung mit § 289b HGB abzugebende Nichtfinanzielle Konzernerklärung steht als gesonderter Nichtfinanzieller Bericht in einem separaten Kapitel des Geschäftsberichts 2024 und zudem auf der Internetseite der Gesellschaft zur Verfügung www.pnegroup.com/investor-relations/veroeffentlichungen/.

Cuxhaven, 21. März 2025

Der Vorstand

KONZERNGESAMTERGEBNISRECHNUNG (IFRS) der PNE AG, Cuxhaven, für die Zeit vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024

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in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Anhang	2024	2023
1. Umsatzerlöse	VI.1.	210,4	121,5
2. Erhöhung des Bestands an unfertigen Erzeugnissen und Leistungen	V.5.	123,5	136,4
3. Sonstige betriebliche Erträge	VI.2.	8,6	9,9
4. Gesamtleistung		342,6	267,8
5. Materialaufwand		-171,8	-141,1
6. Personalaufwand	VI.3.	-59,0	-51,8
7. Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte des Anlagevermögens, Sachanlagen und Nutzungsrechte	IV.2./V.1./ V.2./V.12.	-33,8	-34,2
8. Sonstige betriebliche Aufwendungen	VI.4.	-42,8	-35,1
9. Betriebsergebnis		35,1	5,7
10. Erträge aus Beteiligungen		0,2	0,3
11. Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	VI.5.	10,6	11,9
12. Erträge von assoziierten Unternehmen		0,0	0,0
13. Abschreibungen auf Finanzanlagen		0,0	0,0
14. Aufwendungen aus Verlustübernahme von assoziierten Unternehmen		-0,8	-0,3
15. Zinsen und ähnliche Aufwendungen	VI.6.	-47,9	-26,3
16. Ergebnis vor Steuern		-2,8	-8,6
17. Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	VI.7.	-9,2	0,9
18. Sonstige Steuern		-0,7	-0,5
19. Konzernergebnis vor nicht beherrschenden Anteilen		-12,7	-8,2
20. Anteile nicht beherrschender Gesellschafter am Ergebnis	V.8.	0,7	1,4
21. Konzernergebnis		-13,4	-9,6
Übriges Ergebnis/Posten, die möglicherweise zukünftig in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden
22. Währungsdifferenzen		0,1	-0,2
23. Cashflow-Hedge-Rücklage	V.9.	1,8	-9,7
24. Sonstige		-0,1	0,3
25. Übriges Ergebnis der Periode (nach Steuern)		1,9	-9,6
26. Gesamtergebnis der Periode		-10,9	-17,8
Zurechnung des Konzernjahresergebnisses der Periode
Anteilseigner der Muttergesellschaft		-13,4	-9,6
Anteile anderer Gesellschafter am Konzernjahresergebnis		0,7	1,4
		-12,7	-8,2
Zurechnung des Gesamtergebnisses der Periode
Anteilseigner der Muttergesellschaft		-11,5	-19,2
Anteile anderer Gesellschafter am Gesamtergebnis		0,7	1,4
		-10,9	-17,8
Gewogener Durchschnitt der ausgegebenen Aktien (unverwässert) (in 1.000)	VI.8.	76,5	76,3
Unverwässertes Ergebnis je Aktie aus dem fortzuführenden Geschäft (in Euro)		-0,18	-0,13
Gewogener Durchschnitt der ausgegebenen Aktien (verwässert) (in 1.000)	VI.8.	76,5	76,3
Verwässertes Ergebnis je Aktie aus dem fortzuführenden Geschäft (in Euro)		-0,18	-0,13

KONZERNBILANZ (IFRS) zum 31. Dezember 2024

der PNE AG, Cuxhaven

Aktiva

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in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Anhang	Stand am 31.12.2024	Stand am 31.12.2023
A. Langfristige Vermögenswerte
I. Immaterielle Vermögenswerte	IV.1./ IV.3./V.1.
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten		0,7	0,5
2. Geschäfts- oder Firmenwert		64,4	64,4
		65,1	64,9
II. Sachanlagen	IV.2./ IV.3./V.2.
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken		12,5	12,9
2. Technische Anlagen und Maschinen		436,5	362,1
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung		10,6	9,5
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau		33,7	13,9
		493,4	398,4
III. Nutzungsrechte	IV.4./V.3.	98,2	92,8
IV. Langfristige finanzielle Vermögenswerte	IV.5./V.4.
1. Anteile an verbundenen Unternehmen		1,1	0,4
2. Anteile an assoziierten Unternehmen		1,8	2,4
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht		0,8	0,8
4. Sonstige Ausleihungen		0,2	0,2
5. Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte		12,4	13,7
		16,4	17,5
V. Latente Steuern	IV.6./VI.7.	79,0	78,0
Langfristige Vermögenswerte, gesamt		752,0	651,6
B. Kurzfristige Vermögenswerte
I. Vorräte	IV.7./V.5.	288,3	281,3
II. Forderungen und sonstige Vermögenswerte	IV.9./V.6.
1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen		83,6	37,8
2. Kurzfristige sonstige Darlehensforderungen		0,1	0,1
3. Forderungen gegen verbundene Unternehmen		20,5	14,0
4. Forderungen gegen assoziierte Unternehmen und solche, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht		2,2	0,7
5. Übrige Vermögenswerte		14,5	20,4
		121,0	73,0
III. Steuerforderungen		10,8	5,4
IV. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	IV.8.	91,6	90,4
Kurzfristige Vermögenswerte, gesamt		511,8	450,1
		1.263,7	1.101,7
Passiva
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Anhang	Stand a 31.12.2024	Stand am 31.12.2023
A. Eigenkapital	V.7.
I. Gezeichnetes Kapital		76,6	76,6
II. Kapitalrücklage		86,3	83,0
III. Eigene Anteile		0,0	-0,7
IV. Gewinnrücklagen
1. Gesetzliche Rücklage		0,0	0,0
2. Andere Gewinnrücklagen		0,0	0,0
		0,1	0,1
V. Fremdwährungsrücklage		-3,0	-3,2
VI. Cashflow-Hedge-Rücklage	IV.10/V.9.	-7,9	-9,7
VII. Konzernbilanzergebnis		45,5	65,6
VIII. Nicht beherrschende Anteile	V.8.	-2,8	-3,4
		194,6	208,1
B. Langfristige Schulden
I. Sonstige Rückstellungen	IV.11./V.12.	0,0	0,0
II. Abgegrenzte Zuwendungen der öffentlichen Hand	IV.13./V.9.	0,5	0,6
III. Langfristige Finanzverbindlichkeiten	IV.12./V.13.
1. Anleihen		54,1	53,9
2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten		617,8	495,2
3. Sonstige Finanzverbindlichkeiten		6,5	7,7
4. Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen		141,9	156,1
		820,2	712,9
IV. Latente Steuerverbindlichkeiten	IV.6./VI.7.	21,7	18,0
Langfristige Schulden, gesamt		842,4	731,5
C. Kurzfristige Schulden
I. Steuerrückstellungen	V.11.	4,4	6,6
II. Sonstige Rückstellungen	IV.11./V.12.	7,0	6,4
III. Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	IV.12./V.13.
1. Anleihen		0,0	0,0
2. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten		71,8	53,7
3. Sonstige Finanzverbindlichkeiten		0,9	1,3
4. Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen		7,6	7,5
		80,3	62,5
IV. Sonstige Verbindlichkeiten	IV.12./V.14.
1. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen		73,7	59,7
2. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen		0,1	0,2
3. Verbindlichkeiten gegenüber assoziierten Unternehmen und solchen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht		0,6	0,6
4. Abgegrenzte Umsatzerlöse		18,7	12,1
5. Abgegrenzte Verbindlichkeiten		29,6	6,0
6. Übrige Verbindlichkeiten		11,1	7,5
		133,8	86,2
V. Steuerverbindlichkeiten		1,2	0,3
Kurzfristige Schulden, gesamt		226,7	162,0
		1.263,7	1.101,7

KONZERNKAPITALFLUSSRECHNUNG (IFRS) für den Zeitraum 1. Januar bis 31. Dezember 2024

der PNE AG, Cuxhaven,

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in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Anhang	2024	2023
Konzernjahresergebnis		-12,7	-8,2
-/+ Ertragsteuerertrag/-aufwand	VI.7.	9,3	- 0,9
-/+ Gezahlte/Erhaltene Ertragsteuern		-8,8	-3,5
-/+ Zinserträge und -aufwendungen	VI.5./VI.6.	37,3	14,4
- Gezahlte Zinsen		- 11,5	- 11,1
+ Erhaltene Zinsen		2,4	2,0
+/- Abschreibungen/Zuschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte des Anlagevermögens, Sachanlagen, Nutzungsrechte und langfristige finanzielle Vermögenswerte		31,4	34,2
+/- Zunahme/Abnahme der Rückstellungen	V.11./V.12.	- 1,6	3,1
-/+ Zahlungsunwirksame Erträge/Aufwendungen		0,9	0,8
- Gewinn aus dem Abgang von Gegenständen des Anlagevermögens und aus der Entkonsolidierung	III.2.	- 75,8	-5,0
+/- Abnahme/Zunahme der Vorräte sowie anderer Aktiva	IV.7./V.5.	-240,6	-232,6
+/- Abnahme/Zunahme der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Teilgewinnrealisierung	IV.7./IV.9./ V.3./ V.6.	-38,0	14,6
+/- Zunahme/Abnahme der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie anderer Passiva	IV.12./ V.13./V.14.	131,1	26,1
Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit		-176,6	-166,2
+ Einzahlungen aus Abgängen der immateriellen Vermögenswerte		0,0	0,0
+ Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des Sachanlagevermögens		1,2	2,6
+ Einzahlungen aus Abgängen von Finanzanlagen		0,0	0,1
+ Einzahlungen aus Verkäufen von konsolidierten Einheiten	III.2.	4,7	4,8
- Auszahlungen für Investitionen in Sachanlagen und in immaterielle Vermögenswerte	V.1./V.2.	-34,7	-25,5
- Auszahlungen für Investitionen in Finanzanlagen		- 0,7	-2,2
- Auszahlungen für Investitionen in konsolidierte Einheiten		0,0	0,0
Cashflow aus Investitionstätigkeit		-29,6	-20,1
+ Einzahlung aus der Ausgabe von eigenen Anteilen	V.7.	3,6	0,0
+ Einzahlungen aus der Aufnahme von Finanzkrediten		286,6	197,0
- Auszahlung für Cashflow-Hedge		-4,3	0,0
- Auszahlungen für Transaktionskosten bei der Ausgabe von Anleihen		0,0	0,0
- Auszahlungen für die Tilgung von Finanzkrediten		-46,3	-25,2
- Auszahlungen für die Tilgung von Leasingverbindlichkeiten		- 12,7	- 10,6
- Auszahlung für Dividende		- 6,1	- 6,1
Cashflow aus Finanzierungstätigkeit		220,8	155,1
Zahlungswirksame Veränderung des Finanzmittelfonds		14,7	-31,2
+ Konsolidierungskreisbedingte Veränderung des Finanzmittelfonds		- 13,5	0,0
+ Finanzmittelfonds am Anfang der Periode	IV.8./VII.1.	90,4	121,6
Finanzmittelfonds am Ende der Periode 1	IV.8./VII.1.	91,6	90,4
1 davon als Sicherheit verpfändet	V.13.	6,0	3,8

KONZERNEIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG (IFRS) für das Geschäftsjahr 2024

der PNE AG, Cuxhaven

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in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Gezeichnetes Kapital	Kapitalrücklage	Eigene Anteile
Stand zum 01.01.2023	76,6	83,0	-0,7
Konzernjahresergebnis	0,0	0,0	0,0
Cashflow-Hedge-Rücklage	0,0	0,0	0,0
Sonstiges Ergebnis	0,0	0,0	0,0
Gesamtergebnis 2023	0,0	0,0	0,0
Dividende	0,0	0,0	0,0
Sonstige Veränderungen	0,0	0,0	0,0
Stand zum 31.12.2023	76,6	83,0	-0,7
Stand zum 01.01.2024	76,6	83,0	-0,7
Konzernjahresergebnis	0,0	0,0	0,0
Cashflow-Hedge-Rücklage	0,0	0,0	0,0
Sonstiges Ergebnis	0,0	0,0	0,0
Gesamtergebnis 2024	0,0	0,0	0,0
Dividende	0,0	0,0	0,0
Verkauf eigener Anteile	0,0	3,3	0,7
Sonstige Veränderungen	0,0	0,0	0,0
Stand zum 31.12.2024	76,6	86,3	0,0

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in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Gewinnrücklagen	Fremdwährungsrücklage	Cashflow-Hedge-Rücklage
Stand zum 01.01.2023	0,1	-3,0	0,0
Konzernjahresergebnis	0,0	0,0	0,0
Cashflow-Hedge-Rücklage	0,0	0,0	- 9,7
Sonstiges Ergebnis	0,0	- 0,2	0,0
Gesamtergebnis 2023	0,0	-0,2	-9,7
Dividende	0,0	0,0	0,0
Sonstige Veränderungen	0,0	0,0	0,0
Stand zum 31.12.2023	0,1	-3,2	-9,7
Stand zum 01.01.2024	0,1	-3,2	-9,7
Konzernjahresergebnis	0,0	0,0	0,0
Cashflow-Hedge-Rücklage	0,0	0,0	1,8
Sonstiges Ergebnis	0,0	0,1	0,0
Gesamtergebnis 2024	0,0	0,1	1,8
Dividende	0,0	0,0	0,0
Verkauf eigener Anteile	0,0	0,0	0,0
Sonstige Veränderungen	0,0	0,0	0,0
Stand zum 31.12.2024	0,1	-3,0	-7,9

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in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Konzernbilanzergebnis	Eigenkapital vor nicht beherrschenden Anteilen	Nicht beherrschende Anteile	Eigenkapital gesamt
Stand zum 01.01.2023	81,9	237,7	-5,6	232,2
Konzernjahresergebnis	- 9,6	- 9,6	1,4	-8,2
Cashflow-Hedge-Rücklage	0,0	- 9,7	0,0	- 9,7
Sonstiges Ergebnis	0,3	0,1	0,0	0,1
Gesamtergebnis 2023	-9,3	-19,2	1,4	-17,8
Dividende	- 6,1	- 6,1	0,0	- 6,1
Sonstige Veränderungen	- 0,9	- 0,9	0,8	- 0,1
Stand zum 31.12.2023	65,6	211,6	-3,4	208,1
Stand zum 01.01.2024	65,6	211,6	-3,4	208,1
Konzernjahresergebnis	- 13,4	- 13,4	0,7	- 12,7
Cashflow-Hedge-Rücklage	0,0	1,8	0,0	1,8
Sonstiges Ergebnis	- 0,1	0,0	0,0	0,0
Gesamtergebnis 2024	-13,5	-11,5	0,7	-10,9
Dividende	- 6,1	- 6,1	0,0	- 6,1
Verkauf eigener Anteile	- 0,4	3,6	0,0	3,6
Sonstige Veränderungen	- 0,0	- 0,0	0,0	- 0,0
Stand zum 31.12.2024	45,5	197,4	-2,8	194,6

ENTWICKLUNG DES KONZERNANLAGEVERMÖGENS (IFRS) für das Geschäftsjahr 2024

der PNE AG, Cuxhaven

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	Anschaffungs-/Herstellungskosten
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Stand am 01.01.2024	Veränderungen des Konsolidierungskreises	Zugänge
---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	9,9	-0,0	0,3
2. Geschäfts- oder Firmenwert	148,9	0,0	0,0
	158,8	-0,0	0,3
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	22,3	0,0	0,1
2. Technische Anlagen und Maschinen	470,1	-1,0	96,7
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	17,2	-0,1	4,0
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	13,9	-0,0	20,0
	523,4	-1,1	120,8
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	117,8	0,0	2,3
	117,8	0,0	2,3
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	7,1	0,0	0,7
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	2,7	0,0	0,2
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,9	0,0	0,0
4. Sonstige Ausleihungen	0,2	0,0	0,0
	10,9	0,0	1,0
	811,0	-1,1	124,4

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	Anschaffungs-/Herstellungskosten
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Umgliederungen	Abgänge	Währungsdifferenzen
---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	0,0	0,0	0,0
2. Geschäfts- oder Firmenwert	0,0	0,0	0,0
	0,0	0,0	0,0
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	0,0	0,0	0,0
2. Technische Anlagen und Maschinen	0,1	2,7	0,0
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	0,0	0,3	0,0
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	-0,1	0,1	-0,0
	0,0	3,2	0,0
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	13,2	2,9	0,0
	13,2	2,9	0,0
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	0,0	0,0	- 0,0
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	0,0	0,8	0,0
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,0	0,0	0,0
4. Sonstige Ausleihungen	0,0	0,0	- 0,0
	0,0	0,8	-0,0
	13,2	6,9	0,0

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	Anschaffungs-/Herstellungskosten	Kumulierte Abschreibungen
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Stand am 31.12.2024	Stand am 01.01.2024	Veränderungen des Konsolidierungskreises
---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	10,2	9,5	-0,0
2. Geschäfts- oder Firmenwert	148,9	84,5	0,0
	159,2	94,0	-0,0
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	22,4	9,3	0,0
2. Technische Anlagen und Maschinen	563,1	108,0	-0,8
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	20,8	7,7	0,1
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	33,7	0,0	-0,0
	640,0	125,0	-0,8
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	130,4	25,0	0,0
	130,4	25,0	0,0
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	7,8	6,7	0,0
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	2,1	0,3	0,0
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,9	0,1	0,0
4. Sonstige Ausleihungen	0,2	0,0	0,0
	11,0	7,1	0,0
	940,6	251,0	-0,8

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	Kumulierte Abschreibungen
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Zugänge	Abgänge	Währungsdifferenzen
---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	0,1	0,0	0,0
2. Geschäfts- oder Firmenwert	0,0	0,0	0,0
	0,1	0,0	0,0
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	0,5	0,0	0,0
2. Technische Anlagen und Maschinen	21,0	1,5	0,0
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	2,6	0,2	-0,0
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	0,0	0,0	0,0
	24,0	1,7	0,0
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	7,3	0,0	0,0
	7,3	0,0	0,0
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	0,0	0,0	0,0
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	0,0	0,0	0,0
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,0	0,0	0,0
4. Sonstige Ausleihungen	0,0	0,0	0,0
	0,0	0,0	0,0
	31,4	1,7	0,0

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	Kumulierte Abschreibungen	Buchwerte
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Stand am 31.12.2024	Stand am 31.12.2024	Stand am 31.12.2023
---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	9,6	0,7	0,5
2. Geschäfts- oder Firmenwert	84,5	64,4	64,4
	94,1	65,1	64,9
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	9,8	12,5	12,9
2. Technische Anlagen und Maschinen	126,6	436,5	362,1
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	10,2	10,6	9,5
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	-0,0	33,7	13,9
	146,6	493,4	398,4
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	32,2	98,2	92,8
	32,2	98,2	92,8
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	6,7	1,1	0,4
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	0,3	1,8	2,4
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,1	0,8	0,8
4. Sonstige Ausleihungen	0,0	0,2	0,2
	7,1	4,0	3,8
	280,0	660,6	559,9

ENTWICKLUNG DES KONZERNANLAGEVERMÖGENS (IFRS) für das Geschäftsjahr 2023

der PNE AG, Cuxhaven

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	Anschaffungs-/Herstellungskosten
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Stand am 01.01.2023	Veränderungen des Konsolidierungskreises	Zugänge
---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	9,8	0,0	0,2
2. Geschäfts- oder Firmenwert	148,9	0,0	0,0
	158,7	0,0	0,2
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	22,0	0,0	0,3
2. Technische Anlagen und Maschinen	410,9	0,0	67,3
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	12,1	0,0	7,3
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	10,2	-0,6	14,0
	455,3	-0,6	88,9
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	105,5	0,0	6,8
	105,5	0,0	6,8
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	7,1	0,0	0,0
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	0,8	0,0	2,2
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,9	0,0	0,0
4. Sonstige Ausleihungen	0,5	-0,2	0,0
	9,3	-0,2	2,2
	728,8	-0,8	98,1

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	Anschaffungs-/Herstellungskosten
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Umgliederungen	Abgänge	Währungsdifferenzen
---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	0,0	0,1	0,0
2. Geschäfts- oder Firmenwert	0,0	0,0	0,0
	0,0	0,1	0,0
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	0,0	0,0	0,0
2. Technische Anlagen und Maschinen	-6.8 1	1,3	-0,1
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	0,0	2,2	-0,0
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	-8,7	1,0	-0,0
	-15,5	4,6	-0,1
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	5,5	0,0	0,0
	5,5	0,0	0,0
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	0,0	0,1	0,0
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	0,0	0,2	0,0
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,0	0,0	0,0
4. Sonstige Ausleihungen	0,0	0,0	- 0,0
	0,0	0,3	-0,0
	-10,0	5,0	-0,1

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	Anschaffungs-/Herstellungskosten	Kumulierte Abschreibungen
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Stand am 31.12.2023	Stand am 01.01.2023	Zugänge	Abgänge
---	---	---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	9,9	9,3	0,2	0,1
2. Geschäfts- oder Firmenwert	148,9	84,5	0,0	0,0
	158,8	93,8	0,2	0,1
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	22,3	8,8	0,5	0,0
2. Technische Anlagen und Maschinen	470,1	86,4	22,5	0,9
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	17,2	6,2	2,2	0,6
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	13,9	0,0	0,0	0,0
	523,4	101,5	25,2	1,5
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	117,8	18,2	6,7	0,0
	117,8	18,2	6,7	0,0
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	7,1	6,7	0,0	0,0
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	2,7	0,3	0,0	0,0
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,9	0,1	0,0	0,0
4. Sonstige Ausleihungen	0,2	0,0	0,0	0,0
	10,9	7,1	0,0	0,0
	811,0	220,6	32,2	1,6

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	Kumulierte Abschreibungen
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Währungsdifferenzen	Stand am 31.12.2023
---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	0,0	9,5
2. Geschäfts- oder Firmenwert	0,0	84,5
	0,0	94,0
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	0,0	9,3
2. Technische Anlagen und Maschinen	-0,0	108,0
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	-0,0	7,7
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	0,0	0,0
	-0,0	125,0
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	0,0	25,0
	0,0	25,0
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	0,0	6,7
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	0,0	0,3
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,0	0,1
4. Sonstige Ausleihungen	0,0	0,0
	0,0	7,1
	-0,0	251,0

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	Buchwerte
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	Stand am 31.12.2023	Stand am 31.12.2022
---	---	---
I. Immaterielle Vermögenswerte
1. Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	0,5	0,5
2. Geschäfts- oder Firmenwert	64,4	64,4
	64,9	64,9
II. Sachanlagen
1. Grundstücke und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	12,9	13,2
2. Technische Anlagen und Maschinen	362,1	324,5
3. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	9,5	5,9
4. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	13,9	10,2
	398,4	353,8
III. Nutzungsrechte
Nutzungsrechte (IFRS 16)	92,8	87,3
	92,8	87,3
IV. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	0,4	0,5
2. Anteile an assoziierten Unternehmen	2,4	0,5
3. Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,8	0,8
4. Sonstige Ausleihungen	0,2	0,4
	3,8	2,2
	559,9	508,2

KONZERNSEGMENTBERICHTERSTATTUNG (IFRS) für das Geschäftsjahr 2024

der PNE AG, Cuxhaven

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	Projektentwicklung		Stromerzeugung		Services
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	2024	2023	2024	2023	2024	2023
---	---	---	---	---	---	---
Umsatzerlöse extern	108,7	26,3	77,6	73,8	24,1	21,4
Umsatzerlöse intern	119,0	155,9	3,9	3,7	11,0	8,5
Bestandsveränderungen	-2,9	27,9	0,0	0,0	0,0	-0,0
Sonstige betriebliche Erträge	5,7	7,6	1,4	1,5	1,5	0,9
Gesamtleistung	230,5	217,6	83,0	79,0	36,5	30,8
Materialaufwand	169,6	140,0	4,5	3,9	8,6	6,9
Personalaufwand	40,3	37,3	3,3	1,8	15,4	12,7
Sonstige betriebliche Aufwendungen	25,7	22,4	17,4	13,1	4,7	4,6
Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA)	-5,1	17,9	57,7	60,3	7,8	6,5
Abschreibungen	2,8	2,5	26,9	28,2	4,1	3,5
Betriebsergebnis	-7,9	15,4	30,8	32,1	3,7	3,1
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	20,7	18,2	10,0	10,5	0,5	0,8
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-14,4	-21,5	-52,0	-20,9	-2,1	-1,5
Steueraufwand und -ertrag	7,1	-3,0	-2,5	6,4	0,6	0,7
Investitionen	2,6	1,3	20,2	8,4	12,6	18,0
Segmentvermögen	743,2	724,5	1.078,4	945,3	86,3	76,3
Segmentschulden	580,5	472,3	946,9	836,9	67,6	60,9
Segmenteigenkapital	415,4	252,2	119,0	108,4	18,4	15,3

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	Konsolidierung		PNE AG Konzern
in Mio. Euro (Rundungsdifferenzen möglich)	2024	2023	2024	2023
Umsatzerlöse extern	0,0	0,0	210,4	121,5
Umsatzerlöse intern	-133,9	-168,1	0,0	0,0
Bestandsveränderungen	126,4	108,5	123,5	136,4
Sonstige betriebliche Erträge	0,0	0,0	8,6	9,9
Gesamtleistung	-7,4	-59,6	342,6	267,8
Materialaufwand	-11,0	-9,7	171,8	141,1
Personalaufwand	0,0	0,0	59,0	51,8
Sonstige betriebliche Aufwendungen	-5,0	-5,0	42,8	35,1
Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA)	8,6	-44,9	69,0	39,9
Abschreibungen	0,0	0,0	33,8	34,2
Betriebsergebnis	8,6	-44,9	35,1	5,7
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	-20,7	-17,6	10,6	11,9
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	20,7	17,6	-47,9	-26,3
Steueraufwand und -ertrag	4,0	-5,0	9,2	-0,9
Investitionen	0,0	0,0	35,4	27,7
Segmentvermögen	-644,1	-644,4	1.263,7	1.101,7
Segmentschulden	-525,8	-476,6	1.069,1	893,6
Segmenteigenkapital	-358,2	-167,8	194,6	208,1

AUFSTELLUNG DER IN DEN KONZERNABSCHLUSS EINBEZOGENEN GESELLSCHAFTEN UND AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES der PNE AG, Cuxhaven, zum 31. Dezember 2024

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Gesellschaft	Sitz	Beteiligungsquote Vorjahr (%)	Beteiligungsquote (%)	Eigenkapital Mio. Euro
I. Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften
1 PNE WIND Betriebsführungs GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	1,1
2 PNE Biomasse GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	0,2
3 PNE WIND Netzprojekt GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	0,9
4 PNE WIND Laubuseschbach GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	0,1
5 PNE WIND Grundstücks GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	0,3
6 PNE WIND Atlantis II GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	-0,0
7 PNE WIND Atlantis III GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	-0,0
8 PNE WIND Verwaltungs GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	0,1
9 energy consult GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	0,3
10 energy consult Prüfgesellschaft GmbH	Husum	100,00	100,00	0,2
11 PNE WIND Park Kührstedt-Alfstedt A GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	9,6
12 PNE WIND Park Kührstedt Alfstedt GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	5,2
13 PNE WIND Park Schlenzer GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	2,0
14 PNE WIND Park Wahlsdorf GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	8,9
15 PNE WIND Park XVI GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	1,0
16 PNE WIND Park XIX GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	6,3
17 PNE WIND Park Calau II B GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	-0,0
18 PNE WIND Ausland GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	- 104,7
19 PNE Canada Inc.	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	2,7
20 PNE WIND Yenilenebilir Enerjiler Ltd.	Ankara, Türkei	100,00	100,00	- 1,5
21 PNE WIND Elektrik Üretim Ltd.	Ankara, Türkei	100,00	100,00	-4,6
22 PNE WIND Bati Rüzgari Elektrik Üretim Ltd.	Ankara, Türkei	100,00	100,00	- 1,3
23 PNE WIND Güney Rüzgari Elektrik Üretim Ltd.	Ankara, Türkei	100,00	100,00	- 1,2
24 PNE WIND Kuzey Rüzgari Elektrik Üretim Ltd.	Ankara, Türkei	100,00	100,00	- 1,2
25 S.C. PNE WIND Romania Energy Holding S.R.L	Bukarest, Rumänien	100,00	100,00	-2,2
26 PNE WIND Bulgaria EOOD	Sofia, Bulgarien	100,00	100,00	0,0
27 PNE Santa Cruz GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	-3,5
28 PNE Central America I GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	- 1,0
29 Pure New Energy LATAM S.A.	Panama-Stadt, Panama	100,00	100,00	- 1,7
30 Santa Cruz Wind S.A.	Panama-Stadt, Panama	100,00	100,00	-2,5
31 Altiplano Power S.A.	Panama-Stadt, Panama	100,00	100,00	- 0,3
32 Los Pinos Power S.A.	Panama-Stadt, Panama	100,00	100,00	- 0,3
33 Las Honduras S.A.	Panama-Stadt, Panama	100,00	100,00	- 0,1
34 Los Manglares Power S.A.	Panama-Stadt, Panama	100,00	100,00	- 0,1
35 HKW Silbitz GmbH & Co. KG	Silbitz	100,00	100,00	1,4
36 PNE Erneuerbare Energien GmbH (vormals: WKN GmbH)	Husum	100,00	100,00	62,5
37 WKN Italia s.r.l.	Catania/Sizilien, Italien	100,00	100,00	1,2
38 Aero Sol s.r.l	Catania/Sizilien, Italien	100,00	100,00	0,0
39 ATS Energia s.r.l.	Torremaggiore/ Foggia, Italien	70,00	70,00	0,0
40 WKN France S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	4,6
41 Sevivon Sp. z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	-35,4
42 WKN Windcurrent SA (Pty) Ltd.	Wilderness, Südafrika	80,00	80,00	- 0,4
43 NordStrom New Energy GmbH	Husum	100,00	100,00	0,8
44 NordStrom Solar GmbH	Husum	100,00	100,00	0,6
45 BGZ Fondsverwaltung GmbH	Husum	100,00	100,00	0,2
46 Windpark Gerdau-Schwienau GmbH & Co. KG	Cuxhaven	91,03	91,03	- 0,1
47 Windpark Pülfringen GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	-2,5
48 PNE WIND West Europe GmbH	Husum	100,00	100,00	11,3
49 PNE WIND West Europe Verwaltungs GmbH	Husum	100,00	100,00	0,0
50 PNE Power Generation GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	5,8
51 PNE WIND Türkei HoldCo I GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	-2,9
52 Pavana GmbH	Husum	100,00	100,00	4,7
53 WKN Windpark Kittlitz III GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	5,3
54 WKN Wertewind Betriebsgesellschaft mbH	Husum	100,00	100,00	0,1
55 WKN Wertewind Verwaltungs GmbH	Husum	100,00	100,00	0,0
56 WKN WERTEWIND Windpark Langstedt GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	3,3
57 WKN WERTEWIND Windpark Lentföhrden GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	2,3
58 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Kleinbüllesheim KG	Husum	100,00	100,00	1,5
59 PNE WIND Park XVIII GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	- 0,0
60 PNE WIND Park XVII GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	7,7
61 SAS Parc Eolien d ' Ermenonville de la Grande	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	0,0
62 Sachsenkraft Plus GmbH	Dresden	50,50	50,50	0,2
63 WKN Windpark Zahrenholz GmbH und Co. KG	Husum	100,00	100,00	7,5
64 PNE WIND Park XXIV GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	6,8
65 PNE WIND Park XXV GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	7,0
66 PNE WIND Park XXVII GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	6,6
67 PNE WIND Park XXIX GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	2,1
68 WKN WERTEWIND Windpark Gnutz Eins GmbH Co. KG	Husum	100,00	100,00	1,8
69 WKN WERTEWIND Windpark Holstentor GmbH Co. KG	Husum	100,00	100,00	3,3
70 Energy Consult Polska Sp.z.o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	0,5
71 Energy Consult Sverige AB	Malmö, Schweden	100,00	100,00	0,0
72 PNE RO PV Holding S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	80,00	12,7
73 PNE Portfolio 2 GmbH	Husum	100,00	100,00	39,8
74 PNE Portfolio 2 Verwaltungs GmbH	Husum	100,00	100,00	0,0
75 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Hamwarde KG	Husum	100,00	100,00	3,8
76 Pavana Polska Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	0,6
77 PNE WIND Park XXVIII GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	9,1
78 PNE WIND Park XXXI GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	-0,3
79 Coliaenergia ESPAÑA, S.L.	Albacete, Spanien	51,00	51,00	1,3
80 Garmo Renovables 2020 IV, S.L.	Albacete, Spanien	100,00	100,00	1,1
81 Garmo Renovables 2020 V, S.L.	Albacete, Spanien	100,00	100,00	0,4
82 Garmo Renovables 2020 I, S.L.	Albacete, Spanien	51,00	51,00	- 0,0
83 Garmo Renovables 2020 III, S.L.	Albacete, Spanien	50,00	50,00	0,0
84 PNE WIND Park XXII GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	- 0,4
85 WKN WERTEWIND WP Heidmoor GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	12,6
86 PNE WIND Park XXI GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	- 0,0
87 PNE WIND Park XXIII GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	- 0,0
88 PNE Windpark Großer Mittelberg GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	0,0
89 PNE Offshore Lettland GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	0,6
90 WKN Windpark Stuvenborn GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	4,1
91 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Bebensee KG	Husum	100,00	100,00	-0,0
92 WKN WERTEWIND Windpark Gnutz Zwei GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	8,7
93 WKN Windpark Neu Benthen GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	0,0
94 PNE Windpark Sundern-Allendorf GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	- 0,0
95 WKN Ausland GmbH	Husum	100,00	100,00	0,3
96 PNE Offshore Vietnam Eins GmbH	Cuxhaven	100,00	100,00	0,1
97 Energy consult France SAS	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	0,1
98 PARC EOLIEN DE SAINT-AUBIN-DU-PLAIN S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	- 0,3
99 WKN WERTEWIND Windpark Gnutz Drei GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	7,6
100 WKN Windpark Gebstedt GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	0,0
101 SEVIVON Renewables 1 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
102 SEVIVON Renewables 2 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
103 SEVIVON Renewables 3 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
104 Res Project 7 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
105 Res Project 12 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
106 Res Project 16 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
107 Res Project 17 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
108 Res Project 18 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	- 0,0
109 Res Project 22 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	-0,0
110 Solar PV 1 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	0,0
111 Solar PV 15 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	0,0
112 Solar PV 16 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	0,0
113 Solar PV 20 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	0,0
114 PARC EOLIEN DES CHAUMES CARREES S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	-0,5
115 WKN Windpark Zinndorf III GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	0,0
II. Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gemeinschaftsunternehmen und assoziierten Gesellschaften
1 PNE WIND Infrastruktur Calau II GmbH	Cuxhaven	25,00	25,00	0,0
2 PNE WIND Park III GmbH & Co. KG	Cuxhaven	25,00	25,00	0,0
3 Windpark Altenbruch GmbH	Cuxhaven	50,00	50,00	1,0
4 Kurzeme Offshore. SIA	Märupe, Lettland	50,00	50,00	0,0
5 Bitbloom Ltd	Bristol, England	51,00	51,00	-1,2
III. Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung
1 Alderson Renewable Energy Corporation	Alberta, Kanada	100,00	100,00	k.A.
2 Walker Creek Wind, LLC	Saskatoon, Kanada	100,00	100,00	k.A.
3 STEAG ve PNE WIND Rüzgar Enerjisi Üretim A.S.	Ankara, Türkei	50,00	50,00	k.A.
4 PNE Hon Trau Mot, LLC	Binh Dinh, Vietnam	100,00	100,00	k.A.
5 PNE RO Solar 3 SRL	Bukarest, Rumänien	100,00	100,00	k.A.
6 PNE RO STAR ENERGY 14 S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	80,00	k.A.
7 PNE RO Sunrise 4 SRL	Bukarest, Rumänien	100,00	100,00	k.A.
8 PNE RO SUNLIGHT 6 SRL	Bukarest, Rumänien	100,00	100,00	k.A.
9 PNE RO SUNLAND 8 SRL	Bukarest, Rumänien	100,00	100,00	k.A.
10 PNE RO SUNSPOT 9 SRL	Bukarest, Rumänien	100,00	100,00	k.A.
11 PNE RO Sun POWER 11 SRL	Bukarest, Rumänien	100,00	100,00	k.A.
12 PNE RO SUN VALLEY 15 S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	80,00	k.A.
13 PNE RO SUNSHINE 16 S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	80,00	k.A.
14 PNE RO SOLARCITY 17 S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	80,00	k.A.
15 PNE RO MEGA POWER 18 S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	80,00	k.A.
16 PNE RO GREEN ENERGY 26 S.R.L	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
17 PNE RO PV Holding SRL	Bukarest, Rumänien	80,00	80,00	k.A.
18 PNE RO SOLAR SYSTEM 24 S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
19 PNE RO SOLAR ZONE 22 S.R.L	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
20 PNE RO SUN PARK 23 S.R.L.	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
21 PNE RO SUNNY FIELDS 25 SRL	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
22 PNE RO Solaris 20	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
23 PNE RO Solartech 19 SRL	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
24 PNE RO Sungold 21 SRL	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
25 Northland Power Mihai Viteazu S.R.L. (vormals: S.C. PNE WIND MVI SRL)	Bukarest, Rumänien	80,00	100,00	k.A.
26 Black Diamond Renewable Energy Corporation	Calgary, Alberta, Kanada	100,00	100,00	k.A.
27 WKN PE Piombino s.r.l.	Catania/Sizilien, Italien	74,90	74,90	k.A.
28 WKN PE Polidon s.r.l.	Catania/Sizilien, Italien	100,00	100,00	k.A.
29 POCRI Energy S.A.	Ciudad de Panama, Panama	100,00	100,00	k.A.
30 ANTON Energy S.A.	Ciudad de Panama, Panama	100,00	100,00	k.A.
31 EL COCO Energy S.A.	Ciudad de Panama, Panama	100,00	100,00	k.A.
32 EL ENCANTO Energy S.A.	Ciudad de Panama, Panama	100,00	100,00	k.A.
33 PNE WIND Park Nordleda B GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
34 PNE WIND Park XIV GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
35 PNE WIND Park XV GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
36 PNE WIND Park XX GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
37 PNE Windpark Gardelegen Repowering GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
38 PNE Windpark Herzhausen GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
39 PNE Windpark Schellin Repowering I GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
40 PNE Windpark Seelow-Repowering GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
41 PNE Windpark Odensachsen GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
42 PNE Windpark Welsche Lied GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
43 PNE Windpark Mümling-Grumbach GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
44 PNE Solar Park I GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
45 PNE Solar Park II GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
46 PNE Solar Park III GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
47 PNE Windpark Kemberg IV GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
48 PNE Windpark Schenklengsfeld III GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
49 PNE Windpark Sontra II GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
50 PNE Windpark Bosseborn GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
51 PNE Windpark Holzthaleben II GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
52 PNE Windpark Kuhstedt III GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
53 PNE Windpark Helenenberg Repowering I GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
54 PNE Windpark Alt Golm GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
55 PNE Windpark Am Heilborn GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
56 PNE Windpark Balver Wald GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
57 PNE Windpark Erxleben-Repowering GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
58 PNE Windpark Hassendorf-Repowering GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
59 PNE Windpark Mangelsdorf-Repowering GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
60 PNE PV Niederkrüchten GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
61 PNE PV Sievern GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
62 PNE New Energy Offshore Vietnam, LLC	Ho Chi Minh City, Vietnam	100,00	100,00	k.A.
63 WKN Turkey GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
64 WKN Windkraft Nord Beteiligungs-GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
65 Windpark Meerhof Verwaltungsgesellschaft mbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
66 Zukunftsenergien Beteiligungs-GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
67 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Immenrode KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
68 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Weinstraße II KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
69 WKN Windpark Beerfelde GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
70 WKN Windpark Zinndorf II GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
71 WKN Windpark Großenehrich GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
72 WKN Windpark Cornberg GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
73 WKN Windpark Karstädt IV GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
74 WKN Windpark Parum Dümmer GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
75 WKN WERTEWIND Windpark Gresse GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
76 WKN Windpark Woltersdorf II GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
77 NordStrom Beteiligungsgesellschaft mbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
78 REE GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
79 GREENWIND GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
80 Innovative Wind Concepts GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
81 WKN Portfoliomanagement I GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
82 PNE Portfolio 3 GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
83 PNE Portfolio 3 Verwaltungs GmbH	Husum	100,00	100,00	k.A.
84 WKN Windpark Gerdshagen II GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
85 WKN Windpark Wulfsdorf A GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
86 WKN Windpark Wulfsdorf B GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
87 WKN Windpark Zinndorf IV GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
88 PNE Windpark WP Holzhäuser Berg GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
89 PNE Windpark WP Schlalach GmbH & Co. KG	Cuxhaven	100,00	100,00	k.A.
90 Holzheizkraftwerk Silbitz GmbH & Co. KG	Silbitz	100,00	100,00	k.A.
91 WKN Windpark Gerdshagen II GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
92 WKN Windpark Gresse GmbH & Co. KG	Husum	100,00	100,00	k.A.
93 Windfarm Polska IV Sp. z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
94 Windfarm Polska V Sp. z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
95 Windfarm Zomar Sp. z o.o.	Koszalin, Polen	74,00	74,00	k.A.
96 SEVIVON Renewables 4 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
97 SEVIVON Renewables 7 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
98 SEVIVON Renewables 8 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
99 SEVIVON Renewables 9 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
100 SEVIVON Renewables 10 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
101 PV Krzecin Sp. zo.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
102 Sevivon Windpark 3 Sp.z o.o	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
103 Sevivon Windpark 4 Sp.z o.o	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
104 Res Project 1 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
105 Res Project 2 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
106 Res Project 3 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
107 Res Project 4 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
108 Res Project 5 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
109 Res Project 6 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
110 Res Project 8 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
111 Res Project 9 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
112 Res Project 10 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
113 Res Project 11 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
114 Res Project 13 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
115 Res Project 14 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
116 Res Project 15 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
117 Res Project 19 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
118 Res Project 20 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
119 Res Project 21 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
120 Res Project 23 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
121 Res Project 24 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
122 Res Project 25 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
123 Res Project 26 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
124 Res Project 27 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
125 Res Project 28 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
126 Res Project 29 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
127 Res Project 30 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
128 Res Project 31 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
129 Res Project 32 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
130 Res Project 33 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
131 Res Project 34 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
132 Res Project 35 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
133 Res Project 36 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
134 Res Project 37 Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	100,00	100,00	k.A.
135 Solar PV 5 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
136 Solar PV 6 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
137 Solar PV 7 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
138 Solar PV 8 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
139 WKN PE Polidon s.r.l. (i.L)	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
140 WKN PE Piombino s.r.l. (i.L)	Mailand, Italien	74,90	74,90	k.A.
141 Solar PV 9 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
142 Solar PV 17 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
143 Solar PV 18 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
144 Solar PV 19 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
145 Solar PV 21 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
146 Solar PV 22 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
147 Solar PV 23 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
148 Solar PV 24 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
149 Solar PV 25 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
150 Solar PV 26 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
151 Solar PV 27 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
152 Solar PV 28 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
153 Solar PV 29 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
154 Solar PV 30 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
155 Solar PV 31 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
156 Solar PV 32 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
157 Solar PV 33 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
158 Solar PV 34 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
159 Solar PV 35 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
160 Solar PV 36 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
161 Solar PV 37 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
162 Solar PV 38 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
163 Solar PV 39 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
164 Solar PV 40 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
165 Solar PV 41 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
166 Solar PV 42 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
167 Solar PV 43 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
168 Solar PV 44 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
169 Solar PV 45 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
170 Solar PV 46 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
171 Solar PV 47 S.r.l.	Mailand, Italien	100,00	100,00	k.A.
172 SAS la Haie Perron	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
173 SAS Parc Eolien de La Fosse Descroix	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
174 SAS Parc Eolien de Pierre-Morains	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
175 SAS Parc Eolien de Vill'Aire	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
176 SAS Parc Eolien des Hauts Poiriers	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
177 Parc Eolien de Monts de Chälus S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
178 SAS Parc Eolien de la Cote des Moulins	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
179 SAS Parc Eolin de la Coutanciere	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
180 AIRE PARC S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
181 PARC EOLIEN DE CHABROL S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
182 PARC EOLIEN DE LA VALLEE BLEUE S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
183 PARC EOLIEN DE L ' ARGONNE MEUSIENNE S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
184 PARC EOLIEN DE SAINT PALAIS S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
185 Parc solaire d ' Usseau S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
186 Parc Eolien des Grenouillettes S.A.S.U.	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
187 Parc Eolien de la Vève SAS	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
188 Parc Solaire de Trotte Baril	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
189 Parc Solaire de Faverolles	Nantes, Frankreich	100,00	100,00	k.A.
190 Pilger Wind Farm Inc.	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	k.A.
191 Climax Wind Farm Inc.	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	k.A.
192 Watson Wind Farm Inc.	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	k.A.
193 Wadena Wind Farm Inc.	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	k.A.
194 Eston Wind Farm Inc.	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	k.A.
195 Whiska Wind Farm Inc.	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	k.A.
196 Buffalo Gap Renewable Energy Corporation	New Brunswick, Kanada	100,00	100,00	k.A.
197 Netzanschluss Genthin GbR	Nielebock	52,00	52,00	k.A.
198 ATS Energia PE Valle s.r.l.	Torremaggiore/ Foggia, Italien	52,00	52,00	k.A.
199 Banna Ba Pifhu Wind Farm (Pty) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
200 Highlands North Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
201 Highlands South Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
202 Highlands Central Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
203 Paulputs Wind Energy Facility South (RF) (Pty) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
204 Paulputs Wind Energy Facility North (RF) (Pty) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
205 Soutrivier Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
206 Kwezi Solar PV (RF) Pty Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
207 Canopus Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
208 Doringbaai Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd)	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
209 Bonsmara Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
210 Lengana Solar PV (RF) (PTY) Ltd.	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
211 Brandberg Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
212 Khauta West Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
213 Taaibos North Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
214 Khauta e Nyane Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
215 Soutrivier Central Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
216 Khauta North Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
217 Soutrivier South Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
218 Soutrivier North Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
219 Taaibos South Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
220 Khauta South Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
221 Kabbo Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
222 Seelo Alpha Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
223 Seelo Beta Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
224 Seelo Charlie Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
225 Phadima Solar PV (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
226 Ukhanda Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
227 Highveld Solar PV (RF) PTY) LTD	Wilderness, Südafrika	100,00	100,00	k.A.
228 Coronach Renewable Energy Inc.	Saskatchewan, Kanada	100,00	100,00	k.A.
IV. Nicht einbezogene assoziierte Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung
1 Windpark Köhlen GmbH	Oldenburg	50,00	50,00	1,3
2 Elbe-Weser-Windkraft GmbH	Cuxhaven	50,00	50,00	- 0,0
3 EVN Energieversorgung Nord GmbH & Co. KG	Husum	50,00	50,00	k. A.
4 Windpark Gebstedt GmbH & Co. KG	Husum	50,00	50,00	k. A.
5 Quantec Operations energy consult GmbH	Husum	40,00	40,00	0,2
6 MERMA ALMODOVAR S.L.	Albacete, Spanien	33,33	33,33	k.A.
7 POMERGY Sp.z o.o.	Koszalin, Polen	0,00	50,00	k.A.
8 POMWIND 1 Sp.z o.o	Koszalin, Polen	0,00	50,00	k.A.

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Gesellschaft	Jahresergebnis Mio. Euro	Zeitpunkt der Erstkonsolidierung
I. Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften
1 PNE WIND Betriebsführungs GmbH	0 1	31.12.1998
2 PNE Biomasse GmbH	0 1	23.04.2000
3 PNE WIND Netzprojekt GmbH	0 1, 3	01.01.2002
4 PNE WIND Laubuseschbach GmbH & Co. KG	0 1	29.12.2004
5 PNE WIND Grundstücks GmbH	0 1	01.12.2000
6 PNE WIND Atlantis II GmbH	0 1	18.06.2013
7 PNE WIND Atlantis III GmbH	0 1	18.06.2013
8 PNE WIND Verwaltungs GmbH	0 1	21.11.2012
9 energy consult GmbH	0 1, 3	11.12.2013
10 energy consult Prüfgesellschaft GmbH	0 1, 7	11.08.2017
11 PNE WIND Park Kührstedt-Alfstedt A GmbH & Co. KG	1 1	01.04.2013
12 PNE WIND Park Kührstedt Alfstedt GmbH & Co. KG	0 1	31.03.2017
13 PNE WIND Park Schlenzer GmbH & Co. KG	0 1	25.04.2018
14 PNE WIND Park Wahlsdorf GmbH & Co. KG	1 1	25.04.2018
15 PNE WIND Park XVI GmbH & Co. KG	0 1	01.07.2019
16 PNE WIND Park XIX GmbH & Co. KG	0 1	01.04.2018
17 PNE WIND Park Calau II B GmbH & Co. KG	0 1	01.04.2013
18 PNE WIND Ausland GmbH	- 75 1	16.11.2007
19 PNE Canada Inc.	-2 1	26.01.2010
20 PNE WIND Yenilenebilir Enerjiler Ltd.	- 1 1	08.12.2017
21 PNE WIND Elektrik Üretim Ltd.	- 1 1	20.02.2015
22 PNE WIND Bati Rüzgari Elektrik Üretim Ltd.	0 1	16.09.2015
23 PNE WIND Güney Rüzgari Elektrik Üretim Ltd.	0 1	16.09.2015
24 PNE WIND Kuzey Rüzgari Elektrik Üretim Ltd.	0 1	10.10.2016
25 S.C. PNE WIND Romania Energy Holding S.R.L	0 1	10.05.2012
26 PNE WIND Bulgaria EOOD	0 1	09.11.2010
27 PNE Santa Cruz GmbH	-4 1	09.08.2018
28 PNE Central America I GmbH	- 1 1	04.07.2018
29 Pure New Energy LATAM S.A.	0 1	01.01.2019
30 Santa Cruz Wind S.A.	- 1 1	01.10.2019
31 Altiplano Power S.A.	0 1	01.10.2019
32 Los Pinos Power S.A.	0 1	01.10.2019
33 Las Honduras S.A.	0 1	01.10.2019
34 Los Manglares Power S.A.	0 1	01.10.2019
35 HKW Silbitz GmbH & Co. KG	- 1 1	01.09.2009
36 PNE Erneuerbare Energien GmbH (vormals: WKN GmbH)	0 1, 3, 8	04.07.2013
37 WKN Italia s.r.l.	-3 1	04.07.2013
38 Aero Sol s.r.l	0 1	04.07.2013
39 ATS Energia s.r.l.	0 1	04.07.2013
40 WKN France S.A.S.U.	3 1	04.07.2013
41 Sevivon Sp. z o.o.	- 9 1	04.07.2013
42 WKN Windcurrent SA (Pty) Ltd.	0 1	04.07.2013
43 NordStrom New Energy GmbH	0 1, 4	04.07.2013
44 NordStrom Solar GmbH	0 1	04.07.2013
45 BGZ Fondsverwaltung GmbH	0 1, 4	04.07.2013
46 Windpark Gerdau-Schwienau GmbH & Co. KG	0 1	01.10.2016
47 Windpark Pülfringen GmbH & Co. KG	1 1	01.10.2016
48 PNE WIND West Europe GmbH	- 1 1	12.06.2017
49 PNE WIND West Europe Verwaltungs GmbH	0 1	10.07.2017
50 PNE Power Generation GmbH	2 1	01.01.2019
51 PNE WIND Türkei HoldCo I GmbH	- 6 1	30.05.2017
52 Pavana GmbH	2 1	30.09.2017
53 WKN Windpark Kittlitz III GmbH & Co. KG	2 1	01.07.2018
54 WKN Wertewind Betriebsgesellschaft mbH	- 1 1	30.03.2020
55 WKN Wertewind Verwaltungs GmbH	0 1	30.03.2020
56 WKN WERTEWIND Windpark Langstedt GmbH & Co. KG	0 1	30.03.2020
57 WKN WERTEWIND Windpark Lentföhrden GmbH & Co. KG	0 1	30.03.2020
58 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Kleinbüllesheim KG	0 1	30.03.2020
59 PNE WIND Park XVIII GmbH & Co. KG	0 1	30.03.2020
60 PNE WIND Park XVII GmbH & Co. KG	- 1 1	31.08.2020
61 SAS Parc Eolien d ' Ermenonville de la Grande	11 1	30.09.2020
62 Sachsenkraft Plus GmbH	0 1	20.11.2020
63 WKN Windpark Zahrenholz GmbH und Co. KG	0 1	01.12.2020
64 PNE WIND Park XXIV GmbH & Co. KG	0 1	01.04.2021
65 PNE WIND Park XXV GmbH & Co. KG	0 1	01.07.2021
66 PNE WIND Park XXVII GmbH & Co. KG	0 1	01.07.2021
67 PNE WIND Park XXIX GmbH & Co. KG	0 1	01.04.2021
68 WKN WERTEWIND Windpark Gnutz Eins GmbH Co. KG	0 1	01.04.2021
69 WKN WERTEWIND Windpark Holstentor GmbH Co. KG	- 1 1	01.01.2021
70 Energy Consult Polska Sp.z.o.o.	0 1	01.07.2021
71 Energy Consult Sverige AB	0 1	01.07.2021
72 PNE RO PV Holding S.R.L.	2 1	30.09.2021
73 PNE Portfolio 2 GmbH	- 1 1	14.10.2021
74 PNE Portfolio 2 Verwaltungs GmbH	0 1	15.11.2021
75 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Hamwarde KG	- 1 1	01.12.2021
76 Pavana Polska Sp.z o.o.	0 1	01.04.2022
77 PNE WIND Park XXVIII GmbH & Co. KG	- 1 1	01.04.2022
78 PNE WIND Park XXXI GmbH & Co. KG	0 1	01.04.2022
79 Coliaenergia ESPAÑA, S.L.	1 1	01.07.2022
80 Garmo Renovables 2020 IV, S.L.	0 1	01.07.2022
81 Garmo Renovables 2020 V, S.L.	0 1	01.07.2022
82 Garmo Renovables 2020 I, S.L.	0 1	01.07.2022
83 Garmo Renovables 2020 III, S.L.	0 1	01.07.2022
84 PNE WIND Park XXII GmbH & Co. KG	0 1	01.07.2022
85 WKN WERTEWIND WP Heidmoor GmbH & Co. KG	- 1 1	01.10.2022
86 PNE WIND Park XXI GmbH & Co. KG	0 1	01.01.2023
87 PNE WIND Park XXIII GmbH & Co. KG	0 1	01.01.2023
88 PNE Windpark Großer Mittelberg GmbH & Co. KG	0 1	01.01.2023
89 PNE Offshore Lettland GmbH	0 1	28.02.2023
90 WKN Windpark Stuvenborn GmbH & Co. KG	0 1	01.01.2023
91 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Bebensee KG	0 1	01.01.2023
92 WKN WERTEWIND Windpark Gnutz Zwei GmbH & Co. KG	0 1	01.01.2023
93 WKN Windpark Neu Benthen GmbH & Co. KG	0 1	01.01.2023
94 PNE Windpark Sundern-Allendorf GmbH & Co. KG	0 1	01.07.2023
95 WKN Ausland GmbH	0 1	01.07.2023
96 PNE Offshore Vietnam Eins GmbH	0 1	04.07.2023
97 Energy consult France SAS	0 1	31.12.2023
98 PARC EOLIEN DE SAINT-AUBIN-DU-PLAIN S.A.S.U.	0 1	01.07.2023
99 WKN WERTEWIND Windpark Gnutz Drei GmbH & Co. KG	0 5	01.04.2024
100 WKN Windpark Gebstedt GmbH & Co. KG	0 5	01.07.2024
101 SEVIVON Renewables 1 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
102 SEVIVON Renewables 2 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
103 SEVIVON Renewables 3 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
104 Res Project 7 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
105 Res Project 12 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
106 Res Project 16 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
107 Res Project 17 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
108 Res Project 18 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
109 Res Project 22 Sp.z o.o.	0 5	01.10.2024
110 Solar PV 1 S.r.l.	0 5	01.10.2024
111 Solar PV 15 S.r.l.	0 5	01.10.2024
112 Solar PV 16 S.r.l.	0 5	01.10.2024
113 Solar PV 20 S.r.l.	0 5	01.10.2024
114 PARC EOLIEN DES CHAUMES CARREES S.A.S.U.	0 5	01.10.2024
115 WKN Windpark Zinndorf III GmbH & Co. KG	0 5	01.04.2024
II. Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gemeinschaftsunternehmen und assoziierten Gesellschaften
1 PNE WIND Infrastruktur Calau II GmbH	0 1	01.04.2013
2 PNE WIND Park III GmbH & Co. KG	0 1	01.04.2013
3 Windpark Altenbruch GmbH	0 1	01.10.2016
4 Kurzeme Offshore. SIA	0 2	06.01.2023
5 Bitbloom Ltd	- 12	14.07.2023
III. Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung
1 Alderson Renewable Energy Corporation	k.A. 5
2 Walker Creek Wind, LLC	k.A. 5
3 STEAG ve PNE WIND Rüzgar Enerjisi Üretim A.S.	k.A. 5
4 PNE Hon Trau Mot, LLC	k.A. 5
5 PNE RO Solar 3 SRL	k.A. 5
6 PNE RO STAR ENERGY 14 S.R.L.	k.A. 5
7 PNE RO Sunrise 4 SRL	k.A. 5
8 PNE RO SUNLIGHT 6 SRL	k.A. 5
9 PNE RO SUNLAND 8 SRL	k.A. 5
10 PNE RO SUNSPOT 9 SRL	k.A. 5
11 PNE RO Sun POWER 11 SRL	k.A. 5
12 PNE RO SUN VALLEY 15 S.R.L.	k.A. 5
13 PNE RO SUNSHINE 16 S.R.L.	k.A. 5
14 PNE RO SOLARCITY 17 S.R.L.	k.A. 5
15 PNE RO MEGA POWER 18 S.R.L.	k.A. 5
16 PNE RO GREEN ENERGY 26 S.R.L	k.A. 5
17 PNE RO PV Holding SRL	k.A. 5
18 PNE RO SOLAR SYSTEM 24 S.R.L.	k.A. 5
19 PNE RO SOLAR ZONE 22 S.R.L	k.A. 5
20 PNE RO SUN PARK 23 S.R.L.	k.A. 5
21 PNE RO SUNNY FIELDS 25 SRL	k.A. 5
22 PNE RO Solaris 20	k.A. 5
23 PNE RO Solartech 19 SRL	k.A. 5
24 PNE RO Sungold 21 SRL	k.A. 5
25 Northland Power Mihai Viteazu S.R.L. (vormals: S.C. PNE WIND MVI SRL)	k.A. 5
26 Black Diamond Renewable Energy Corporation	k.A. 5
27 WKN PE Piombino s.r.l.	k.A. 5
28 WKN PE Polidon s.r.l.	k.A. 5
29 POCRI Energy S.A.	k.A. 5
30 ANTON Energy S.A.	k.A. 5
31 EL COCO Energy S.A.	k.A. 5
32 EL ENCANTO Energy S.A.	k.A. 5
33 PNE WIND Park Nordleda B GmbH & Co. KG	k.A. 5
34 PNE WIND Park XIV GmbH & Co. KG	k.A. 5
35 PNE WIND Park XV GmbH & Co. KG	k.A. 5
36 PNE WIND Park XX GmbH & Co. KG	k.A. 5
37 PNE Windpark Gardelegen Repowering GmbH & Co. KG	k.A. 5
38 PNE Windpark Herzhausen GmbH & Co. KG	k.A. 5
39 PNE Windpark Schellin Repowering I GmbH & Co. KG	k.A. 5
40 PNE Windpark Seelow-Repowering GmbH & Co. KG	k.A. 5
41 PNE Windpark Odensachsen GmbH & Co. KG	k.A. 5
42 PNE Windpark Welsche Lied GmbH & Co. KG	k.A. 5
43 PNE Windpark Mümling-Grumbach GmbH & Co. KG	k.A. 5
44 PNE Solar Park I GmbH & Co. KG	k.A. 5
45 PNE Solar Park II GmbH & Co. KG	k.A. 5
46 PNE Solar Park III GmbH & Co. KG	k.A. 5
47 PNE Windpark Kemberg IV GmbH & Co. KG	k.A. 5
48 PNE Windpark Schenklengsfeld III GmbH & Co. KG	k.A. 5
49 PNE Windpark Sontra II GmbH & Co. KG	k.A. 5
50 PNE Windpark Bosseborn GmbH & Co. KG	k.A. 5
51 PNE Windpark Holzthaleben II GmbH & Co. KG	k.A. 5
52 PNE Windpark Kuhstedt III GmbH & Co. KG	k.A. 5
53 PNE Windpark Helenenberg Repowering I GmbH & Co. KG	k.A. 5
54 PNE Windpark Alt Golm GmbH & Co. KG	k.A. 5
55 PNE Windpark Am Heilborn GmbH & Co. KG	k.A. 5
56 PNE Windpark Balver Wald GmbH & Co. KG	k.A. 5
57 PNE Windpark Erxleben-Repowering GmbH & Co. KG	k.A. 5
58 PNE Windpark Hassendorf-Repowering GmbH & Co. KG	k.A. 5
59 PNE Windpark Mangelsdorf-Repowering GmbH & Co. KG	k.A. 5
60 PNE PV Niederkrüchten GmbH & Co. KG	k.A. 5
61 PNE PV Sievern GmbH & Co. KG	k.A. 5
62 PNE New Energy Offshore Vietnam, LLC	k.A. 5
63 WKN Turkey GmbH	k.A. 5
64 WKN Windkraft Nord Beteiligungs-GmbH	k.A. 5
65 Windpark Meerhof Verwaltungsgesellschaft mbH	k.A. 5
66 Zukunftsenergien Beteiligungs-GmbH	k.A. 5
67 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Immenrode KG	k.A. 5
68 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Weinstraße II KG	k.A. 5
69 WKN Windpark Beerfelde GmbH & Co. KG	k.A. 5
70 WKN Windpark Zinndorf II GmbH & Co. KG	k.A. 5
71 WKN Windpark Großenehrich GmbH & Co. KG	k.A. 5
72 WKN Windpark Cornberg GmbH & Co. KG	k.A. 5
73 WKN Windpark Karstädt IV GmbH & Co. KG	k.A. 5
74 WKN Windpark Parum Dümmer GmbH & Co. KG	k.A. 5
75 WKN WERTEWIND Windpark Gresse GmbH & Co. KG	k.A. 5
76 WKN Windpark Woltersdorf II GmbH & Co. KG	k.A. 5
77 NordStrom Beteiligungsgesellschaft mbH	k.A. 5
78 REE GmbH	k.A. 5
79 GREENWIND GmbH	k.A. 5
80 Innovative Wind Concepts GmbH	k.A. 5
81 WKN Portfoliomanagement I GmbH	k.A. 5
82 PNE Portfolio 3 GmbH	k.A. 5
83 PNE Portfolio 3 Verwaltungs GmbH	k.A. 5
84 WKN Windpark Gerdshagen II GmbH & Co. KG	k.A. 5
85 WKN Windpark Wulfsdorf A GmbH & Co. KG	k.A. 5
86 WKN Windpark Wulfsdorf B GmbH & Co. KG	k.A. 5
87 WKN Windpark Zinndorf IV GmbH & Co. KG	k.A. 5
88 PNE Windpark WP Holzhäuser Berg GmbH & Co. KG	k.A. 5
89 PNE Windpark WP Schlalach GmbH & Co. KG	k.A. 5
90 Holzheizkraftwerk Silbitz GmbH & Co. KG	k.A. 5
91 WKN Windpark Gerdshagen II GmbH & Co. KG	k.A. 5
92 WKN Windpark Gresse GmbH & Co. KG	k.A. 5
93 Windfarm Polska IV Sp. z o.o.	k.A. 5
94 Windfarm Polska V Sp. z o.o.	k.A. 5
95 Windfarm Zomar Sp. z o.o.	k.A. 5
96 SEVIVON Renewables 4 Sp.z o.o.	k.A. 5
97 SEVIVON Renewables 7 Sp.z o.o.	k.A. 5
98 SEVIVON Renewables 8 Sp.z o.o.	k.A. 5
99 SEVIVON Renewables 9 Sp.z o.o.	k.A. 5
100 SEVIVON Renewables 10 Sp.z o.o.	k.A. 5
101 PV Krzecin Sp. zo.o.	k.A. 5
102 Sevivon Windpark 3 Sp.z o.o	k.A. 5
103 Sevivon Windpark 4 Sp.z o.o	k.A. 5
104 Res Project 1 Sp.z o.o.	k.A. 5
105 Res Project 2 Sp.z o.o.	k.A. 5
106 Res Project 3 Sp.z o.o.	k.A. 5
107 Res Project 4 Sp.z o.o.	k.A. 5
108 Res Project 5 Sp.z o.o.	k.A. 5
109 Res Project 6 Sp.z o.o.	k.A. 5
110 Res Project 8 Sp.z o.o.	k.A. 5
111 Res Project 9 Sp.z o.o.	k.A. 5
112 Res Project 10 Sp.z o.o.	k.A. 5
113 Res Project 11 Sp.z o.o.	k.A. 5
114 Res Project 13 Sp.z o.o.	k.A. 5
115 Res Project 14 Sp.z o.o.	k.A. 5
116 Res Project 15 Sp.z o.o.	k.A. 5
117 Res Project 19 Sp.z o.o.	k.A. 5
118 Res Project 20 Sp.z o.o.	k.A. 5
119 Res Project 21 Sp.z o.o.	k.A. 5
120 Res Project 23 Sp.z o.o.	k.A. 5
121 Res Project 24 Sp.z o.o.	k.A. 5
122 Res Project 25 Sp.z o.o.	k.A. 5
123 Res Project 26 Sp.z o.o.	k.A. 5
124 Res Project 27 Sp.z o.o.	k.A. 5
125 Res Project 28 Sp.z o.o.	k.A. 5
126 Res Project 29 Sp.z o.o.	k.A. 5
127 Res Project 30 Sp.z o.o.	k.A. 5
128 Res Project 31 Sp.z o.o.	k.A. 5
129 Res Project 32 Sp.z o.o.	k.A. 5
130 Res Project 33 Sp.z o.o.	k.A. 5
131 Res Project 34 Sp.z o.o.	k.A. 5
132 Res Project 35 Sp.z o.o.	k.A. 5
133 Res Project 36 Sp.z o.o.	k.A. 5
134 Res Project 37 Sp.z o.o.	k.A. 5
135 Solar PV 5 S.r.l.	k.A. 5
136 Solar PV 6 S.r.l.	k.A. 5
137 Solar PV 7 S.r.l.	k.A. 5
138 Solar PV 8 S.r.l.	k.A. 5
139 WKN PE Polidon s.r.l. (i.L)	k.A. 5
140 WKN PE Piombino s.r.l. (i.L)	k.A. 5
141 Solar PV 9 S.r.l.	k.A. 5
142 Solar PV 17 S.r.l.	k.A. 5
143 Solar PV 18 S.r.l.	k.A. 5
144 Solar PV 19 S.r.l.	k.A. 5
145 Solar PV 21 S.r.l.	k.A. 5
146 Solar PV 22 S.r.l.	k.A. 5
147 Solar PV 23 S.r.l.	k.A. 5
148 Solar PV 24 S.r.l.	k.A. 5
149 Solar PV 25 S.r.l.	k.A. 5
150 Solar PV 26 S.r.l.	k.A. 5
151 Solar PV 27 S.r.l.	k.A. 5
152 Solar PV 28 S.r.l.	k.A. 5
153 Solar PV 29 S.r.l.	k.A. 5
154 Solar PV 30 S.r.l.	k.A. 5
155 Solar PV 31 S.r.l.	k.A. 5
156 Solar PV 32 S.r.l.	k.A. 5
157 Solar PV 33 S.r.l.	k.A. 5
158 Solar PV 34 S.r.l.	k.A. 5
159 Solar PV 35 S.r.l.	k.A. 5
160 Solar PV 36 S.r.l.	k.A. 5
161 Solar PV 37 S.r.l.	k.A. 5
162 Solar PV 38 S.r.l.	k.A. 5
163 Solar PV 39 S.r.l.	k.A. 5
164 Solar PV 40 S.r.l.	k.A. 5
165 Solar PV 41 S.r.l.	k.A. 5
166 Solar PV 42 S.r.l.	k.A. 5
167 Solar PV 43 S.r.l.	k.A. 5
168 Solar PV 44 S.r.l.	k.A. 5
169 Solar PV 45 S.r.l.	k.A. 5
170 Solar PV 46 S.r.l.	k.A. 5
171 Solar PV 47 S.r.l.	k.A. 5
172 SAS la Haie Perron	k.A. 5
173 SAS Parc Eolien de La Fosse Descroix	k.A. 5
174 SAS Parc Eolien de Pierre-Morains	k.A. 5
175 SAS Parc Eolien de Vill'Aire	k.A. 5
176 SAS Parc Eolien des Hauts Poiriers	k.A. 5
177 Parc Eolien de Monts de Chälus S.A.S.U.	k.A. 5
178 SAS Parc Eolien de la Cote des Moulins	k.A. 5
179 SAS Parc Eolin de la Coutanciere	k.A. 5
180 AIRE PARC S.A.S.U.	k.A. 5
181 PARC EOLIEN DE CHABROL S.A.S.U.	k.A. 5
182 PARC EOLIEN DE LA VALLEE BLEUE S.A.S.U.	k.A. 5
183 PARC EOLIEN DE L ' ARGONNE MEUSIENNE S.A.S.U.	k.A. 5
184 PARC EOLIEN DE SAINT PALAIS S.A.S.U.	k.A. 5
185 Parc solaire d ' Usseau S.A.S.U.	k.A. 5
186 Parc Eolien des Grenouillettes S.A.S.U.	k.A. 5
187 Parc Eolien de la Vève SAS	k.A. 5
188 Parc Solaire de Trotte Baril	k.A. 5
189 Parc Solaire de Faverolles	k.A. 5
190 Pilger Wind Farm Inc.	k.A. 5
191 Climax Wind Farm Inc.	k.A. 5
192 Watson Wind Farm Inc.	k.A. 5
193 Wadena Wind Farm Inc.	k.A. 5
194 Eston Wind Farm Inc.	k.A. 5
195 Whiska Wind Farm Inc.	k.A. 5
196 Buffalo Gap Renewable Energy Corporation	k.A. 5
197 Netzanschluss Genthin GbR	k.A. 5
198 ATS Energia PE Valle s.r.l.	k.A. 5
199 Banna Ba Pifhu Wind Farm (Pty) Ltd.	k.A. 5
200 Highlands North Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	k.A. 5
201 Highlands South Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	k.A. 5
202 Highlands Central Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	k.A. 5
203 Paulputs Wind Energy Facility South (RF) (Pty) Ltd.	k.A. 5
204 Paulputs Wind Energy Facility North (RF) (Pty) Ltd.	k.A. 5
205 Soutrivier Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
206 Kwezi Solar PV (RF) Pty Ltd.	k.A. 5
207 Canopus Wind Energy Facility (RF) (PTY) Ltd.	k.A. 5
208 Doringbaai Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd)	k.A. 5
209 Bonsmara Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
210 Lengana Solar PV (RF) (PTY) Ltd.	k.A. 5
211 Brandberg Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
212 Khauta West Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
213 Taaibos North Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
214 Khauta e Nyane Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
215 Soutrivier Central Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
216 Khauta North Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
217 Soutrivier South Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
218 Soutrivier North Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
219 Taaibos South Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
220 Khauta South Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
221 Kabbo Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
222 Seelo Alpha Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
223 Seelo Beta Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
224 Seelo Charlie Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
225 Phadima Solar PV (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
226 Ukhanda Wind Energy Facility (RF) (Pty) Ltd	k.A. 5
227 Highveld Solar PV (RF) PTY) LTD	k.A. 5
228 Coronach Renewable Energy Inc.	k.A. 5
IV. Nicht einbezogene assoziierte Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung
1 Windpark Köhlen GmbH	0 2
2 Elbe-Weser-Windkraft GmbH	0 2
3 EVN Energieversorgung Nord GmbH & Co. KG	k.A. 5
4 Windpark Gebstedt GmbH & Co. KG	k.A. 5
5 Quantec Operations energy consult GmbH	0 2
6 MERMA ALMODOVAR S.L.	k.A. 5
7 POMERGY Sp.z o.o.	k.A. 5
8 POMWIND 1 Sp.z o.o	k.A. 5

1 Gem. Jahresabschluss zum 31. Dezember 2024

2 Gem. vorläufigem Jahresabschluss zum 31. Dezember 2024

3 Nach Ergebnisabführung an PNE AG

4 Nach Ergebnisabführung an PNE Erneuerbare Energien GmbH

5 Bisher keine Aufnahme des operativen Geschäftsbetriebs

6 Gem. Jahresabschluss zum 31. Dezember 2023

7 Nach Ergebnisabführung an Energy Consult GmbH

8 Die PNE Erneuerbare Energien GmbH, Husum, ist gem. § 264b HGB von ihrer Verpflichtung befreit, einen handelsrechtlichen Jahresabschluss und einen Lagebericht nach den für Kapitalgesellschaften geltenden Vorschriften aufzustellen, prüfen zu lassen und offenzulegen.

KONZERNANHANG für das Geschäftsjahr 2024

der PNEAG, Cuxhaven

I. HANDELSREGISTER UND GEGENSTAND DES UNTERNEHMENS

Die PNE AG (im Folgenden auch "Gesellschaft") hat ihren Sitz in Cuxhaven, Peter-Henlein-Straße 2-4, Deutschland. Die Gesellschaft ist unter der Nummer HRB11 0360 in das Handelsregister beim Amtsgericht Tostedt eingetragen. Geschäftsjahr ist das Kalenderjahr.

Die Geschäftsaktivitäten der Gesellschaft umfassten im Berichtsjahr im Wesentlichen die Projektierung, Errichtung und den Betrieb von Windparks und Umspannwerken zur Stromerzeugung, die Entwicklung von Photovoltaikanlagen sowie den Service von Windenergieanlagen und weiteren Servicedienstleistungen rund um Erneuerbare-Energien-Projekte.

II. ALLGEMEINE RECHNUNGSLEGUNGSGRUNDSÄTZE

1. Going Concern

Die Bilanzierung erfolgt unter der Annahme der Unternehmensfortführung. Auf Risiken, die den Bestand des Unternehmens möglicherweise gefährden könnten, wird im zusammen gefassten Lage- und Konzernlagebericht der Gesellschaft eingegangen.

2. Konzernabschluss

Der Konzernabschluss der PNE AG wird nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) des International Accounting Standards Board (IASB) aufgestellt, wie sie in der Europäischen Union anzu wen den sind. Vom IASB verabschiedete neue Standards werden grundsätzlich ab dem Zeitpunkt ihres Inkrafttretens angewendet, wie sie in der EU zu berücksichtigen sind.

Soweit nichts anderes angegeben ist, wird der vorstehende Konzernabschluss in Euro (Euro) aufgestellt und grundsätzlich auf Millionen Euro (Mio. Euro) gerundet. Aufgrund dieser Rundungen kann es bei Darstellungen innerhalb dieses IFRS-Konzernanhangs möglich sein, dass sich einzelne Zahlen nicht genau zur angegebenen Summe aufaddieren.

Der Konzernabschluss entspricht den Anforderungen des § 315e Abs. 1 HGB.

Dem Konzernabschluss liegen einheitliche Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze zugrunde. Der Konzernabschluss wurde auf Grundlage der historischen Anschaffungs- oder Herstellungskosten aufgestellt. Davon ausgenommen sind einzelne Finanzinstrumente, die zum beizulegenden Zeitwert am Bilanzstichtag angesetzt wurden.

Der vom Vorstand zum 31. Dezember2024 aufgestellte Konzernabschluss und zusammengefasste Lage- und Konzernlagebericht wurde in der Vorstandssitzung am 6. März 2025 zur Weitergabe an den Aufsichtsrat freigegeben.

Der zum 31. Dezember 2024 aufgestellte Konzernabschluss wird beim Betreiber des Bundesanzeigers eingereicht.

Die Photon Management GmbH, Frankfurt am Main, ist wie im Vorjahr durch die Präsenzmehrheit auf der Hauptversammlung Mutterunternehmen der PNE AG. Oberstes beherrschendes Unternehmen ist wie im Vorjahr, die Morgan Stantey, Detaware, USA.

Der Konzern hat im Geschäftsjahr 2024 die nachfolgend aufgeführten Änderungen von IFRS-Standards erstmalig angewendet. Hieraus haben sich - sofern nicht unter der Tabelle anders beschrieben - keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss ergeben.

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Standard/Interpretation	Datum des EU-Endorsements	Anwendungspflicht in der EU
Änderungen an IAS 1: Darstellung des Abschlusses -Langfristige Schulden mit Nebenbedingungen und Einstufung von Schulden als kurz- bzw. langfristig	19. Dezember 2023	1. Januar 2024
Änderungen an IFRS 16: Leasingverhältnisse - Leasingverbindlichkeiten aus Sale- und Leaseback-Transaktionen	20. November2023	1. Januar 2024
Änderungen an IAS 7: Kapitalflussrechnung und IFRS 7: Finanzinstrumente: Angaben - Lieferantenfinanzierungsvereinbarungen	15. Mai 2024	1. Januar 2024

Im Geschäftsjahr 2024 wurden folgende vom IASB bereits verabschiedete neue beziehungsweise geänderte, teilweise von der EU noch nicht übernommene Rechnungslegungsnormen, nicht berücksichtigt, weit eine Verpflichtung zur Anwendung noch nicht gegeben war:

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Standard/Interpretation	Datum des EU-Endorsements	(vorrausstl.) Anwendungspflicht in der EU
Änderungen an IAS 21: Auswirkungen von Wechselkursänderungen - Mangel an Umtauschbarkeit	12. November2024	1. Januar 2025
Änderungen an lFRS9: Finanzinstrumente und lFRS7: Finanzinstrumente: Angaben - Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten	Noch nicht übernommen	1. Januar 2026
Annual Improvements Volume 11 - Klarstellungen zu den IFRS Standards IFRS 1, IFRS 7, IFRS 9, IFRS 10 und IAS 7	Noch nicht übernommen	1. Januar 2026
Änderung an IFRS 9 und IFRS 7: Contracts Referencing Nature-dependent Electricity/ Verträge, die sich auf naturabhängigen Strom beziehen	Noch nicht übernommen	1. Januar 2026
Veräußerung oder Einlage von Vermögenswerten zwischen einem Investor und einem assoziierten Unternehmen oder Joint Venture-Änderungen an lFRS10 und lAS28	Noch nicht übernommen	Noch nicht entschieden
IFRS 18: Darstellung und Angaben im Abschluss	Noch nicht übernommen	1. Januar 2027
IFRS 19: Tochterunternehmen, die keiner öffentlichen Rechenschaftspflicht unterliegen: Angaben	Noch nicht übernommen	1. Januar 2027

Die Anwendungspflicht in der EU stellt dabei den Zeitpunkt dar, in dem die neue Rechnungslegungsvorschrift voraussichtlich erstmals bei der PNE AG berücksichtigt wird. Der Konzern wendete keinen neuen Standard, keine neue Interpretation oder Änderung an einem Standard vorzeitig in 2024 an.

Auf eine weitere detaillierte Darstellung von neuen oder geänderten Standards beziehungsweise Interpretationen wird im Folgenden verzichtet, da die Auswirkungen aus ihrer erstmaligen Anwendung auf die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns voraussichtlich von untergeordneter Bedeutung sein werden.

III. KONSOLIDIERUNGSGRUNDSÄTZE

1. Konsolidierungskreis

In den Konzernabschluss werden im Wege der Vollkonsolidierung alle Unternehmen einbezogen, über die die Konzernobergesellschaft die Beherrschung ausübt. Beherrschung eines Beteiligungsunternehmens ist dann gegeben, wenn ein Investor schwankenden Renditen aus seinem Engagement in dem Beteiligungsunternehmen ausgesetzt ist beziehungsweise Anrechte auf diese besitzt und die Fähigkeit hat, diese Renditen mittels seiner Verfügungsgewalt über das Beteiligungsunternehmen zu beeinflussen. In den Konsolidierungskreis werden auch Windpark- und Photovoltaikbetreibergesellschaften, die aufgrund dieser Kriterien vom Mutterunternehmen oder damit verbundenen Unternehmen beherrscht werden, einbezogen.

Im Berichtszeitraum wurden folgende Gesellschaften erstmalig in den Konzernkreis einbezogen (in Klammern Erstkonsolidierungszeitpunkt, Anteilshöhe und Segmentzuordnung):

1. WKN Windpark Lütau GmbH & Co. KG, Husum (100%), (Erstkonsolidierung zum 1. Januar 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

2. WKN Windpark Zinndorf III GmbH & Co. KG, Husum (100%), (Erstkonsolidierung zum 1. April 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

3. WKN WERTEWIND Windpark Gnutz Drei GmbH & Co. KG, Husum (1 00 %), (Erstkonsolidierung zum 1. April 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

4. WKN WERTEWIND Windpark Gebstedt GmbH & Co. KG, Husum (100%), (Erstkonsolidierung zum 1. Juli 2024), Segment Stromerzeugung, (um gegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

5. Pare Eolien des Chaumes Carrees S.A.S.U., Nantes, Frankreich (1 00 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

6. Sevivon Renewables 1 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100%), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

7. Sevivon Renewables 2 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100%), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

8. Sevivon Renewables 3 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100%), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

9. Res Project 7 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100%), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

10. Res Project 12 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

11. Res Project 1 6 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (1 00 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

12. Res Project 17 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

13. Res Project 18 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

14. Res Project 22 Sp.z.o.o., Koszalin, Polen (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

15. Solar PV 1 S.r.L., Mailand, Italien (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

16. Solar PV 15 S.r.L, Mailand, Italien (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

17. Solar PV 1 6 S.r.L., Mailand, Italien (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung"),

18. Solar PV20 S.r.L., Mailand, Italien (100 %), (Erstkonsolidierung zum 1. Oktober 2024), Segment Stromerzeugung, (umgegliedert von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung").

Gegenstand der Unternehmen 1 bis 18 ist die Errichtung und der Betrieb von Windenergie- oder Photovoltaikanlagen in Form von Wind- oder Photovoltaikparks sowie die Veräußerung der elektrischen Energie.

Eine Umgliederung von Tochterunternehmen von "Nicht einbezogene Gesellschaften aufgrund unwesentlicher Bedeutung" zur Vollkonsolidierung wird generell vorgenommen, sobald klar ist, dass die geschäftliche Tätigkeit oder die Projektierungs-/Umsetzungsphase in naher Zukunft beginnt.

Die Buchwerte und beizulegenden Zeitwerte der identifizierbaren Vermögenswerte und Schulden des Unternehmens war zum Erstkonsolidierungszeitpunkt für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage unwesentlich.

Im Berichtszeitraum wurden folgende Gesellschaften, die in den Konzern einbezogen wurden, auf konsolidierte Gesellschaften verschmolzen:

1. MEB Safety Services GmbH, Bremen (100%), bisher Segment Services,

2. PNE Erneuerbare Energien Offshore II GmbH, Cuxhaven (100 %), bisher Segment Projektentwicklung,

3. PNE Offshore Ausland GmbH, Cuxhaven (100 %), bisher Segment Projektentwicklung,

4. WKN Wertewind Bürgerbeteiligungsgesellschaft mbH, Husum (100%), bisher Segment Projektentwicklung,

5. WKN Wertewind Bürgerprojekt GmbH, Husum (100 %), bisher Segment Projektentwicklung,

6. WKN Wertewind GmbH, Husum (100 %), bisher Segment Projektentwicklung.

Die Gesellschaft Nr. 1 ist auf die energy consult GmbH und die Nr. 2 und Nr. 3 auf das Mutterunternehmen, die PNE AG, verschmolzen worden. Die Gesellschaften Nr. 4 und Nr. 5 sind auf die WKN Wertewind GmbH verschmolzen worden.

Die Gesellschaft Nr. 6 wurde auf das Mutterunternehmen, die PNE Erneuerbare Energien GmbH (vormals: WKN GmbH), Husum, verschmolzen.

Aus den Verschmelzungen ergaben sich keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss.

Danach umfasst der Konsolidierungskreis zum 31. Dezember 2024 neben der PNE AG die weiteren in der "Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften" unter Punkt I "Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften" und unter Punkt II "Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gemeinschaftsunternehmen und assoziierten Gesellschaften" aufgeführten Unternehmen.

Gesellschaften, die nicht in den Konsolidierungskreis zum 31. Dezember 2024 einbezogen wurden, sind in der "Aufstellung der in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften und Aufstellung des Anteilsbesitzes" unter dem Punkt III "Nicht einbezogene Unternehmen aufgrund unwesentlicher Bedeutung" und Punkt IV "Nicht einbezogene assoziierte Unternehmen aufgrund unwesentlicher Bedeutung" aufgeführt.

2. Anteilsveräußerungen

Im Berichtszeitraum sind folgende Gesellschaften beziehungsweise Anteile an der Gesellschaft veräußert worden:

1. 100% der Anteile an der PNE USA Inc., Chicago (USA), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

2. 100 % der Anteile an der PNE Development LLC, Chicago (USA), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

3. 100 % der Anteile an der Chi Iocco WIND FARM LLC, Chicago (USA), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

4. 100 % der Anteile an der PNE Solar USA LCC, Chicago (USA), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

5. 100 % der Anteile an der Gladstone New Energy LLC, New Mexiko (USA), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

6. 100 % der Anteile an der WKN Sallachy Ltd., Glasgow (Großbritannien), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

7. 100 % der Anteile an der PNE Sverige AB, Malmö (Schweden), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

8. 80 % der Anteile an der VKS Vindkraft Sverige AB, Motola (Schweden), (Abgang aus dem Segment Projektentwicklung),

9. 100 % der Anteile an der PNE Windpark Papenrode Repowering GmbH & Co. KG, Cuxhaven, (Abgang aus dem Segment Stromerzeugung),

10. 100 % der Anteile an der WKN Windpark Lütau GmbH & Co. KG, Husum, (Abgang aus dem Segment Stromerzeugung).

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in Mio. Euro	USA (Paketverkauf)	Sallachy	Papenrode	Lütau	Schweden (Paketverkauf)
1. Gesamte Gegenleistung 1	8,3	3,6	2,1	5,9	5,0
2. Abgegangene Vermögenswerte und Schulden 1
Kurzfristige Vermögenswerte	5,7	5,1	93,1	38,6	0,6
Langfristige Vermögenswerte	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Kurzfristige Verbindlichkeiten	-1,0	-7,3	-142,1	-43,3	-0,2
Langfristige Verbindlichkeiten	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Veräußertes Nettovermögen 1	4,7	-2,2	-49,0	-4,7	0,4
3. Veräußerungsgewinn/-verlust 1
Gegenleistung	8,3	3,6	2,1	5,9	5,0
Aufgegebenes Nettovermögen	-4,7	2,2	49,0	4,7	-0,4
Veräußerungsgewinn/-verlust 1	3,6	5,8	51,1	10,6	4,6
4. Nettozahlungsmittelfluss 1
Durch Zahlungmittel beglichener Veräußerungspreis 1	2,5	0,0	2,1	0,0	0,0
Abzüglich mit dem Verkauf abgegebene Zahlungsmittel	-0,3	-0,2	-12,6	-0,3	-0,2
Nettozahlungsmittelfluss aus der Veräußerung 1	2,2	-0,2	-10,5	-0,3	-0,2

1 Inklusive Rückführung von Konzerndarlehen und sonstigen Forderungen im Konzern. Veräußerungsgewinne aus dem Verkauf von Projektgesellschaften in Höhe von 69,6 Mio. Euro werden in den Umsatzerlösen ausgewiesen.

Der Verkaufspreis für die Gesellschaften Nr. 1-5 (USA-Paketverkauf) abzüglich Vertriebskosten für 100 % der Gesellschaftsanteile an den aufgeführten Gesellschaften betrug 2,5 Mio. Euro zuzüglich möglicher Meilensteinzahlungen, die zu Liquiditäts- und Ergebnisauswirkungen bis zu einem mittleren zweistelligen Millionenbereich bei Erreichung vertraglich definierter Projektentwicklungsstände von einzelnen Wind- und Photovoltaikprojekten der Pipelines führen können.

Durch die Entkonsolidierung der Gesellschaften Nr. 1 -5 sind Vermögenswerte aus dem Konzern in Höhe von insgesamt rund 5,7 Mio. Euro sowie Schulden und Rückstellungen aus dem Konzern in Höhe von rund 1,0 Mio. Euro abgegangen. Im Rahmen der Entkonsolidierung ergab sich ein Entkonsolidierungserfolg von rund 3,6 Mio. Euro. Die Gegenleistung in 2024 für die Veräußerung der Gesellschaften betrug rund 2,5 Mio. Euro. Die möglichen vertraglichen Meilensteinzahlungen können in den nächsten fünf Jahren ab dem Jahr 2024 erreicht werden. Die im Rahmen der Transaktion abgegangenen Zahlungsmittel der Gesellschaften betrugen rund 0,3 Mio. Euro. Die Erlöse aus dem Verkauf des USA-Geschäfts sind im Konzern enthalten.

Der Verkaufspreis für die Gesellschaft Nr. 6 (Sallachy) abzüglich Vertriebskosten für 1 00 % der Gesellschaftsanteile an der auf geführten Gesellschaft zuzüglich der Erstattung von Darlehensforderungen betrug 0,0 Mio. Euro zuzüglich möglicher Meilensteinzahlungen, die zu Liquiditäts- und Ergebnisauswirkungen bis zu einem mittleren einstelligen Millionenbetrag bei Erreichung vertraglich definierter Projektentwicklungsstände des Windprojekts führen können.

Durch die Entkonsolidierung der Gesellschaft Nr. 6 sind Vermögenswerte in Höhe von insgesamt rund 5,1 Mio. Euro sowie Schulden und Rückstellungen in Höhe von rund 7,3 Mio. Euro aus dem Konzern abgegangen. Im Rahmen der Entkonsolidierung ergab sich ein Entkonsolidierungserfolg von rund 5,8 Mio. Euro. Die Gegenleistung in 2024 für die Veräußerung der Gesellschaft zuzüglich der Erstattung von Darlehensforderungen betrug rund 5,4 Mio. Euro. Die möglichen vertraglichen Zahlungen können 2025 erreicht werden. Die im Rahmen der Transaktion abgegangenen Zahlungsmittel der Gesellschaft betrugen rund 0,2 Mio. Euro. Die Erlöse aus dem Verkauf der Sallachy-Gesellschaft sind im Konzern enthalten.

Der Verkaufspreis für die Gesellschaften Nr. 7-8 (Schweden-Paketverkauf) abzüglich Vertriebskosten für 1 00 % der Gesellschaftsanteile an den aufgeführten Gesellschaften betrug 5,0 Mio. Euro, die zu Liquiditätsauswirkungen bis zu einem mittleren einstelligen Millionenbereich Anfang 2025 führen.

Durch die Entkonsolidierung der Gesellschaften Nr. 7-8 sind Vermögenswerte aus dem Konzern in Höhe von insgesamt rund 0,6 Mio. Euro sowie Schulden und Rückstellungen aus dem Konzern in Höhe von rund 0,2Mio. Euro abgegangen. Im Rahmen der Entkonsolidierung ergab sich ein Entkonsolidierungserfolg von rund 4,6 Mio. Euro. Das Entgelt für die Veräußerung der Gesellschaften beträgt rund 5,0 Mio. Euro und wird Anfang 2025 fällig. Die im Rahmen der Transaktion abgegangenen Zahlungsmittel der Gesellschaften betrugen rund 0,2 Mio. Euro. Die Erlöse aus dem Verkauf des Schweden-Geschäfts sind im Konzern enthalten.

Der Verkaufspreis für die Gesellschaft Nr. 9 (Papenrode) abzüglich Vertriebskosten für 1 00 % der Gesellschaftsanteile an der aufgeführten Gesellschaft zuzüglich der Erstattung von Darlehensforderungen betrug 31,0 Mio. Euro zuzüglich weiterer Zahlungen im Rahmen der Projektumsetzung, die zu Liquiditäts- und Ergebnisauswirkungen bis zu einem zweistelligen Millionenbetrag bei Erreichung vertraglich definierter Umsetzungszeitpunkte des Windprojekts führen.

Durch die Entkonsolidierung der Gesellschaften Nr. 9 sind Vermögenswerte in Höhe von insgesamt rund 93,1 Mio. Euro sowie Schulden und Rückstellungen in Höhe von rund 142,1 Mio. Euro aus dem Konzern abgegangen. Im Rahmen der Entkonsolidierung ergab sich ein Entkonsolidierungserfolg von rund 49,0 Mio. Euro. Die Gegenleistung in 2024 für die Veräußerung der Gesellschaft zuzüglich der Erstattung von Darlehensforderungen betrug rund 31,0 Mio. Euro. Die im Rahmen der Transaktion abgegangenen Zahlungsmittel der Gesellschaft betrugen rund 12,6 Mio. Euro. Die Erlöse aus dem Verkauf des Projekts sind im Konzern enthalten.

Der Verkaufspreis für die Gesellschaft Nr. 10 (Lütau) abzüglich Vertriebskosten für 1 00 % der Gesellschaftsanteile an der aufgeführten Gesellschaft zuzüglich der Erstattung von Darlehensforderungen betrug 1 6,2 Mio. Euro zuzüglich weiterer Zahlungen im Rahmen der Projektumsetzung, die zu Liquiditäts- und Ergebnisauswirkungen bis zu einem einstelligen MiIlionenbetrag bei Erreichung vertraglich definierter Umsetzungszeitpunkte des Windprojekts führen.

Durch die Entkonsolidierung der Gesellschaft Nr. 10 sind Vermögenswerte in Höhe von insgesamt rund 38,6 Mio. Euro sowie Schulden und Rückstellungen in Höhe von rund 43,3 Mio. Euro aus dem Konzern abgegangen. Im Rahmen der Entkonsolidierung ergab sich ein Entkonsolidierungserfolg von rund 4,7 Mio. Euro. Die Gegenleistung in 2024 für die Veräußerung der Gesellschaft zuzüglich der Erstattung von Darlehensforderungen betrug rund 16,2 Mio. Euro. Die im Rahmen der Transaktion abgegangenen Zahlungsmittel der Gesellschaft betrugen rund 0,3 Mio. Euro. Die Erlöse aus dem Verkauf des Projekts sind im Konzern enthalten.

Im Rahmen des Verkaufs von Projektgesellschaften sind bestehende Projektfinanzierungen Bestandteil des Kaufvertrags.

Im Vorjahr waren folgende wesentliche Gesellschaften bzw. Anteile an der Gesellschaft veräußert worden:

80 % der Anteile an der PNE RO PV NAZ S.R.L., Bukarest (Rumänien) (Abgang aus dem Segment "Projektentwicklung").

Der Verkaufspreis für 1 00 % der Gesellschaftsanteile an der aufgeführten Gesellschaft betrug 4,8 Mio. Euro zuzüglich der Rückzahlung von Gesellschafterdarlehen von 0,8 Mio. Euro.

Durch die Entkonsolidierung der Gesellschaft waren Vermögenswerte aus dem Konzern in Höhe von insgesamt rund 0,9 Mio. Euro sowie Schulden und Rückstellungen aus dem Konzern in Höhe von rund 1,1 Mio. Euro abgegangen. Aus dem Entgelt und der Entkonsolidierung der Gesellschaft ergab sich ein Gewinn, bezogen auf den Verkauf von 100 % der Gesellschaftsanteile, von rund 4,8 Mio. Euro. Das Gegenleistung in 2023 für die Veräußerung der Gesellschaft betrug rund 0,2 Mio. Euro. Die restliche Zahlung von rund 4,6 Mio. Euro und die Rückführung des Gesellschafterdarlehens von rund 0,8 Mio. Euro waren vertraglich für 2024 vorgesehen. Die im Rahmen der Transaktion abgegangenen Zahlungsmittel der Gesellschaft betrugen rund 0,0 Mio. Euro. Der Veräußerungsgewinn war in den Umsatzerlösen im Konzern enthalten.

3. Konsolidierungsmethoden

Grundlage für den Konzernabschluss sind die zum 31. Dezember2024 nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellten, teilweise von Abschlussprüfern testierten Jahresabschlüsse der in den Konzern einbezogenen Gesellschaften.

Die Kapitalkonsolidierung der Tochterunternehmen erfolgt nach der Erwerbsmethode durch Verrechnung der Anschaffungskosten des Unternehmenszusammenschlusses mit dem auf das Mutterunternehmen entfallenden anteiligen Eigenkapital zum Erwerbszeitpunkt. Das Eigenkapital ermittelt sich dabei als Saldo der beizulegenden Zeitwerte der Vermögenswerte und Schulden im Erwerbszeitpunkt (vollständige Neubewertung).

Nicht beherrschende Anteile werden zum Erwerbszeitpunkt mit ihrem entsprechenden Anteil am identifizierbaren Nettovermögen des erworbenen Unternehmens bewertet. Werden Beteiligungsquoten bereits konsolidierter Unternehmen (ohne Kontrollerlangung oder Kontrollverlust) erweitert oder reduziert, erfolgt dies ergebnisneutral zugunsten beziehungsweise zulasten der nicht beherrschenden Anteile innerhalb des Eigenkapitals.

Verliert der Konzern die Beherrschung über ein Tochterunternehmen, bucht er die Vermögenswerte und Schulden des Tochterunternehmens und alle zugehörigen, nicht beherrschenden Anteile und anderen Bestandteile am Eigenkapital aus. Jeder entstehende Gewinn oder Verlust wird im Gewinn oder Verlust erfasst. Jeder zurückbehaltene Anteil an dem ehemaligen Tochterunternehmen wird zum beizulegenden Zeitwert zum Zeitpunkt des Verlusts der Beherrschung bewertet.

Die Anteile des Konzerns an nach der Equity-Methode bilanzierten Finanzanlagen umfassen Anteile an assoziierten Unternehmen und an Gemeinschaftsunternehmen.

Assoziierte Unternehmen sind Unternehmen, bei denen der Konzern einen maßgeblichen Einfluss, jedoch keine Beherrschung oder gemeinschaftliche Führung in Bezug auf die Finanz- und Geschäftspolitik hat. Bei assoziierten Unternehmen übt der Konzern in der Regel aufgrund eines Anteilsbesitzes zwischen 20 % und 50 % einen maßgeblichen Einfluss aus. Ein Gemeinschaftsunternehmen ist eine Vereinbarung, über die der Konzern die gemeinschaftliche Führung ausübt, wobei er Rechte am Nettovermögen der Vereinbarung besitzt, anstatt Rechte an deren Vermögenswerten und Verpflichtungen für deren Schulden zu haben. Gemeinschaftliche Führung ist die vertraglich festgelegte, gemeinsame Ausübung einer Vereinbarung. Diese ist nur dann gegeben, wenn Entscheidungen über die maßgeblichen Tätigkeiten gemeinschaftlich erfolgen.

Bei Beteiligungen, die at-equity in den Konzernabschluss einbezogen sind, wird der Buchwert jährlich um die dem Konzernkapitalanteil entsprechenden Eigenkapitalveränderungen erhöht beziehungsweise vermindert. Bei der erstmaligen Einbeziehung von Beteiligungen nach der Equity-Methode werden Unterschiedsbeträge aus der Erstkonsolidierung entsprechend den Grundsätzen der Vollkonsolidierung behandelt. Die erfolgswirksamen Veränderungen des anteiligen Eigenkapitals werden einschließlich außerplanmäßiger Abschreibungen eines Geschäfts- oder Firmenwerts im Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen berücksichtigt. Zwischengesellschaftliche Gewinne und Verluste waren bei diesen Gesellschaften unbedeutend.

Wesentliche konzerninterne Umsätze, Aufwendungen und Erträge sowie Forderungen und Verbindlichkeiten zwischen den zu konsolidierenden Gesellschaften werden eliminiert. Zwischenergebnisse werden, soweit sie wesentlich sind, eliminiert und bei der Steuerabgrenzung berücksichtigt.

IV. BILANZIERUNGS- UND BEWERTUNGSGRUNDSÄTZE

Die Rechnungslegung erfolgt bei sämtlichen Gesellschaften des Konzerns originär nach den - national geltenden gesetzlichen Vorschriften sowie den diese ergänzenden Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung.

Die Abschlüsse aller einbezogenen Unternehmen werden auf der Basis einheitlicher Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden ein bezogen. Die entsprechend den jeweils geltenden Vorschriften erstellten Jahresabschlüsse (HB I) werden in IFRS-konforme Jahresabschlüsse (HB II) übergeleitet. Die Bilanzierungs- und Bewertungsvorschriften wurden gegenüber dem Vorjahr, unter der Anwendung der Änderungen an IFRS-Standards (Abschnitt 11.2.), unverändert angewandt.

Annahmen zu Schätzungsunsicherheiten

Die Erstellung des Konzernabschlusses unter Beachtung der Verlautbarungen des IASB erfordert bei einigen Positionen, dass Annahmen getroffen und Schätzungen verwendet werden, die sich auf die Höhe und den Ausweis bilanzierter Vermögenswerte und Schulden, der Erträge und Aufwendungen sowie der Eventualverbindlichkeiten auswirken. Die verwendeten Annahmen und Schätzungen beziehen sich auf Erfahrungswerte, die während der zurücklieg enden Geschäftstätigkeit des PNE-Konzerns gesammelt werden konnten, und orientieren sich an im jeweiligen Markt öffentlich zugänglichen relevanten Erwartungen. Somit können die verwendeten Annahmen und Schätzungen grundsätzlich nicht von allgemeinen Markterwartungen und damit bei zukunftsorientierten Werten am Markt ablesbaren Preisentwicklungen abweichen. Das maximale Risiko einer vollständigen Wertabweichung wird durch die jeweiligen bilanzierten Buchwerte der immateriellen und materiellen sowie finanziellen Vermögenswerte repräsentiert. Für eine Darstellung der durch die verwendeten Annahmen und Schätzungen hervorgerufenen historischen Wertentwicklung der Vermögenswerte wird insbesondere auf den Anlagenspiegelverwiesen. Die tatsächlich eintretenden Werte und Wertentwicklungen können jedoch von den getroffenen Annahmen und Schätzungen abweichen. Solche Änderungen werden zum Zeitpunkt einer besseren Erkenntnis ergebniswirksam berücksichtigt.

Im Folgenden werden die wichtigsten zukunftsbezogenen Annahmen sowie die sonstigen Quellen von Schätzungsunsicherheiten zum Ende der Berichtsperiode angegeben, durch die ein beträchtliches Risiko entstehen kann, dass innerhalb der nächsten Geschäftsjahre eine wesentliche Anpassung der ausgewiesenen Vermögenswerte und Schulden erforderlich wird.

Wirtschaftliche Nutzungsdauer des Sachanlagevermögens

Bei der Bewertung von Vermögenswerten des Sachanlagevermögens ist die erwartete Nutzungsdauer der Vermögenswerte zu schätzen, dabei werden insbesondere vertragliche Bestimmungen, Branchenerkenntnisse und Einschätzungen des Managements berücksichtigt. Weitere Erläuterungen sind im Abschnitt V.2. Sachanlagen enthalten.

Bewertung Vorratsvermögen

Im Rahmen der Ermittlung des Nettoveräußerungswerts der Vorräte sind Schätzungen zur Realisierbarkeit von Projekten unter anderem aufgrund eingelegter Rechtsmittel oder dem Zeitpunkt der Realisierung notwendig. Weitere Erläuterungen sind in AbschnittV.5. Vorratsvermögen enthalten.

Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften

Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften werden bei Kontrollverlust im Entkonsolidierungszeitpunkt nach IFRS 1 0 bestimmt. Vertraglich enthaltene bedingte Gegenleistungen wie zum Beispiel zukünftig anfallende Meilensteinzahlungen, sogenannte Earn-out-Ansprüche, werden zum beizulegenden Zeitwert berücksichtigt. Schätzunsicherheiten ergeben sich aus der Wahrscheinlichkeit des Eintritts der Bedingung sowie dem erwarteten Zeitpunkt des Eintretens. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt IV.14. Umsatzerlöse enthalten.

Zeitraumbezogene Umsatzrealisierung

Die Umsatzerlöse, die über einen bestimmten Zeitraum realisiert werden, werden nach der Cost-To-Cost Methode ermittelt. Hierbei werden für die Bestimmung des Fertigstellungsgrads die entstandenen Kosten zu den geplanten Kosten ins Verhältnis gesetzt. Schätzunsicherheiten bestehen insbesondere bei der Schätzung der gesamten Auftragskosten und bei der Bestimmung des Fertig-Stellungsgrads zum Stichtag. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt IV.14. Umsatzerlöse enthalten.

Werthaltigkeit der aktiven latenten Steuern

Die Werthaltigkeit der aktiven latenten Steuern beruht auf der Einschätzung, dass zukünftig ausreichend steuerliche Gewinne generiert werden, um die Steuerentlastungen zu nutzen. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt IV.5. Latente Steuern sowie Abschnitt VI.7. Ertragsteuern enthalten.

Wertminderungsprüfung der Geschäfts- oder Firmenwerte

Die Ermittlung des erzielbaren Betrags unterliegt verschiedensten Annahmen und Schätzungen. Wesentliche Schätzungen betreffen die Planung der zukünftigen Cashflows sowie die Festlegung angemessener Diskontierungsfaktoren und Wachstumsraten. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt V.1. Wertminderungsprüfung der Geschäfts- oder Firmenwerte enthalten.

Rückstellungen für Rückbauverpflichtungen

Die Rückstellungen für Rückbauverpflichtungen enthalten die geschätzten Kosten für den Abbruch und das Abräumen eines Vermögenswerts und die Wiederherstellung des Standorts, andern dieser sich befindet. Bei der Bewertung der Rückbauverpflichtungen gibt es Schätzunsicherheiten im Zusammenhang milden erwarteten Rückbaukosten sowie mit dem Zeitpunkt des Rückbaus. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt IV.10. enthalten.

Ermessensentscheidungen

Bei der Anwendung der Rechnungslegungsgrundsätze sind Ermessensentscheidungen zu treffen, die einen Einfluss auf die bilanzierten Beträge haben können. Insbesondere folgende Ermessensentscheidungen wurden - unverändert zu den Vorjahren - getroffen:

Ausweis der Windparks

Windparks, die sich in der Entwicklung befinden und bei denen die endgültige Nutzungsabsicht zum Zeitpunkt der erstmaligen Aktivierung noch nicht feststeht, werden als Vorräte nach IAS 2 bilanziert. Dies geschieht in Anerkennung der Möglichkeit, dass diese Projekte entweder verkauft oder im Eigenbesitz gehalten und betrieben werden könnten. Die Um Klassifizierung zu Sachanlagen nach IAS 1 6 erfolgt, wenn die Entscheidung getroffen wurde, dass der Windpark zur langfristigen Nutzung im eigenen Bestand verbleiben soll. Diese Entscheidungen und die zugrunde liegenden Annahmen werden regelmäßig überprüft und angepasst, wenn sich die Nutzungsabsicht ändert. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt V.5. Vorratsvermögen enthalten.

Variable Kaufpreisbestandteile

In Bezug auf die Bewertung von Earn-out-Klauseln im Rahmen der Veräußerung von Projektrechten liegt der Bewertung Ermessen in Bezug auf die Wahrscheinlichkeit des künftigen Eintritts der zugrunde liegenden Bedingungen für das Entstehen der Ansprüche zugrunde. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt IV.14. Umsatzerlöse enthalten.

Leasingbilanzierung

Das Unternehmen hält Leasingverträge, die Verlängerungsoptionen nach Ablauf der ursprünglichen Laufzeit sowie Kündigungsoptionen enthalten. Die Wahrscheinlichkeit, dass diese Optionen ausgeübt werden, wird regelmäßig überprüft und in den Leasingverbindlichkeiten berücksichtigt. PNE berücksichtigt diese Optionen bei der Bestimmung der Laufzeit nur dann, wenn die Ausübung der Option als hinreichend sicher beurteilt wird. Weitere Erläuterungen sind in Abschnitt IV.4. Leasing enthalten.

1. Immaterielle Vermögenswerte

Konzessionen, Schutzrechte und Lizenzen werden zu Anschaffungskosten und Anschaffungsnebenkosten angesetzt. Aufgrund ihrer endlich bestimmbaren Nutzungsdauer werden sie um planmäßige Abschreibungen nach der linearen Methode über die zu erwartende wirtschaftliche Nutzungsdauer vermindert. Die Nutzungsdauer beträgt in der Regel zwei bis vier Jahre. Soweit notwendig, wird eine außerplanmäßige Abschreibung vorgenommen, die bei späterem dauerhaften Wegfall der Gründe rückgängig gemacht wird. Außerplanmäßige Wertkorrekturen (Minderungen und Mehrungen) waren im Berichtsjahr nicht erforderlich.

Nach IFRS 3 werden Geschäfts- und Firmenwerte aus der Kapitalkonsolidierung nicht planmäßig über die voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben. Soweit erforderlich, werden außerplanmäßige Abschreibungen nach IAS 36 ("Impairment-only Approach") vorgenommen.

2. Sachanlagen

Sachanlagen werden mit den Anschaffungs- und Herstellungskosten gemäß IAS 1 6 abzüglich der planmäßigen linearen Abschreibung bilanziert. Außerplanmäßige Abschreibungen gemäß IAS 36 waren nicht erforderlich.

Die Gegenstände des Sachanlagevermögens werden entsprechend der wirtschaftlichen Nutzungsdauer wie folgt abgeschrieben:

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	in Jahren
Gebäude einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	20 bis 50
Technische Anlagen und Maschinen	5 bis 25
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	3 bis 10

Wesentliche Restwerte waren bei der Bemessung der Abschreibungshöhe nicht zu berücksichtigen.

Fremdkapitalkosten werden grundsätzlich erfolgswirksam erfasst.

3. Wertminderung von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen

Zu jedem Bilanzstichtag wird beurteilt, ob Anhaltspunkte für einen Wertminderungsbedarf für in der Bilanz ausgewiesene Vermögenswerte vorliegen. Sind solche Anhaltspunkte erkennbar beziehungsweise ist eine jährliche Überprüfung eines Vermögenswerts vorgeschrieben, wird der erzielbare Betrag des Vermögenswerts geschätzt, um den Umfang des eventuell erforderlichen Wertminderungsaufwands zu ermitteln. Ist die Beurteilung der Werthaltigkeit einzelner Vermögenswerte individuell nicht möglich, werden zusammen eingesetzte Vermögenswerte zu zahlungsmittelgenerierenden Einheiten zusammengefasst, auf deren Ebene Zahlungsströme abschätzbar sind. Der erzielbare Betrag ist dabei der höhere Wert aus dem Zeitwert eines Vermögenswerts oder einer zahlungsmittelgenerierenden Einheit abzüglich Veräußerungskosten und dem Nutzungswert. Zur Ermittlung des Nutzungswerts werden die geschätzten zukünftigen Zahlungsströme aus diesem Vermögenswert beziehungsweise der zahlungsmittelgenerierenden Einheit unter Zugrundelegung eines risikoadjustierten Abzinsungssatzes vor Steuern auf den Barwert abgezinst. Ergebniswirksam erfasste Abwertungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte werden in der Gewinn - und Verlustrechnung gesondert unter der Position "Wertminderungsaufwand Geschäfts- oder Firmenwerte" ausgewiesen.

Eine ertragswirksame Korrektur einer in früheren Jahren für einen Vermögenswert aufwandswirksam erfassten Wertminderung wird vorgenommen (mit Ausnahme der Geschäfts- oder Firmenwerte), wenn Anhaltspunkte dafür vorliegen, dass die Wertminderung nicht mehr besteht oder sich verringert haben könnte. Die Wertaufholung wird als Ertrag in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Die Werterhöhung beziehungsweise Verringerung der Wertminderung eines Vermögenswerts wird jedoch nur insoweit erfasst, wie sie den Buchwert nicht übersteigt, der sich unter Berücksichtigung der Abschreibungseffekte ergeben hätte, wenn in den vorherigen Jahren keine Wertminderung erfasst worden wäre. Wertaufholungen auf Abschreibungen, die im Rahmen von Wertminderungsprüfungen auf den Geschäfts- oder Firmenwert erfasst wurden, dürfen nicht vorgenommen werden.

Geschäfts- oder Firmenwerte werden mindestens einmal jährlich top-down zum 31. Dezember oder dann auf Wertminderung getestet, wenn Anzeichen vorliegen, dass der Buchwert gemindert sein könnte. Eine eventuelle Wertminderung wird sofort aufwandswirksam als Bestandteil der Abschreibungen erfasst.

Zur Ermittlung eines eventuellen Wertminderungsbedarfs auf Geschäfts- oder Firmenwerte sowie auf immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer wird der Buchwert der zahlungsmittelgenerierenden Einheit, der der Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist, mit dem erzielbaren Betrag der zahlungsmittelgenerierenden Einheit verglichen.

Bei der Veräußerung eines Tochterunternehmens wird der zurechenbare Betrag des Geschäftsoder Firmenwerts in die Berechnung des Gewinns oder Verlusts aus der Veräußerung einbezogen.

4. Leasingverträge

Ein Leasingverhältnis stellt gemäß IFRS 16 eine Vereinbarung dar, bei der der Leasinggeber dem Leasingnehmer für einen vereinbarten Zeitraum die Kontrolle der Nutzung eines identifizierten Vermögenswerts gegen Zahlung eines Entgelts überträgt. PNE setzt als Leasingnehmer grundsätzlich für alle Leasingverhältnisse ein Nutzungsrecht am Leasingobjekt und eine korrespondierende Leasingverbindlichkeit an. Bei PNE werden die Anwendungserleichterungen für Leasinggegenstände von geringem Wert sowie für kurzfristige Leasingverträge (zwölf Monate oder weniger, außer Immobilien) in Anspruch genommen. PNE wendet den Standard nicht für Leasingverhältnisse an, die immaterielle Vermögenswerte zum Gegenstand haben. Die Leasingraten der Leasingverhältnisse, für die PNE die Anwendungserleichterungen in Anspruch nimmt, werden entsprechend den Anwendungserleichterungen linear als Leasingaufwand in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst.

Das Unternehmen hält Leasingverträge, die Verlängerungsoptionen nach Ablauf der ursprünglichen Laufzeit enthalten. Die Wahrscheinlichkeit, dass diese Optionen ausgeübt werden, wird regelmäßig überprüft und in den Leasingverbindlichkeiten berücksichtigt. Derzeit geht das Unternehmen basierend auf der strategischen Ausrichtung und den betriebswirtschaftlichen Planungen nicht davon aus, dass darüber diese Optionen ausgeübt werden.

Die Leasingverträge beinhalten zudem ein Kündigungsrecht aus wichtigem Grund, unter anderem, wenn für den Betrieb einer Windenergieanlage keine behördlichen Genehmigungen erteilt werden. Dieses Recht bietet dem Unternehmen Flexibilität im Umgang mit unvorhersehbaren regulatorischen Herausforderungen. Solche Kündigungsrechte werden bei der Beurteilung der Laufzeit und Klassifizierung der Leasingverträge berücksichtigt, wobei gegenwärtig davon ausgegangen wird, dass keine wesentlichen Beeinträchtigungen der betrieblichen Tätigkeit eintreten.

Die Leasingverbindlichkeit bemisst sich als der Barwert der zukünftigen Leasingzahlungen. In der Bewertung der Leasingverbindlichkeit sind fixe Leasingzahlungen abzüglich zu erhaltender Leasinganreize enthalten sowie Leasingzahlungen, die von einem Index oder einer (Zins-) Rate abhängig sind. Es sind außerdem zu erwartende Zahlungen im Zusammenhang mit Restwertgarantien und Zahlungen aufgrund von als hinreichend sicher eingeschätzten Kaufoptionen sowie Leasingzahlungen aufgrund hinreichend sicherer Inanspruchnahme von Verlängerungs- und Kündigungsoptionen berücksichtigt. Zur Ermittlung des Barwerts wird, sofern möglich, der den Leasingverträgen zugrunde liegende Zinssatz verwendet. Liegt dieser Zinssatz nicht vor - bei PNE ist dies in der Regel der Fall -, so wird der Grenzfremdkapitalzinssatz des Leasingnehmers verwend et. Die Bestimmung des Grenzfremdkapitalzinssatzes erfolgt nach dem sogenannten Build-up-Ansatz, indem der risikofreie Zinssatz den Ausgangspunkt bildet und um das Kreditrisiko des Leasingnehmers angepasst wird. Weitere Anpassungen betreffen solche für die Laufzeit des Leasingverhältnisses und die Währung des Leasingvertrags. Die Leasingverbindlichkeiten werden je nach Fälligkeit unter den langfristigen und kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten ausgewiesen. Die Folgebewertung der Leasingverbindlichkeiten erfolgt nach der Effektivzinsmethode zu fortgeführten Anschaffungskosten, das heißt, die Leasingraten werden in Tilgungs- und Zinszahlungen auf geteilt. Der Zinsanteil wird im Finanzierungsaufwand ausgewiesen.

Die Höhe des Nutzungsrechts entspricht im Zugangszeitpunkt grundsätzlich der Höhe der Verbindlichkeit. Abweichungen können durch die Berücksichtigung anfänglich geleisteter Kosten im Zusammenhang mit der Erlangung des Leasingvertrags bereits vor dem Leasingbeginn erfolgter Vorauszahlungen und erhaltener Leasinganreize sowie etwaiger Rückbaukosten resultieren. Die Nutzungsrechte werden auf der Aktivseite unter "I11. Nutzungsrechte" ausgewiesen und zu fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Sofern es sich um Leasingverbindlichkeiten im Zusammenhang mit einem Wind- oder Photovoltaikprojekt in der Umsetzung handelt, werden die Nutzungsrechte bis zur Fertigstellung des Projekts unter den Vorräten ausgewiesen. Die planmäßige Abschreibung der Nutzungsrechte erfolgt linear über die voraussichtliche wirtschaftliche Nutzungsdauer oder über die kürzere Laufzeit des Nutzungsrechts. Wenn die Ausübung einer Kaufoption ats hinreichend sicher eingeschätzt wird, erfolgt die Abschreibung über die wirtschaftliche Nutzungsdauer des zugrunde liegenden Vermögenswerts.

Verträge können sowohl Leasing- als auch Nichtleasingkomponenten beinhatten. PNE ordnet den Transaktionspreis diesen Komponenten auf Basis ihrer relativen Einzelpreise zu. Eine Ausnahme stellen Leasingverträge über Fahrzeuge dar. In diesen Fällen macht PNE von dem Wahlrecht Gebrauch, keine Aufteilung zwischen Leasing- und Nichtleasingkomponenten vorzunehmen, sondern den Vertrag im Ganzen als Leasingvertrag zu bilanzieren.

PNE ist möglichen zukünftigen Steigerungen variabler Leasingzahlungen ausgesetzt, die sich aus einer Änderung eines Indexes oder einer (Zins-) Rate ergeben können. Diese möglichen Änderungen der Leasingraten sind bis zu deren Wirksam werden nicht in der Leasingverbindlichkeit berücksichtigt. Sobald sich Änderungen eines Indexes oder einer (Zins-) Rate auf die Leasing raten auswirken, wird die Leasingverbindlichkeit angepasst.

Verlängerungs- und Kündigungsoptionen werden bei der Bestimmung der Laufzeit dann berücksichtigt, wenn die Ausübung der Optionen als hinreichend sicher beurteilt wird. Bei der Bestimmung der Vertragslaufzeiten am Bereitstellungsdatum werden sämtliche Tatsachen und Umstände berücksichtigt, die einen wirtschaftlichen Anreiz zur Ausübung von Verlängerungsoptionen beziehungsweise Nichtausübung von Kündigungsoptionen bieten. Eine Neubeurteilung der ursprünglich getroffenen Einschätzung erfolgt dann, wenn ein wesentliches Ereignis oder eine wesentliche Änderung der Umstände eintritt und wenn dies die bisherige Beurteilung beeinflussen kann, sofern das wesentliche Ereignis oder die Änderung der Umstände im Einflussbereich des Leasingnehmers liegt. Die Beurteilung wird spätestens überprüft, wenn eine Verlängerungsoption tatsächlich ausgeübt (oder nicht ausgeübt) wird.

Für Pachtverhältnisse von Grundstücken bestehen keine regulären Kündigungsoptionen. Teilweise liegen Verlängerungsoptionen vor. Diese werden bis zur Erreichung der geplanten Nutzungsdauer der Windparks berücksichtigt. Die potenziellen künftigen Leasingzahlungen, sofern Verlängerungsoptionen ausgeübt werden, werden vom Management auf 48,8 Mio. Euro geschätzt. Diese Einschätzung basiert auf den derzeit verfügbaren Informationen und wirtschaftlichen Überlegungen des Unternehmens. PNE tritt im Rahmen der Untervermietung eines Büro- und Verwaltungsgebäudes als Leasinggeber auf. Insgesamt 1 4 Untermieter haben rund 42 % der Nutzfläche des Gebäudes gemietet. Bei den Untermietern handelt es sich um sieben Unternehmen der PNEAG, zwei der PNE Erneuerbare Energien GmbH sowie fünf konzernfremde Unternehmen.

Die detaillierten Angaben gemäß IFRS 1 6.89 ff. werden in diesem Abschluss nicht gesondert ausgewiesen, da die entsprechenden Leasingverträge und deren finanzielle Auswirkungen für das Unternehmen als unwesentlich erachtet werden. Diese Bewertung basiert auf der relativen Bedeutung der Leasingvereinbarungen im Kontext des gesamten Geschäftsbetriebs der PNE AG.

Die Leasingverhältnisse, bei denen PNE als Untervermieter Leasinggeber ist, werden gemäß den Anforderungen in IFRS 1 6 in Operating- und Finanzierungsleasing klassifiziert. Dabei liegt Finanzierungsleasing vor, wenn im Wesentlichen alle mit dem Eigentum beziehungsweise dem bei PNE vorhandenen Nutzungsrecht verbundenen Chancen und Risiken auf den Leasingnehmer übertragen werden. Bei Finanzierungsleasingverträgen wird am Bereitstellungstag anstelle des Nutzungsrechts eine Forderung in Höhe der Nettoinvestition in das Leasingverhältnis erfasst. Die Nettoinvestition in das Leasingverhältnis entspricht der Summe aus den Leasingzahlungen an PNE und einem etwaigen nicht garantierten Restwert, abgezinst mit dem Leasingzinssatz, der dem Leasingverhältnis zugrunde liegt, oder, falls dieser nicht vorliegt, mit dem Zinssatz aus dem Hauptleasingverhältnis. Die Folgebewertung erfolgt mit der Effektivzinsmethode. Die Leasingzahlungen an PNE werden zu diesem Zweck in Zinsertrag (ausgewiesen im Finanzertrag) und Tilgungen der Leasingforderung auf geteilt. Bei Operating-Leasing Verträgen wird das Nutzungsrecht weiter durch PNE bilanziert.

5. Latente Steuern

Latente Steuern werden nach der "Liability Method" entsprechend IAS 12 auf temporäre Differenzen zwischen der Steuerbilanz und dem Konzernabschluss angesetzt. Für die steuerlich nicht abzugsfähige Abschreibung der Geschäfts- oder Firmenwerte aus der Kapitalkonsolidierung wird keine latente Steuerschuld angesetzt.

Latente Steueransprüche und latente Steuerschulden sind aufgrund der zum Bilanzstichtag gültigen Gesetze und Verordnungen berechnet. Die latenten Steuern auf Bewertungskorrekturen werden grundsätzlich mit den landesspezifischen Steuersätzen für die einzelnen Konzernunternehmen ermittelt.

Ein Aktivposten für steuerliche Verlustvorträge wird in dem Umfang aktiviert, in dem es wahrscheinlich ist, dass zukünftiges zu versteuerndes Einkommen zur Verrechnung zur Verfügung stehen wird.

Aktive und passive latente Steuern werden in der Konzernbilanz saldiert ausgewiesen, sofern ein einklagbares Recht besteht, tatsächliche Steuerschulden aufzurechnen, und die latenten Steuern sich auf dasselbe Steuersubjekt und dieselbe Steuerbehörde beziehen.

6. Vorräte

Die Vorräte werden grundsätzlich mit dem niedrigeren Wert aus Anschaffungs- und Herstellungskosten und Nettoveräußerungswert angesetzt. Die Herstellungskosten beinhatten Materialeinzelkosten, Fertigungseinzelkosten sowie angemessene Teile der produktionsbezogenen Gemeinkosten. Der Nettoveräußerungswert ist der geschätzte, im normalen Geschäftsgang erzielbare Veräußerungserlös abzüglich geschätzter Kosten bis zur Fertigstellung und der geschätzten Vertriebskosten. Vertragsvermögenswerte aus langfristiger Auftragsfertigung ("Contract Assets") betragen 14,4 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) werden unter den Vorräten ausgewiesen.

Nutzungsrechte, die im Zusammenhang mit der Errichtung von Windparks stehen und für die eine kurzfristige Veräußerungsabsicht besteht, werden im Vorratsvermögen ausgewiesen. Zum Abschlussstichtag beträgt der Wert dieser Nutzungsrechte 46,9 Mio. Euro (Vorjahr: 52,5 Mio. Euro). Dieser Ausweis orientiert sich am generellen Ausweis des im Bau befindlichen Windparks, der im Vorratsvermögen erfolgt.

Windparks, die sich in der Entwicklung befinden und bei denen die endgültige Nutzungsabsicht zum Zeitpunkt der erstmaligen Aktivierung noch nicht feststeht, werden als Vorräte nach IAS 2 bilanziert. Dies geschieht in Anerkennung der Möglichkeit, dass diese Projekte entweder verkauft oder im Eigenbesitz gehalten und betrieben werden könnten. Die Umklassifizierung zu Sachanlagen nach IAS 1 6 erfolgt, wenn die Entscheidung getroffen wurde, dass der Windpark zur langfristigen Nutzung im eigenen Bestand verbleiben soll. Diese Entscheidungen und die zugrunde liegenden Annahmen werden regelmäßig überprüft und angepasst, wenn sich die Nutzungsabsicht ändert.

7. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente in der Bilanz umfassen den Kassenbestand, Bankguthaben und kurzfristige Einlagen mit ursprünglichen Fälligkeiten von weniger als drei Monaten.

8. Finanzinstrumente

Ein finanzieller Vermögenswert (außer einer Forderung aus Lieferungen und Leistungen ohne wesentliche Finanzierungskomponente) oder eine finanzielle Verbindlichkeit wird beim erstmaligen Ansatz zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei einem Posten, der nicht zu FVPL bewertet wird, werden die Transaktionskosten, die direkt seinem Erwerb beziehungsweise ihrer Ausgabe zurechenbar sind, hinzugerechnet beziehungsweise abgezogen. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ohne wesentliche Finanzierungskomponente werden beim erstmaligen Ansatz zum Transaktionspreis bewertet. Hat der Konzern jedoch einen unbedingten Anspruch auf einen Betrag, der vom Transaktionspreis abweicht (z. B. aufgrund von Rückerstattungsregelungen des Konzerns), wird die Forderung aus Lieferungen und Leistungen beim erstmaligen Ansatz zum Betrag dieses unbedingten Anspruchs bewertet.

Finanzielle Vermögenswerte setzen sich aus erworbenen Eigenkapitaltiteln, Ausleihungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, Zahlungsmitteln beziehungsweise Zahlungsmitteläquivalenten sowie gegebenenfalls Derivaten mit positiven beizulegenden Zeitwerten zusammen.

Die Anteile an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen werden at-equity in den Konzern einbezogen. Gemeinschaftsunternehmen liegen vor, wenn auf der Basis von vertraglichen Vereinbarungen eine gemeinschaftliche Beherrschung gegeben ist.

Die Ausleihungen werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet; unverzinsliche beziehungsweise niedrig verzinsliche Ausleihungen werden mit dem Barwert angesetzt.

Käufe oder Verkäufe von finanziellen Vermögenswerten werden nach der Methode der Bilanzierung zum Handelstag bilanziert, das heißt zu dem Tag, an dem das Unternehmen die Verpflichtung zum Kauf oder Verkauf eingegangen ist.

Die Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten erfolgt jeweils auf Basis des Geschäftsmodells und der Charakteristika der Zahlungsströme. Der Konzern stuft seine finanziellen Vermögenswerte grundsätzlich in die folgenden Bewertungskategorien ein:

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Amortized Cost (AC): Fremdkapitalinstrumente, die zur Vereinnahmung der vertraglichen Zahlungsströme gehalten werden und bei denen diese Zahlungsströme ausschließlich Zins- und Tilgungszahlungen darstellen, werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet.

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Fair Value through OCI (FVOCI): Fremdkapitalinstrumente, die zur Vereinnahmung der vertraglichen Zahlungsströme und zur Veräußerung der finanziellen Vermögenswerte gehalten werden und bei denen die Zahlungsströme ausschließlich Zins- und Tilgungszahlungen darstellen, werden erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Veränderungen des Buchwerts werden im sonstigen Ergebnis ausgewiesen, mit Ausnahme der Wertminderungserträge oder -aufwendungen.

Für nicht zu Handelszwecken gehaltene Anteile an verbundenen Unternehmen sowie Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, übt der Konzern das Wahlrecht aus, diese unwiderruflich erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert (FVOCI) zu bewerten. Es handelt sich hierbei im Wesentlichen um strategische Finanzinvestitionen und der Konzern hält diese Klassifizierung für aussagekräftiger. Direkt im Eigenkapital erfasste Veränderungen im beizulegenden Zeitwert werden zum Zeitpunkt der Ausgliederung nicht in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert.

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―	Fair Value through Profit or Loss (FVPL): Vermögenswerte, die die Kriterien der Kategorien "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" oder "FVOCI" nicht erfüllen, sowie freistehende Derivate werden der Kategorie "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert" zugeordnet.

Die Anteile an verbundenen Unternehmen sowie Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Da für diese kein notierter Marktpreis zur Verfügung steht, stellen die Anschaffungskosten aus Wesentlichkeitsgründen regelmäßig eine geeignete Schätzung des Fair Values dar. Für sie bestand am Bilanzstichtag keine Verkaufsabsicht.

Für zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanzierte finanzielle Vermögenswerte wird eine bilanzielle Vorsorge für erwartete Kreditverluste erfasst.

Der Konzern wendet für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen den vereinfachten Ansatz nach IFRS 9 an, um die erwarteten Kreditverluste zu bemessen; demzufolge werden für alle Forderungen aus Lieferungen und Leistungen die über die Laufzeit erwarteten Kreditverluste herangezogen. Zur Bemessung der erwarteten Kreditverluste wurden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen auf Basis gemeinsamer Kreditrisikomerkmale und Überfälligkeitstage zusammengefasst.

Die erwarteten Verlustquoten resultieren aus den Zahlungsprofilen der Umsätze über eine Periode von 36 Monaten vor dem 31. Dezember 2024 beziehungsweise dem 1. Januar 2024 und den entsprechenden historischen Ausfällen in diesen Perioden. Die historischen Verlustquoten werden angepasst, um aktuelle und zukunftsorientierte Informationen zu makroökonomischen Faktoren abzubilden, die sich auf die Fähigkeit der Kunden auswirken, die Forderungen begleichen zu können.

Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen bestehen im Wesentlichen aus dem Projektierungsgeschäft und aus den Servicegesellschaften. Die Forderungen aus dem Projektierungsgeschäft weisen unwesentliche Verlustquoten auf, da ein Verkauf eines Windparks lediglich an Investoren mit einer gesicherten Eigenkapital- beziehungsweise Fremdkapitalausstattung über die gesamte Laufzeit des Parks erfolgt. Für die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen von Servicegesellschaften sind die Verlustquoten sehr gering.

Ist nach angemessener Einschätzung keine Realisierbarkeit mehr gegeben, werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ausgebucht. Als Indikatoren für diese Einschätzung zählen unter anderem das Versäumnis eines Schuldners, sich zu einem Rückzahlungsplan gegenüber dem Konzern zu verpflichten und/odervertragliche Zahlungen zu leisten.

Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden, gelten als "mit geringem Ausfallrisiko behaftet"; daher wurde die in der Periode erfasste Wertberichtigung auf die erwarteten 12-Monats-Kreditverluste begrenzt. Instrumente gelten als "mit geringem Ausfallrisiko behaftet", wenn das Risiko der Nichterfüllung gering ist und der Emittent jederzeit in der Lage ist, seine vertraglichen Zahlungsverpflichtungen kurzfristig zu erfüllen.

PNE berücksichtigt bei sonstigen finanziellen Vermögenswerten die Ausfallwahrscheinlichkeit zum Zeitpunkt des erstmaligen Ansatzes von Vermögenswerten und stets das Vorliegen einer signifikanten Erhöhung des Ausfallrisikos. Um zu beurteilen, ob sich das Ausfallrisiko signifikant erhöht hat, wird das Ausfallrisiko für den Vermögenswert am Abschlussstichtag mit selbigem zum Zeitpunkt des erstmaligen Ansatzes verglichen. Bei diesem Vergleich werden angemessene und belastbare zukunftsorientierte Informationen berücksichtigt. Insbesondere werden interne (und ggf. externe) Bonitätsbewertungen, tatsächliche oder erwartete signifikante Änderungen der Ertragslage des Kreditnehmers sowie signifikante Erhöhungen des Ausfallrisikos bei anderen Finanzinstrumenten desselben Kreditnehmers als Indikatoren herangezogen. Das Kreditrisiko ist annahmegemäß signifikant gestiegen, wenn eine Überfälligkeit von 30 Tagen vorliegen. Objektive Hinweise darauf, dass ein finanzieller Vermögenswert in seiner Bonität beeinträchtigt ist, umfassen eine Überfälligkeit ab 90 Tagen sowie weitere Informationen über wesentliche finanzielle Schwierigkeiten des Schuldners. Die Annahmen zur Ausbuchung dieser Vermögenswerte decken sich zu denen zur Ausbuchung der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen.

Finanzielle Vermögenswerte werden ausgebucht, wenn die vertraglichen Rechte auf Zahlungen aus den finanziellen Vermögenswerten nicht mehr bestehen oder die finanziellen Vermögenswerte mit allen wesentlichen Risiken und Chancen übertragen wurden.

Zinserträge werden periodengerecht unter Berücksichtigung der Effektivzinsmethode abgegrenzt.

Die finanziellen Verbindlichkeiten setzen sich aus Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, sonstigen Finanzverbindlichkeiten sowie Derivaten mit negativen beizulegenden Zeitwerten zusammen.

Die finanziellen Verbindlichkeiten werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet, soweit sie nicht zum beizulegenden Zeitwert angesetzt werden, wie beispielsweise Derivate mit negativem beizulegenden Zeitwert oder Verbindlichkeiten für bedingte Gegenleistungen im Rahmen von Unternehmenserwerben.

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgebucht, wenn die vertraglichen Verpflichtungen beglichen, aufgehoben oderausgelaufen sind.

Zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente können nach der Bedeutung der in ihre Bewertungen einfließenden Faktoren und Informationen klassifiziert und in (Bewertungs-) Stufen eingeordnet werden. Die Einordnung eines Finanzinstruments in eine Stufe erfolgt nach der Bedeutung seiner Inputfaktoren für die Gesamtbewertung, und zwar nach der niedrigsten Stufe, deren Input für die Bewertung als Ganzes erheblich ist. Die Bewertungsstufen untergliedern sich hierarchisch nach ihren Inputfaktoren:

Stufe 1 - die auf aktiven Märkten für identische Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten notierten (unverändert übernommenen) Preise

Stufe 2 - Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um die auf Stufe 1 berücksichtigten notierten Preise handelt, die sich aber für den Vermögenswert oder die Verbindlichkeit entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. in Abteilung von Preisen) beobachten lassen

Stufe 3 - nicht auf beobachtbaren Marktdaten basierende Faktoren für die Bewertung des Vermögenswerts oder der Verbindlichkeit (nicht beobachtbare Inputfaktoren)

Der Konzern erfasst Umgruppierungen zwischen verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie zum Ende der Berichtsperiode, in der die Änderungen eingetreten sind.

Im Einzelnen verweisen wir auf die Erläuterungen zu den jeweiligen Bilanzpositionen.

9. Derivate in Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting)

PNE setzt Zins-Swaps zur Absicherung von zukünftigen Zahlungsströmen variabel verzinslich er Darlehen (sogenannte Grundgeschäfte) ein. Die Darlehen stehen im Zusammenhang mit der Finanzierung der Windparks und beziehen sich auf solche Kontrakte, die nach dem Ende der Zinsbindungsfrist variabel verzinst werden. Dies betrifft den Zeitraum 2026 bis 2048.

Diese Geschäfte wurden zum 1. Oktober 2023 erstmalig als Sicherungsinstrumente im Rahmen des Hedge Accountings designiert. Voraussetzung für die Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen ist, dass ein eindeutiger Zusammenhang zwischen Grundgeschäft und Sicherungsinstrument dokumentiert und die Effektivität nachgewiesen wird. Bei der Sicherung von zukünftigen Zahlungsströmen (Cashflow Hedges) erfolgt die Bewertung des Sicherungsinstruments zum Fair Value. Wertveränderungen des effektiven Teils des Cashflow Hedges werden erfolgsneutral im Sonstigen Ergebnis (OCI) und der nicht effektive Teil sofort erfolgswirksam angesetzt.

Ineffektivitäten entstehen überwiegend daher, dass die Zins-Swaps erstmalig zum 1. Oktober 2023 als Sicherungsinstrumente im Rahmen von Hedge Accounting gemäß IFRS 9 designiert wurden, während der Vertragsabschluss der Geschäfte bereits in den Vorjahren erfolgte. Dementsprechend wurden die Marktwertveränderungen der Zins-Swaps vor dem 1. Oktober2023 erfolgswirksam erfasst.

Im Einzelnen verweisen wir auf die Erläuterungen unter Gliederungspunkt V.9. Angaben zum Hedge Accounting.

10. Rückstellungen

Rückstellungen werden für sämtliche externen Verpflichtungen gebildet, soweit die Inanspruchnahme eher wahrscheinlich ist und die Höhe der Rückstellung zuverlässig geschätzt werden kann. Daneben werden Drohverlustrückstellungen für sogenannte Onerous contracts entsprechend den Vorschriften von IAS37 gebildet.

Bei der Bewertung der Rückstellung wird der wahrscheinlichste Wert, bei einer Bandbreite unterschiedlicher Werte deren Erwartungswert angesetzt. Die Ermittlung und Bewertung erfolgen, sofern möglich, anhand vertraglicher Vereinbarungen; ansonsten basieren die Berechnungen auf Erfahrungen aus der Vergangenheit und Schätzungen des Vorstands.

Langfristige Rückstellungen werden mit dem Barwert angesetzt, die Abzinsung erfolgt mit Marktzinssätzen, die dem Risiko und dem Zeitraum bis zur Erfüllung entsprechen.

Der Konzern verfügt neben gesetzlichen Pensionsverpflichtungen in sehr geringem Umfang über betriebliche Pensionspläne in Form von beitragsorientierten Zusagen. Unter den gesetzlichen Pensionsverpflichtungen sind die Beiträge zur Deutschen Rentenversicherung (DRV) zu verstehen. Zahlungen für beitragsorientierte Zusagen werden bei Fälligkeit als Aufwand erfasst. Die während der Berichtsperiode gezahlten Beiträge zu diesen beitragsorientierten Plänen beliefen sich auf 2,8 Mio. Euro (Vorjahr: 2,5 Mio. Euro). Weitere Verpflichtungen bestehen darüber hinaus nicht.

Rückstellungen für erwartete Belastungen aus Rückbauverpflichtungen stellen Bestandteile der Anschaffungs- oder Herstellungskosten dazugehöriger Vermögenswerte dar. Die Bildung der Rückstellung ist insofern bei der Erstbewertung erfolgsneu trat vorzunehmen. Die geschätzten Kosten für den Abbruch, das Abräumen und die Wiederherstellung des Standorts werden bei der Erstbewertung erfolgsneutral berücksichtigt. Bei der Folgebewertung werden der erwartete Zeitpunkt des Rückbaus sowie die erwarteten Rückbaukosten regelmäßig anhand aktueller Erkenntnisse überprüft.

11. Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten sind grundsätzlich mit ihren fortgeführten Anschaffungskosten angesetzt. Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing werden zu Beginn des Leasingverhältnisses mit dem Barwert der künftigen Leasingraten während der unkündbaren Grundmietzeit bilanziert. Vertragsverbindlichkeiten aus langfristiger Auftragsfertigung ("Contract Liabilities") werden unter dem Posten Sonstige Verbindlichkeiten ausgewiesen.

Verbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden grundsätzlich zu marktgerechten Konditionen verzinst.

Eventualverbindlichkeiten sind nicht in der Bilanz ausgewiesen. Eventualverbindlichkeiten umfassen im Wesentlichen Bürgschaften; eine Aufstellung der am Bilanzstichtag bestehenden Eventualverbindlichkeiten erfolgt unter Gliederungspunkt X.2.

12. Abgegrenzte Zuwendungen der öffentlichen Hand

Zuwendungen der öffentlichen Hand werden im Zeitpunkt des Zuflusses mit dem Nominalbetrag erfolgsneutral in einem separaten Posten erfasst und entsprechend den Abschreibungen der geförderten Vermögenswerte erfolgswirksam aufgelöst.

13. Gewinn- und Verlustrechnung

Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

14. Umsatzerlöse

PNE realisiert Umsatzerlöse, wenn die Verfügungsgewalt über abgrenzbare Güter oder Dienstleistungen auf den Kunden übergeht, das heißt, wenn dieser die Fähigkeit besitzt, die Nutzung der übertragenen Güter oder Dienstleistungen zu bestimmen, und im Wesentlichen den verbleibenden Nutzen hieraus zieht. Dabei ist Voraussetzung, dass ein Vertrag mit durchsetzbaren Rechten und Pflichten besteht und der Erhalt der Gegenleistung wahrscheinlich ist. Die Umsatzerlöse entsprechen dem Transaktionspreis, zu dem PNE voraussichtlich berechtigt ist.

Variable Gegenleistungen sind im Transaktionspreis enthalten, wenn es hochwahrscheinlich ist, dass es nicht zu einer signifikanten Rücknahme der Umsatzerlöse kommt, sobald die Unsicherheit in Verbindung mit der variablen Gegenleistung nicht mehr besteht. Der Betrag der variablen Gegenleistung wird entweder nach der Erwartungswertmethode oder mit dem wahrscheinlichsten Betrag ermittelt, abhängig davon, welcher Wert die variable Gegenleistung am zutreffendsten abschätzt.

Wenn der Zeitraum zwischen der Übertragung von Gütern oder Dienstleistungen und dem Zahlungszeitpunkt zwölf Monate übersteigt und ein signifikanter Nutzen aus der Finanzierung für den Kunden oder PNE resultiert, wird die Gegenleistung um den Zeitwert des Geldes angepasst.

Enthalten Verträge mehrere Leistungsverpflichtungen, werden diese jeweils zu ihrem Einzelveräußerungspreis verkauft. Für jede Leistungsverpflichtung werden Umsatzerlöse entweder zu einem bestimmten Zeitpunkt oder über einen bestimmten Zeitraum realisiert. Bei Vertragsabschluss wird bestimmt, ob die Umsatzrealisierung zu einem bestimmten Zeitpunkt oder über einen bestimmten Zeitraum zu erfolgen hat.

Umsatzerlöse aus der Projektierung von Windenergie- und Photovoltaikanlagen (Segment Projektentwicklung)

PNE projektiert und errichtet Windenergieanlagen an Land und auf See sowie Photovoltaikanlagen an Land. Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften werden bei Kontrollverlust im Entkonsolidierungszeitpunkt nach IFRS 1 0 bestimmt.

Im Zeitpunkt des Beherrschungsverlusts werden die Vermögenswerte und Schulden der Projektgesellschaft mit den zu diesem Zeitpunkt bilanzierten Buchwerten ausgebucht und die vertraglich vereinbarten Gegenleistungen zu den beizulegenden Zeitwerten angesetzt. Bei der Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts der vereinbarten Gegenleistungen werden neben dem fixen Kaufpreis für die Anteile an der Projektgesellschaft auch vertraglich enthaltene bedingte Gegenleistungen wie zum Beispiel zukünftig anfallende Meilensteinzahlungen, sogenannte Earn-out-Ansprüche, zum beizulegenden Zeitwert berücksichtigt. Earn-out-Ansprüche werden separat in der Zeile Bewertungsanpassungen Earn-out-Ansprüche aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 1 0 (vormals sonstige Erlösquellen) ausgewiesen.

Falls nach Verkauf der Projektgesellschaften noch Verträge mit Kunden bestehen (z. B. Generalunternehmervertrag), werden die Umsatzerlöse aus der Errichtung von Windenergie- und Photovoltaikanlagen zeitraumbezogen realisiert, wenn eines der Kriterien des IFRS 15.35 erfüllt wird. In diesen Fällen werden Umsatzerlöse über einen bestimmten Zeitraum nach der Percentage-of-Completion-Methode (Methode der Gewinnrealisierung nach dem Fertigstellungsgrad) realisiert. Bei der Cost-to-Cost-Methode werden für die Bestimmung des Fertigstellungsgrads die entstandenen Kosten zu den geplanten Kosten ins Verhältnis gesetzt und die Umsatzerlöse entsprechend dem Fertigstellungsgrad anteilig realisiert, um so den Projektfortschritt bestmöglich zu erfassen. Von Subunternehmern erbrachte Leistungen werden bei der Bestimmung des Fertigstellungsgrads berücksichtigt. Insgesamt wird der Fertigstellungsgrad projektindividuell anhand der erbrachten Leistungen ermittelt. Im Rahmen der Anwendung der Percentage-of-Completion-Methode ist die Einschätzung des Fertigstellungsgrads sowie der gesamten Auftragskosten von besonderer Bedeutung; zudem kann sie Schätzungen hinsichtlich des Liefer- und Leistungsumfangs beinhalten, der zur Erfüllung der vertraglichen Verpflichtungen erforderlich ist, demnach können Schätzungsänderungen die Umsatzerlöse erhöhen oder mindern. Die verwendete Methode spiegelt angemessen das Muster der Leistungsübertragung wider.

Wenn keines der Kriterien in IFRS 15.35 erfüllt ist, werden die Umsatzerlöse aus der Errichtung von Wind - und Photovoltaikanlagen zu dem Zeitpunkt realisiert, an dem die Verfügungsmacht über die Wind- beziehungsweise Photovoltaikanlagen an den Kunden übergeht. Die Erlöse aus diesen Verkäufen werden in Höhe des im Vertrag festgelegten Preises erfasst.

Die Zahlung des Transaktionspreises ist sofort fällig, wenn der Kunde die Wind- beziehungsweise Photovoltaikanlagen erwirbt und diese bei Übergabe abnimmt.

Umsatzerlöse bei Dienstleistungen und aus Umspannwerkentgelten (Segment Services)

PNE erbringt Dienstleistungen in Form von Management- und Serviceleistungen für Windenergieanlagen. Umsatzerlöse aus der Erbringung von Dienstleistungen werden linear über einen bestimmten Zeitraum realisiert, da die Kunden die Dienstleistung nutzen, während sie erbracht wird. Erhaltene Vorauszahlungen (von max. einem Jahr) werden unter den Verbindlichkeiten im Posten abgegrenzte Umsatzerlöse ausgewiesen und linear aufgelöst. Beinhaltet ein Vertrag einen festen Stundensatz, werden die Erlöse in der Höhe erfasst, in der PNE einen Anspruch auf Rechnungsstellung hat. Umsätze aus Umspannwerken resultieren aus Umsätzen aus Umspannwerkanschlussentgelten sowie Umspannwerknutzungsentgelten.

Umspannwerkanschlussentgelte werden für einen Zeitraum von circa 20 bis 25 Jahren vom Kunden im Voraus bezahlt, und unter Berücksichtigung einer Finanzierungskomponente werden die Umsätze über die Vertragslaufzeit linear realisiert. Umsatzerlöse aus Umspannwerknutzungsentgelten werden in Höhe der vertraglich vereinbarten Beträge monatlich abgerechnet und erzielt.

Die Rechnungsstellung und Zahlung für Umspannwerkanschlussentgelte erfolgt zum Großteil im Voraus für die gesamte Vertragslaufzeit. Der Ausweis dieser Vorauszahlungen erfolgt unter den Verbindlichkeiten als abgegrenzte Umsatzerlöse. Daher erfolgt die Umsatzrealisierung unter Berücksichtigung dieser Komponente, um den wirtschaftlichen Gehalt des Vertrags angemessen darzustellen.

Für die Umspannwerknutzungsentgelte und die übrigen Dienstleistungen werden die Rechnungen gemäß den vertraglichen Bedingungen ausgestellt, dabei sehen die Zahlungsbedingungen üblicherweise marktübliche Standardzahlungsbedingungen innerhalb von 30 Tagen nach Rechnungsstellung vor.

Umsatzerlöse aus Stromerzeugung (Segment Stromerzeugung)

Der Konzern produziert Strom aus dem laufenden Betrieb von Windparks sowie eines Holzheizkraftwerks, speist diesen in Stromnetze ein und erhält dafür Umsatzerlöse.

Die Realisierung der Umsätze aus der Lieferung von Strom erfolgt zeitraumbezogen. Die Messung des Leistungsfortschritts erfolgt anhand der gelieferten Energieeinheiten. Die Umsatzrealisierung bemisst sich in der Regel auf Basis von Marktpreisen. Da der in Rechnung gestellte Betrag der Leistungserbringung entspricht, wendet PNE die Vereinfachungsregel an, die Umsätze in Höhe der in Rechnung gestellten Beträge zu erfassen. Die verwendete Methode spiegelt angemessen das Muster der Leistungsübertragung wider.

Die Rechnungsstellung an Kunden erfolgt gemäß den vertraglichen Bedingungen und sieht dabei üblicherweise marktübliche Standardzahlungsbedingungen innerhalb von 30 Tagen nach Rechnungsstellung vor.

15. Fremdwährungsumrechnung

Die in den Abschlüssen der einzelnen Gesellschaften des Konzerns erfassten Posten werden auf der Grundlage der jeweiligen funktionalen Währung bewertet. Der Konzernabschluss wird in Euro erstellt, der Berichtswährung und funktionale Währung der Muttergesellschaft ist.

Transaktionen in Fremdwährung werden zum aktuellen Kurs am Tag der Transaktion in die jeweils funktionale Währung umgerechnet. Monetäre Vermögenswerte und Schulden in Fremdwährung werden mit dem Kurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Umrechnungsdifferenzen werden ergebniswirksam berücksichtigt und in der Gewinn - und Verlustrechnung unter "Sonstige betriebliche Erträge" oder "Sonstige betriebliche Aufwendungen" erfasst. Nichtmonetäre Vermögenswerte und Schulden, die zu historischen Anschaffungs- oder Herstellungskosten in einer Fremdwährung bewertet wurden, werden mit dem Kurs am Tag des Geschäftsvorfalls umgerechnet.

Umrechnungsdifferenzen aus zu erhaltenden beziehungsweise zu zahlenden monetären Posten von beziehungsweise an einen ausländischen Geschäftsbetrieb, deren Erfüllung weder geplant noch wahrscheinlich ist, die Teil einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb sind und die in der Rücklage aus Währungsumrechnungsdifferenzen erfasst werden, werden bei Abgang der Nettoinvestition erfolgswirksam erfasst. Die Umrechnung des Eigenkapitals erfolgt zu historischen Kursen.

Zur Aufstellung eines Konzernabschlusses sind die Vermögenswerte und Schulden der ausländischen Geschäftsbetriebe des Konzerns in Euro umzurechnen, wobei die am Bilanzstichtag gültigen Wechselkurse herangezogen werden. Erträge und Aufwendungen werden zum Durchschnittskurs der Periode umgerechnet. Die entstandenen Umrechnungsdifferenzen werden als Bestandteil des Eigenkapitals in die Rücklage aus der Währungsumrechnung eingestellt. Bei Veräußerung eines ausländischen Geschäftsbetriebs werden diese Beträge erfolgswirksam erfasst. Die Umrechnung des Eigenkapitals erfolgt zu historischen Kursen.

Ein aus dem Erwerb eines ausländischen Geschäftsbetriebs entstehender Geschäfts- oder Firmenwert sowie Anpassungen an die beizulegenden Zeitwerte werden als Vermögenswerte oder Schulden des ausländischen Geschäftsbetriebs behandelt und zum Stichtagskurs umgerechnet.

16. Hyperinflation

Die Türkei gilt seit dem 30. Juni 2022 als Hochinflationsland gemäß IAS 29. PNE wendet daher im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2024 für die einbezogenen Abschlüsse türkisch er Tochterunternehmen IAS 29 an. Aus der IAS- 29-Anwendung ergab sich im Geschäftsjahr 2024 ein in den sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesener Gewinn aus der Nettoposition der monetären Posten in Höhe von 3,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,7 Mio. Euro). Dabei wurde der Verbraucherpreisindex des Statistikinstituts der Türkei zur Adjustierung der Kaufkrafteffekte verwendet. Dieser erhöhte sich von 1.859 Basispunkten (Vorjahr: 1.128 Basispunkte) am 1. Januar auf 2.684 Basispunkte (Vorjahr: 1.859 Basispunkte) am 31. Dezember2024.

V. BILANZ

Hinsichtlich der Zusammensetzung und Entwicklung der einzelnen Werte des Anlagevermögens wird auf den Konzernanlagespiegelverwiesen. Hinsichtlich der Verfügungsbeschränkungen von Vermögenswerten des Anlagevermögens wird auf Punkt V.2. Sachanlagevermögen verwiesen.

1. Immaterielle Vermögenswerte

Die immateriellen Vermögenswerte betreffen mit 64,4 Mio. Euro (Vorjahr: 64,4 Mio. Euro) Geschäfts- oder Firmenwerte aus der Erstkonsolidierung der in den Konzernabschluss einbezogenen Tochtergesellschaften.

Wertminderung der Geschäfts- oder Firmenwerte

Die im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen erworbenen Geschäfts- oder Firmenwerte werden zur Überprüfung der Werthaltigkeit den entsprechenden zahlungsmittelgenerierenden Einheiten zugeordnet.

Der künftig erzielbare Betrag wurde als beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten (Fair Value less cost to sell) definiert.

Zur Überprüfung der Werthaltigkeit des Geschäfts- oder Firmenwerts der zahlungsmittelgenerierenden Einheit Projektentwicklung wurden die zukünftigen Cashflows aus detaillierten Planungen für die nächsten drei Jahre abgeleitet (Hierarchiestufe 3). Für den Zeitraum danach wurde kein Wachstumsabschlag berücksichtigt. Der für die Diskontierung der prognostizierten Cashflows verwendete durchschnittlich gewichtete Kapitalkostensatz vor Steuern beträgt für die Detailplanungsphase und für den anschließenden Zeitraum 11,39 % (Vorjahr: 10,25 %).

Zur Überprüfung der Werthaltigkeit des Geschäfts- oder Firmenwerts der zahlungsmittelgenerierenden Einheit Services wurden die zukünftigen Cashflows aus detaillierten Planungen für die nächsten drei Jahre abgeleitet (Hierarchiestufe 3). Für den Zeitraum danach wurde ein Wachstumsabschlag von 1 % berücksichtigt. Der für die Diskontierung der prognostizierten Cashflows verwendete durchschnittlich gewichtete Kapitalkostensatz vor Steuern beträgt für die Detailplanungsphase und für den anschließenden Zeitraum 11,49 % (Vorjahr: 10,09 %).

Wesentliche Grundannahmen für die Berechnung der beizu legenden Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten der Geschäftseinheiten zum 31. Dezember 2024 und zum 31. Dezember 2023:

Projektentwicklung

Geplante Bruttogewinnmargen - Die Bruttogewinnmargen werden anhand der durchschnittlichen Bruttogewinnspannen, die in vorhergehenden Geschäftsjahren erzielt wurden, ermittelt und unter Berücksichtigung der erwarteten moderaten Effizienzsteigerung erhöht.

Zur Ermittlung des zukünftigen Cashflows werden von den so ermittelten Bruttogewinnen die zu erwartenden weitgehend stabilen operativen Kosten abgezogen. Finanzierungskosten und Steuern bleiben unberücksichtigt. Der danach verbleibende Betrag stellt die Ausgangsbasis der Diskontierung dar.

Durchschnittlich gewichteter Kapitalkostensatz - Die Ermittlung der Eigenkapitalkosten erfolgte durch Anwendung des Capital Asset Pricing Models (CAPM). Die Kosten des Fremdkapitals vor Steuern wurden mit einem Zinssatz von 4,11 % (Vorjahr: 4,60 %) angesetzt.

Services

Sollten sich die angenommenen Bruttogewinnmargen der beiden CGUs verändern, würde dies direkt die Höhe der zukünftigen Cashflows beeinflussen. Eine geringere Bruttogewinnmarge als angenommen könnte zu einer signifikanten Reduktion des beizulegenden Zeitwerts führen.

Darüber hinaus würde eine Änderung der operativen Kosten ebenfalls eine Anpassung des zukünftigen Cashflows nach sich ziehen. Höhere operative Kosten als erwartet würden geschätzten Cashflow reduzieren, was ebenfalls den beizulegenden Zeitwert beeinträchtigen könnte.

Sollte sich der durchschnittlich gewichtete Kapitalkostensatz, beispielsweise durch Änderungen der Eigen- oder Fremdkapitalkosten, erhöhen, würde sich dies auf den Diskontierungsbetrag auswirken und zu einer Reduktion des beizulegenden Zeitwerts führen. Eine Sensitivitätsanalyse für realistische Szenarien dieser Parameteränderungen wird regelmäßig durchgeführt, um potenzielle Auswirkungen frühzeitig zu identifizieren und entsprechend zu steuern.

Diese potenziellen Änderungen der Grundannahmen werden sorgfältig überwacht, um sicherzustellen, dass die Bewertung der Geschäftseinheiten weiterhin den tatsächlichen wirtschaftlichen Bedingungen entspricht.

Ergebnis der Wertminderungstests und Sensitivitäten

Die PNE AG ist für Zwecke der Berichterstattung in die Segmente Projektentwicklung, Services und Stromerzeugung aufgeteilt. Das Segment Projektentwicklung umfasst dabei die Entwicklung, Projektierung, Finanzierung und Realisierung von Windparks sowohl an Land (onshore) als auch auf See (offshore) sowie Photovoltaikprojekten. Im Segment Services sind die Dienstleistungen gebündelt. Hierzu zählen unteranderem technisches und kaufmännisches Betriebsmanagement, Baumanagement, Umspannwerksdienstleistungen, Windmessungen, Finanzierungs- und Stromvermarktungsdienstleistungen. Im Segment Stromerzeugung ist die PNE AG dagegen als Independent Power Producer (IPP) tätig und betreibt hierzu selektiv eigene Windparks sowie ein Holzheizkraftwerk.

Für die beiden CGUs Projektentwicklung und Services wurde kein Wertminderungsbedarf festgestellt. Für die CGU Projektentwicklung ist der Vorstand der Ansicht, dass keine vernünftige Veränderung der Grundannahmen, auf denen die Bestimmung des erzielbaren Betrags basiert, zu einem Wertminderungsbedarf führen würde.

Für die CGU Services ergibt sich bei der erwarteten Bruttogewinnmarge und den erwarteten operativen Kosten ein Headroom von 3,3 Mio. Euro. Eine Erhöhung des Kapitalisierungszinssatzes um 1,2 % würde dazu führen, dass der Nutzungswert dem Buchwert entspricht. Eine solche Änderung würde ein potenzielles Wertminderungsrisiko signalisieren.

Der Impairment-Test nach IAS 36 umfasst die Ermittlung des erzielbaren Betrags eines Vermögenswerts, gestützt auf Schätzungen zukünftiger Cashflows. Diese Schätzungen basieren auf den aktuellen, vom Management genehmigten Budgets und sollen die besten Erwartungen der zukünftigen ökonomischen Rahmenbedingungen widerspiegeln. Die Konzernplanung, die vom Vorstand erstellt wurde und den Zeitraum 2025 bis 2027 abdeckt, bildet die Bewertungsgrundlage. Diese Planung umfasst umfassende finanzielle Projektionen und integriert Markterwartungen.

Die Planung erfolgt segmentweise und berücksichtigt IFRS 16, wodurch Leasingaufwendungen umklassifiziert werden und das EBIT, welches sich im Wesentlichen aus der Bruttogewinnmarge und den operativen Kosten ergibt, ansteigen kann. Right-of-Use Assets erhöhen die Buchwerte der CGUs, und die entsprechenden Abschreibungen werden in den Cashflows bei der Ermittlung des erzielbaren Betrags berücksichtigt. Leasingverbindlichkeiten werden weder im Buchwert berücksichtigt noch werden die damit in Zusammenhang stehenden Zahlungsströme in die Ermittlung des erzielbaren Betrags einbezogen. Steigende Rohstoff preise und die damit verbundenen operativen Cashflows sind in der Unternehmensplanung berücksichtigt, ebenso wie die Abhängigkeit von gesicherten Lieferterminen, was zu Vorfinanzierungen im Einkauf und höherer Fremdfinanzierung führt.

Buchwerte der Geschäfts- oder Firmenwerte, die den jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten zugeordnet wurden

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in Mio. Euro	Projektentwicklung 2024	Stromerzeugung 2024	Services 2024	Summe 2024
Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts	54,0	0,0	10,4	64,4

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in Mio. Euro	Projektentwicklung 2023	Stromerzeugung 2023	Services 2023	Summe 2023
Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts	54,0	0,0	10,4	64,4

2. Sachanlagen

Die Gesellschaft hat in den Geschäftsjahren seit 2017 Windparks in Eigenbesitz/Portfolioprojekte gebaut und in Betrieb genommen. Diese Projekte wurden unabhängig von ihrer aktuellen oder künftigen Gesellschafterstruktur selbst betrieben und zur Stromerzeugung genutzt, daher erfolgte der Ausweis dieser Windparks ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme im Konzern gemäß IAS 1 6 als Anlagevermögen. Bis zur Entscheidung zur externen Veräußerung oder zum eigenen Betrieb erfolgte der Ausweis gemäß IAS 2 im Vorratsvermögen. Die Umgliederung aus dem Konzernvorratsvermögen in das Konzernanlagevermögen erfolgte dabei ohne Berührung der Gewinn- und Verlustrechnung und führte dementsprechend zu keiner Verringerung der Bestandsveränderung.

Die Finanzierungen der Windparkprojekte erfolgen teilweise durch öffentliche KfW-Darlehen. Diese Darlehen wurden im Rahmen des Erwerbs milder Effektivzinsmethode bewertet. Die Differenz zwischen beizulegendem Zeitwert und Nominalwert der Darlehen von aktuell 52,4 Mio. Euro (Vorjahr: 76,9 Mio. Euro) wird über die Laufzeit der Darlehen erfolgswirksam erfasst.

Verfügungsbeschränkungen bestehen wie im Vorjahr in Bezug auf das Verwaltungsgebäude inkl. Grundstück in Cuxhaven. Es besteht eine eingetragene Grundschuld in Höhevon4,2 Mio. Euro (Vorjahr: 4,2 Mio. Euro).

Im Zuge der Überprüfung der Nutzungsdauern wurden die Nutzungsdauern für Windparks von 20 auf 25 Jahre verlängert. Diese Änderung basiert auf der Analyse historischer Daten und Einschätzungen der Fachabteilungen, die auch vergleichbare Anlagen berücksichtigt. Die Anpassung der Nutzungsdauern von 20 auf 25 Jahre führt zu einer Erhöhung der Buchwerte von insgesamt 5,1 Mio. Euro.

3. Nutzungsrechte

Die PNE-Gruppe hat Leasingverhältnisse nach den Vorgaben des IFRS 1 6 bilanziert. Aufgrund der Erfassung der Nutzungsrechte wird in der Bilanz per 31. Dezember 2024 ein Wert von 98,2 Mio. Euro ausgewiesen (Vorjahr: 92,8 Mio. Euro). Zusätzlich werden per 31. Dezember 2024 weitere Nutzungsrechte in Höhe von 46,9 Mio. Euro (Vorjahr: 52,5. Euro), während der Umsetzungsphase bis zur Fertigstellung der Projekte, unter den Vorräten ausgewiesen.

4. Langfristige finanzielle Vermögenswerte

Die langfristigen finanziellen Vermögenswerte enthalten neben den Beteiligungen der Gesellschaft an nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen in Höhe von 1,8 Mio. Euro (Vorjahr: 2,4 Mio. Euro) diejenigen Anteile an verbundenen Unternehmen, die wegen ihrer geringen Bedeutung nicht im Rahmen der Vollkonsolidierung in den Konzernabschluss einbezogen werden, in Höhe von 1,1 Mio. Euro (Vorjahr: 0,5 Mio. Euro). Die Beteiligungen sollen auf langfristige Sicht nicht veräußert werden. Darüber hinaus sind in dem Posten Ausleihungen in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,2 Mio. Euro) enthalten. Des Weiteren werden in der Position "Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte" die anteiligen langfristigen positiven Marktwerte aus den im Konzern (Segment Stromerzeugung) getätigten Zins-Swap-Geschäften mit 8,9 Mio. Euro (Vorjahr: 10,4 Mio. Euro) ausgewiesen.

PNE hat im November 2023 mit einem Kunden einen Vertrag über die finanzielle Abwicklung erzeugter Strommengen aus erneuerbaren Energien zum Zwecke der Strompreisabsicherung abgeschlossen (EPPA).

Dieser Vertrag ist als derivatives Finanzinstrument zu klassifizieren. Die Laufzeit des Vertrags beträgt sieben Jahre, beginnend mit dem 1. Januar 2024. Der Marktwert zum Bilanzstichtag beträgt 3,0 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro), der in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro) als unrealisierter Gewinn in den "Sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen" erfasst wurde und in den sonstigen langfristigen finanziellen Vermögenswerten ausgewiesen wird.

Im Geschäftsjahr2024 wurden keine Wertminderungen (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) auf langfristige finanzielle Vermögenswerte vorgenommen.

Aus den assoziierten Unternehmen resultieren Aufwendungen aus der Verlustübernahme in Höhe von 0,8 Mio. Euro (Vorjahr: 0,3 Mio. Euro) und Erträge in Höhe von 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro).

Zur Kategorisierung und Bewertung der Finanzinstrumente Tz. IV.8.

Die zusammenfassenden Finanzinformationen entsprechen den Beträgen der in Übereinstimmung mit den IFRS aufgestellten Abschlüsse der Gemeinschaftsunternehmen (für Zwecke der Bilanzierung nach der Equity-Methode vom Konzern entsprechend angepasst).

Einzelheiten zur Wind park Altenbruch GmbH und der Bitbloom Ltd. als wesentliche nach der Equity-Methode bilanzierte Unternehmen des Konzerns sind den folgenden Tabellen zu entnehmen:

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Assoziierte Unternehmen	Hauptgeschäft	Sitz	Beteiligungs- und Stimmrechtsquote
			31.12.2024	31.12.2023
---	---	---	---	---
Windpark Altenbruch GmbH	Stromerzeugung aus Windenergie	Cuxhaven	50%	50%
Bitbloom Ltd.	IT-Dienstleistungen	Bristol, United Kingdom	51 %	51 %
Kurzeme Offshore SIA	Offshore-Projektentwicklung	Riga, Lettland	50%	50%

Überleitungsrechnung von den dargestellten zusammenfassenden Finanzinformationen zum Buchwert der nachfolgenden Beteiligungen im Konzernabschluss:

Windpark Altenbruch GmbH

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Nettoreinvermögen des Gemeinschaftsunternehmens	1,0	1,1
Beteiligungsquote des Konzerns	50%	50%
Geschäfts- oder Firmenwert	0,0	0,0
Erhaltene Dividende	-0,0	-0,1
Buchwert der Konzernbeteiligung	0,5	0,5

Windpark Altenbruch GmbH

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Kurzfristige Vermögenswerte	0,3	0,4
Langfristige Vermögenswerte	0,8	0,8
Kurzfristige Schulden	-0,1	-0,1
Langfristige Schulden	0,0	0,0

Windpark Altenbruch GmbH

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in Mio. Euro	2024	2023
Umsatzerlöse	0,0	0,0
Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen	-0,0	-0,0
Nachsteuerergebnis aus aufgegebenen Bereichen	0,0	0,0
Jahresergebnis	-0,0	-0,0
Sonstiges Ergebnis	0,0	0,0
Gesamtergebnis	-0,0	-0,0
Vom assoziierten Unternehmen erhaltene Dividende	0,0	0,1

Bitbloom Ltd.

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Kurzfristige Vermögenswerte	0,2	0,3
Langfristige Vermögenswerte	2,7	3,1
Kurzfristige Schulden	-1,7	-1,4
Langfristige Schulden	0,0	0,0

Bitbloom Ltd.

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in Mio. Euro	2024	2023
Umsatzerlöse	0,4	0,4
Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen	-0,9	-0,3
Nachsteuerergebnis aus aufgegebenen Bereichen	0,0	0,0
Auflösung der stillen Reserven	-0,2	-0,1
Jahresüberschuss	-0,9	-0,5
Sonstiges Ergebnis	0,0	0,0
Gesamtergebnis	-0,9	-0,5
Vom assoziierten Unternehmen erhaltene Dividende	0,0	0,0

Bitbloom Ltd.

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Nettoreinvermögen des Gemeinschaftsunternehmens	1,2	1,9
Beteiligungsquote des Konzerns	51 %	51 %
Geschäfts- oder Firmenwert	0,5	0,5
Abschreibung der stillen Reserven	-0,2	- 0,1
Erhaltene Dividende	0,0	0,0
Buchwert der Konzernbeteiligung	0,9	1,4

Kurzeme Offshore SIA

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Kurzfristige Vermögenswerte	0,7	0,5
Langfristige Vermögenswerte	0,0	0,0
Kurzfristige Schulden	-0,7	- 0,5
Langfristige Schulden	0,0	0,0

Kurzeme Offshore SIA

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in Mio. Euro	2024	2023
Umsatzerlöse	0,0	0,0
Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen	0,0	0,0
Nachsteuerergebnis aus aufgegebenen Bereichen	0,0	0,0
Jahresüberschuss	0,0	0,0
Sonstiges Ergebnis	0,0	0,0
Gesamtergebnis	0,0	0,0
Vom assoziierten Unternehmen erhaltene Dividende	0,0	0,0

Kurzeme Offshore SIA

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Nettoreinvermögen des Gemeinschaftsunternehmens	0,0	0,0
Beteiligungsquote des Konzerns	50 %	50 %
Geschäfts- oder Firmenwert	0,5	0,5
Buchwert der Konzernbeteiligung	0,5	0,5

Zusammengefasste Informationen für assoziierte Unternehmen, die einzeln unwesentlich sind:

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Summe der Buchwerte der Konzernanteile an diesen Unternehmen	-0,0	0,1

5. Vorräte

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	0,0	0,3
Unfertige Erzeugnisse und Leistungen	169,3	190,5
Fertige Erzeugnisse und Waren	2,7	0,0
Geleistete Anzahlungen	116,4	90,5
	288,3	281,3

Es werden per31. Dezember 2024 Nutzungsrechte in Höhe von 46,9 Mio. Euro (Vorjahr: 52,5 Mio. Euro) unter den Vorräten ausgewiesen. Es handelt sich hierbei um Nutzungsrechte im Zusammenhang mit in der Umsetzungsphase befindlichen Wind- oder Photovoltaikprojekten. Diese Nutzungsrechte werden bis zur Fertigstellung der Projekte unter den Vorräten ausgewiesen und anschließend aus dem Konzernvorratsvermögen in die Konzernnutzungsrechte umgegliedert. Auf die Nutzungsrechte wurden Wertminderungen in Höhe von 2,2 Mio. Euro (Vorjahr: 2,0 Mio. Euro) vorgenommen, die in Analogie zu denen der im Anlagevermögen befindlichen Nutzungsrechte in der Konzerngesamtergebnisrechnung unter den Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte des Anlagevermögens, Sachanlagen und Nutzungsrechte ausgewiesen werden.

Im Geschäftsjahr 2024 wurden darüber hinaus Wertminderungen der Vorräte auf den Nettoveräußerungswert in Höhe von 11,0 Mio. Euro (Vorjahr: 2,4 Mio. Euro) als Aufwand in den Bestandsveränderungen erfasst (Buchwert 31.12.2024: 23,3 Mio. Euro; im Vorjahr: 2,4 Mio. Euro). Die Wertminderungen entfalten in Höhe von 2,4 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) auf das Inland und in Höhe von 8,7 Mio. Euro (Vorjahr: 2,4 Mio. Euro) auf das Ausland. Die Wertminderungen wurden im Wesentlichen vorgenommen, da Sachverhalte wie beispielsweise verlängerte Genehmigungszeiträume, Rechtsmittel gegen Projektvorhaben oder veränderte Rahmenbedingungen bezogen auf das jeweilige Projekt dazu geführt haben, dass einige Projekte nicht mehr zu den bisher kalkulierten Bedingungen wirtschaftlich umsetzbar sind und die vorhandenen Vermögenswerte wertberichtigt werden mussten.

Insgesamt wurden angefallene Kosten für Vorräte in Höhe von 123,5 Mio. Euro (Vorjahr: 136,4 Mio. Euro) aufwandswirksam erfasst.

In den unfertigen Erzeugnissen und Leistungen sind Vermögenswerte in Höhe von 75,3 Mio. Euro (Vorjahr: 51,7 Mio. Euro) enthalten, die voraussichtlich nach mehr als zwölf Monaten realisiert beziehungsweise erfüllt werden.

Die unfertigen Leistungen gliedern sich im Wesentlichen wie folgt auf:

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―	Projekte an Land national: 103,0 Mio. Euro (Vorjahr: 148,3 Mio. Euro),
―	Projekte an Land international: 66,3 Mio. Euro (Vorjahr: 42,2 Mio. Euro).

Die unfertigen Leistungen veränderten sich im Rahmen der Umsetzung von Projekten von 1 90,5 Mio. Euro (31. Dezember 2023) auf 1 69,3 Mio. Euro.

6. Forderungen und sonstige Vermögenswerte

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und darauf gebildeten Wertminderungen betreffen ausschließlich Forderungen aus Verträgen mit Kunden.

Eine Risikovorsorge für nicht wertgeminderte Forderungen (Stufe 2) wurde aus Wesentlichkeitsgründen nicht gebildet, da die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen im Wesentlichen gegenüber durchfinanzierten Wind- oder Photovoltaikparkbetreibergesellschaften (bei Forderungen aus der Projektierung oder Generalunternehmerschaft) oder laufenden Wind - oder Photovoltaikparks (bei Forderungen aus Dienstleistungen) mit laufenden Einnahmen bestehen.

An den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen wurden Eigentumsvorbehalte in geschäftsüblichem Umfang vereinbart, darüber hinaus wurden keine weiteren Sicherheiten vereinbart.

Sonstige finanzielle Vermögenswerte

Die sonstigen finanziellen Vermögenswerte umfassen die kurzfristigen sonstigen Darlehensforderungen und Forderungen gegen verbundene Unternehmen, assoziierte und Gemeinschaftsunternehmen und solche, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, sowie positive Marktwerte aus Derivaten und Forderungen aus Barhinterlegungen.

Unter den kurzfristigen sonstigen Darlehensforderungen sind von der PNE AG und der PNE Erneuerbaren Energien GmbH an veräußerte Windparkprojektgesellschaften ausgegebene Darlehen ausgewiesen.

Unter den Forderungen gegen verbundene Unternehmen, assoziierte und Gemeinschaftsunternehmen und solche, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, sind kurzfristige sonstige finanzielle Forderungen, welche im Wesentlichen Darlehensforderungen umfassen, ausgewiesen.

Eine Risikovorsorge für nicht bonitätsbeeinträchtigte Darlehen (Stufen 1 und 2) wurde aus Wesentlichkeitsgründen nicht gebildet, da diese Darlehen gegenüber nicht konsolidierten durchfinanzierten Windparkbetreibergesellschaften beziehungsweise Windparks mit laufenden Einnahmen bestehen. Bereits bestehende Wertminderungen auf Darlehen (Stufe 3) resultieren aus Änderungen in der Vergangenheit in den gesetzlichen Rahmenbedingungen bestimmter Länder, in denen die darlehensnehmenden Gesellschaften operieren, infolgedessen sich niedrigere als erwartete Einnahmen ergeben haben. Alle Wertminderungen wurden in vergangenen Perioden gebildet und es bestehen derzeit keine Anzeichen, dass ähnliche regulatorische Veränderungen, welche einen Wertminderungsbedarf bestehender Darlehen zur Folge hätten, eintreten könnten.

Die positiven Marktwerte aus den im Konzern (Segment Stromerzeugung) getätigten Swap-Geschäften in Höhe von 0,6 Mio. Euro (Vorjahr: 0,7 Mio. Euro) werden in den übrigen Vermögenswerten ausgewiesen.

Es wurden keine Sicherheiten für die sonstigen finanziellen Vermögenswerte vereinbart.

Übrige Vermögenswerte

Neben den als finanzielle Vermögenswerte einzustufenden positiven Marktwerten der Derivate und den Forderungen aus Barhinterlegungen werden unter den übrigen Vermögenswerten im Wesentlichen Umsatzsteuerforderungen sowie aktive Rechnungsabgrenzungen ausgewiesen.

Weitere Angaben zu finanziellen Vermögenswerten gemäß IFRS 7

Die Kreditverluste der nach dem vereinfachten Wertminderungsmodell (Simplified Approach) bewerteten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie der nach dem generellen Wertminderungsmodell (General Approach) bewerteten sonstigen finanziellen Vermögenswerte entwickelten sich wie folgt:

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	General Approach
in Mio. Euro	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Simplified Approach	Gesamt
---	---	---	---	---	---
Stand 01.01.2023	-	-	3,2	0,8	4,0
Transfer nach Stufe 1	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 2	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 3	-	-	-	-	-
Finanzielle Vermögenswerte, die in der Berichtsperiode ausgebucht wurden	-	-	-	-	-
Wertberichtigungen	-	-	-	0,0	0,0
Auflösungen	-	-	-	-0,8	-0,8
Stand 31.12.2023/01.01.2024	-	-	3,2	0,0	3,2
Transfer nach Stufe 1	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 2	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 3	-	-	-	-	-
Finanzielle Vermögenswerte, die in der Berichtsperiode ausgebucht wurden	-	-	-	-	-
Neu ausgereichte oder erworbene finanzielle Vermögenswerte	-	-	-	-	-
Wertberichtigungen	-	-	-	0,0	0,0
Auflösungen	-	-	-	0,0	0,0
Wechselkursbedingte und sonstige Veränderungen	-	-	-	-	-
Stand 31.12.2024	-	-	3,2	0,0	3,2

Die folgende Tabelle stellt die Entwicklung der Bruttobuchwerte der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie der sonstigen finanziellen Vermögenswerte im Berichtsjahr dar.

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	General Approach
in Mio. Euro	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Simplified Approach	Gesamt
---	---	---	---	---	---
Stand 01.01.2023	10,0	-	3,2	38,9	52,1
Transfer nach Stufe 1	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 2	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 3	-	-	-	-	0
Neu ausgereichte oder erworbene und ausgebuchte finanzielle Vermögenswerte	4,8	-	-	-1,1	3,7
Wechselkursbedingte und sonstige Veränderungen	-	-	-	-	-
Stand 31.12.2023/01.01.2024	14,8	0,0	3,2	37,8	55,8
Transfer nach Stufe 1	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 2	-	-	-	-	-
Transfer nach Stufe 3
Neu ausgereichte oder erworbene und ausgebuchte finanzielle Vermögenswerte	8,1	-	-	45,7	53,8
Wechselkursbedingte und sonstige Veränderungen	-	-	-	-	-
Stand 31.12.2024	22,9	-	3,2	83,6	109,6

Die Bruttobuchwerte der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie der sonstigen finanziellen Vermögenswerte nach Ausfallrisiko-Ratingklassen stellen sich wie folgt dar:

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	General Approach
in Mio. Euro	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Simplified Approach
---	---	---	---	---
Ausfallrisiko-Ratingklasse 1	22,9	-	-	83,6
Ausfallrisiko-Ratingklasse 2
Ausfallrisiko-Ratingklasse 3	-	-	3,2	-
Gesamt	22,9	0,0	3,2	83,6

Finanzinstrumente mit der Ratingklasse 1 unterliegen keinem signifikanten Ausfallrisiko.

Finanzinstrumente mit der Ratingklasse 2 unterliegen einem erhöhten Ausfallrisikomanagement.

Finanzinstrumente mit der Ratingklasse 3 umfassen wertgeminderte Finanzinstrumente.

7. Eigenkapital

Gezeichnetes Kapital

Das Grundkapital der Gesellschaft zum 1. Januar 2024 betrug 76.603.334,00 Euro (Vorjahr: 76.603.334,00 Euro), eingeteilt in 76.603.334 (Vorjahr: 76.603.334) Namensstückaktien mit einem rechnerischen Anteil am Grundkapital von 1,00 Euro je Aktie.

Alle Aktien sind hinsichtlich Dividenden und Stimmrechten gleichberechtigte Stammaktien.

Im Berichtszeitraum hat sich das Grundkapital der Gesellschaft nicht verändert. Am Bilanzstichtag betrug das Grundkapital der Gesellschaft daher unverändert 76.603.334,00 Euro, eingeteilt in 76.603.334 Namensstückaktien mit einem rechnerischen Anteil am Grundkapital von 1,00 Euro je Aktie.

Genehmigtes Kapital

Bei der Gesellschaft besteht derzeit kein Genehmigtes Kapital. Früher durch Schaffung eines Genehmigten Kapitals erteilte Ermächtigungen sind ausgelaufen.

Bedingtes Kapital

Bei der Gesellschaft besteht derzeit kein Bedingtes Kapital. Früher durch Schaffung eines Bedingten Kapitals erteilte Ermächtigungen sind ausgelaufen.

Eigene Anteile

Im Berichtszeitraum haben weder der Vorstand noch der Aufsichtsrat von dieser durch die Hauptversammlung am 22. Mai 2019 erteilten Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien Gebrauch gemacht.

Kapitalrücklage

In der Kapitalrücklage sind das Agio der ausgegebenen Aktien sowie der Eigenkapitalanteil von Wandelschuldverschreibungen, aus denen Wandlungsrechte ausgeübt wurden, enthalten. Im Geschäftsjahr 2024 hat sich die Kapitalrücklage um 3,3 Mio. Euro erhöht. Diese Erhöhung geht auf die im zweiten Quartal2024 erfolgte Veräußerung der zuvor gehaltenen 266.803 eigenen Aktien zurück.

Fremdwährungsrücklage

In der Fremdwährungsrücklage sind Umrechnungsdifferenzen aus der Umrechnung der funktionalen Währung ausländischer Geschäftsbetriebe in die Berichtswährung des Konzerns enthalten.

Cashflow-Hedge-Rücklage

Die Cashflow-Hedge-Rücklage enthält die Ergebnisse aus der Bewertung der Sicherungsbeziehungen. Für weitere Informationen wird auf den Eigenkapitalspiegel und den Abschnitt 9. verwiesen.

Konzernbilanzergebnis

Im Konzernbilanzergebnis kumulieren sich die Gewinne und Verluste. Im Rahmen der Dividendenzahlung 2024 wurden aus dem im handelsrechtlichen Jahresabschluss der PNE AG ausgewiesenen Bilanzgewinn eine Dividende in Höhe von 3,1 Mio. Euro (0,04 Euro je Aktie) sowie eine Sonderdividende in Höhe von 3,1 Mio. Euro (0,04 Euro je Aktie) an die Aktionäre ausgeschüttet.

Vorstand und Aufsichtsrat schlagen vor, aus dem Bilanzgewinn der PNE AG in Höhe von 273.835.042,55 Euro eine Dividende in Höhe von 0,04 Euro sowie eine Sonderdividende in Höhe von 0,04 Euro für das Geschäftsjahr 2024 je dividendenberechtigte Stückaktie des Geschäftsjahres 2024 auszuschütten. Der verbleibende Bilanzgewinn soll auf neue Rechnung vorgetragen werden.

8. Nicht beherrschende Anteile

Aus der Kapitalkonsolidierung von Gesellschaften sowie den Ergebnissen aus dem Geschäftsjahr 2024 und vergangenen Geschäftsjahren resultieren kumuliert "Nicht beherrschende Anteile" in Höhe von -2,8 Mio. Euro (Vorjahr: -3,4 Mio. Euro).

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Name des Tochterunternehmens	Sitz	Beteiligungs- und Stimmrechtsquote der nicht beherrschenden Anteile		Auf nicht beherrschende Anteile entfallender Gewinn/Verlust
in Mio. Euro		31.12.2024	31.12.2023	2024	2023
---	---	---	---	---	---
ATS Energia s.r.l.	Italien	30,00 %	30,00 %	-0,0	- 0,0
VKS Vindkraft Sverige	Schweden	0,00 %	20,00 %	- 0,1	- 0,1
WKN Windcurrent S.A.	Südafrika	20,00 %	20,00 %	0,0	- 0,4
Coliaenergia ESPAÑA, S.L.	Spanien	49,00 %	49,00 %	0,5	0,1
PNE RO PV Holding, SRL	Rumänien	20,00 %	20,00 %	0,4	1,9
Sonstige				- 0,2	- 0,0
Gesamtsumme der nicht beherrschenden Anteile				0,7	1,4

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Name des Tochterunternehmens	Kumulierte nicht
	beherrschende Anteile
---	---	---
in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
---	---	---
ATS Energia s.r.l.	- 6,1	- 6,1
VKS Vindkraft Sverige	0,0	0,4
WKN Windcurrent S.A.	-3,0	-3,1
Coliaenergia ESPAÑA, S.L.	3,4	2,9
PNE RO PV Holding, SRL	2,9	2,5
Sonstige	0,0	0,0
Gesamtsumme der nicht beherrschenden Anteile	-2,8	-3,4

An den nicht 100-prozentigen Tochterunternehmen des Konzerns bestehen keine wesentlichen nicht beherrschenden Anteile.

9. Angaben zum Hedge Accounting

Angaben zu Sicherungsinstrumenten

Zins-Swaps werden abgeschlossen, um Risiken variabel verzinslicher Darlehen aus schwankenden Zinssätzen abzusichern, wobei die wesentlichen Ausgestaltungsmerkmale wie zum Beispiel Nominalbetrag, Restlaufzeit und sonstige Zinskonditionen denen des Grundgeschäfts entsprechen (Critical Terms Match). Die Zins-Swaps sind bis auf drei vollumfänglich in Cashflow Hedges einbezogen. Nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die Buchwerte, Ausweise und Nominalbeträge der Sicherungsinstrumente:

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in Mio. Euro	Buchwert 31.12.2024	Bilanzposten	Nominalbetrag 31.12.2024
Zins-Swaps - positive Marktwerte	9,5	Übrige Vermögenswerte	175,2
Zins-Swaps - negative Marktwerte	-6,7	Sonstige Finanzverbindlichkeiten	267,9
			443,1

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in Mio. Euro	Buchwert 31.12.2023	Bilanzposten	Nominalbetrag 31.12.2023
Zins-Swaps - positive Marktwerte	11,0	Übrige Vermögenswerte	184,1
Zins-Swaps - negative Marktwerte	8,0	Sonstige Finanzverbindlichkeiten	229,7
			413,8

Das Fälligkeitsprofil sowie die vereinbarten gewichteten durchschnittlichen Zinssätze sind der nachfolgenden Tabelle zu entnehmen:

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in Mio. Euro	bis zu 1 Jahr	1 bis 5 Jahre	mehr als 5 Jahre	Summe
Per 31.12.2024
Zins-Swaps Fälligkeitsprofil Nominalbeträge	3,9	28,9	410,3	443,1
durchschnittlicher Zinssatz (Prayer-Seite)	2,88 %	2,56 %	2,41 %
Per 31.12.2023
Zins-Swaps Fälligkeitsprofil Nominalbeträge	1,5	37,2	375,1	413,8
durchschnittlicher Zinssatz (Prayer-Seite)	2,20%	2,77 %	2,44 %

Die Buchwerte der Zins-Swaps im Hedge Accounting entsprechen den beizulegenden Zeitwerten und sind in den sonstigen langfristigen finanziellen Vermögenswerten mit 8,9 Mio. Euro beziehungsweise den kurzfristigen übrigen Vermögenswerten mit 0,7 Mio. Euro sowie in den langfristigen sonstigen Finanzverbindlichkeiten in Höhe von 6,3 Mio. Euro beziehungsweise den kurzfristigen sonstigen Finanzverbindlichkeiten in Höhe von 0,4 Mio. Euro erfasst. Marktwerte der Derivate wurden anhand der Marktdaten des Stichtags sowie geeigneter Bewertungsmethoden ermittelt. Die Änderung der beizu legenden Zeitwerte zur Ermittlung von Ineffektivitäten beträgt -12,9 Mio. Euro.

Gewinne oder Verluste aus Änderungen des beizulegenden Zeitwerts sind mit 2,6 Mio. Euro im Eigenkapital und mit 1,1 Mio. Euro in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Quellen der Ineffektivität liegen überwiegend in der Late Designation von zuvor abgeschlossenen Zins-Swaps sowie in der Berücksichtigung von Kreditwertanpassungen zur Abbildung des individuellen Ausfallrisikos und dem des Vertragspartners. Die im OGI erfassten latenten Steuern hierauf betragen 0,8 Mio. Euro.

Angaben zu Grundgeschäften

Die Zins-Swaps beziehen sich auf gegenwärtige und zukünftige variabel verzinsliche Darlehen. Zur Messung der Effektivität wurde die Dollar-Offset-Methode (hier: sogenannte Hypothetische-Derivate-Methode) verwendet. Hier werden die in Geldeinheiten ausgedrückten (kumulierten) Wertänderungen des Grundgeschäfts mit denen des Sicherungsgeschäfts verglichen. Fair-Value-Änderungen, auf deren Grundlage die Ineffektivität erfasst wird, betrugen 16,3 Mio. Euro (Vorjahr: -14,7 Mio. Euro).

Weitere Angaben zu Sicherungsbeziehungen

Die Cashflow-Hedge-Rücklage hat sich im Geschäftsjahr wie folgt entwickelt:

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in Mio. Euro	2024	2023
Stand 01.01.	-9,7	0,0
Sicherungsgewinne/-verluste	4,5	-13,9
Recycling	-1,9	0,0
Latente Steuern	-0,8	4,2
Stand 31.12.	-7,9	-9,7

10. Abgegrenzte Zuwendungen der öffentlichen Hand

Die Gesellschaft hat seit dem Jahr 2000 Investitionszuschüsse in Höhe von insgesamt 1,7 Mio. Euro für den Anbau eines Bürogebäudes, die Erweiterung des Geschäftsgebäudes und dessen Einrichtung erhalten.

Die Auflösung der Investitionszuschüsse orientiert sich an der Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte.

11. Steuerrückstellungen

Die Steuerrückstellungen enthalten laufende Steuern vom Einkommen und vom Ertrag, die für abgelaufene Geschäftsjahre sowie für das Geschäftsjahr 2024 gebildet wurden.

Es bestehen steuerliche Risiken aus der Außenprüfung bei der PNE Erneuerbare Energien GmbH (vormals: WKN GmbH) für die Jahre 2014 bis 2016 und 2017 bis 2020 sowie bei der PNE AG und der PNE Ausland GmbH für die Jahre 2017 bis 2020. Die vorgenannten Betriebsprüfungen sind noch nicht abgeschlossen.

12. Sonstige Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen haben sich wie folgt entwickelt:

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in Mio. Euro	01.01.2024	Verbrauch	Auflösung	Zuführung	31.12.2024
Übrige	6,4	1,7	0,0	2,4	7,0
	6,4	1,7	0,0	2,4	7,0

Bei den übrigen Rückstellungen handelt es sich im Wesentlichen um Rückbauverpflichtungen in Höhe von 6,1 Mio. Euro (im Vorjahr: 5,3 Mio. Euro), die auf die Windparks im Eigenbestand entfallen, und ansonsten um sonstige kurzfristige Rückstellungen.

13. Finanzverbindlichkeiten

Der Ausweis betrifft Unternehmensanleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, sonstige Finanzverbindlichkeiten, Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen sowie Derivate.

Anleihen

Bei der Gesellschaft bestand im Berichtszeitraum die Unternehmensanleihe 2022/2027. Diese hat sich wie folgt entwickelt:

Anleihe 2022/2027

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in Mio. Euro	2024	2023
Stand 01.01.	53,9	53,8
Ausgegeben	0,0	0,0
Aufzinsung	0,2	0,1
Zurückgezahlt	0,0	0,0
Stand 31.12.	54,1	53,9
Gesamt	54,1	53,9

Unternehmensanleihe 2022/2027

Zur Verbesserung ihrer Finanzierungsstrukturen und zur Finanzierung von Maßnahmen des externen und internen Wachstums sowie für allgemeine Geschäftszwecke hat die PNE AG im Juni 2022 eine Unternehmensanleihe im Volumen von 55 Mio. Euro begeben. Die Schuldverschreibungen aus der Unternehmensanteile 2022/2027 sind seit dem 23. Juni 2022 in den Freiverkehr (Open Market) der Frankfurter Wertpapierbörse einbezogen.

Die Schuldverschreibungen aus der Unternehmensanteile 2022/2027 werden mit Wirkung vom 23. Juni 2022 (einschließlich) bis zum23. Juni 2027 (ausschließlich) bezogen auf ihren Nennbetrag mit 5 % p. a. verzinst. Die Zinsen sind jährlich nachträglich jeweils am 23. Juni eines jeden Jahres zahlbar. Nach näherer Maßgabe der Anleihebedingungen kann sich der Zinssatz abhängig von der Eigenkapitalquote, die sich aus der Konzernbilanz der Gesellschaft ergibt, um 0,5 Prozentpunkte erhöhen.

Sofern nicht zuvor ganz oder teilweise zurückgezahlt oder angekauft und entwertet, ist die PNE AG verpflichtet, die Schuldverschreibungen am 23. Juni 2027 zum Nennbetrag zurückzuzahlen. Gemäß den Anleihebedingungen hat die PNE AG jedoch unter anderem das Recht, frühestens ab dem 23. Juni 2025 Schuldverschreibungen mit einem Gesamtnennbetrag von mindestens 5 Mio. Euro vorzeitig zurückzuzahlen, wobei in einem solchen Fall der Rückzahlungsbetrag höher als der Nennbetrag ist.

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten

Die Zinssätze für die festverzinslichen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten liegen zwischen 0,79 % und 5,88 %. Es handelt sich hierbei überwiegend um KfW-Finanzierungen, die größtenteils einer fixen Verzinsung unterliegen. Künftigen anzunehmenden variablen Zinssätzen, die nach Ende der Zinsbindungsdauer zur Anwendung kommen können, wurde durch den Abschluss von Zins-Swaps Rechnung getragen. Bei den variabel verzinslichen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten ist das Unternehmen einem Zinsänderungsrisiko ausgesetzt. Die Zinssätze hierfür lagen 2024 bei 4,47 % bis 21,7 % (Kontokorrentzinssatz). Die variablen Zinssätze werden in Abständen von weniger als einem Jahr angepasst. Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten haben Laufzeiten bis 2048.

Von den valutierten Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten per 31. Dezember 2024 sind 732,5 Mio. Euro (Vorjahr: 613,0 Mio. Euro) gesichert durch:

1. eingetragene Grundschuld in Höhe von 4,2 Mio. Euro sowie Abtretung der Mietansprüche bezüglich Objekt Peter-Henlein-Straße 2 - 4, Cuxhaven,

2. Sicherungsabtretungen aller Rechte aus Verträgen im Zusammenhang mit den im Eigenbetrieb und im Bau befindlichen Windparks sowie Abtretung aller Forderungen dieses Windparks beziehungsweise dieser Windparkgesellschaften,

3. Sicherungsabtretung durch Verpfändung der An teile der PNE Power Generation GmbH im Rahmen der anteiligen Eigenkapitalzwischenfinanzierung von Wind energieanlagen für ein Repowering,

4. Sicherungsabtretung durch einzelne Verpfändungen der Anteile der PNE WIND West Europe GmbH, der PNE Portfolio 2 GmbH und der WKN Wertewind Betriebsgesellschaft mbH im Rahmen der jeweiligen anteiligen Eigenkapitalzwischenfinanzierungen von Windparkportfolios.

Sicherungsgrund (Nr. zur Auflistung)

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in Mio. Euro	Valutierter Betrag 2024	Valutierter Betrag 2023
Windparks im Bau oder Eigenbetrieb (2)	695,3	563,7
Eigenkapitalzwischenfinanzierung von Windparkportfolios (3)	33,0	44,2
Sonstige Kreditlinien im Konzern	9,6	13,0
Grundschuld für Firmensitz in Cuxhaven (1)	3,1	3,3
Eigenkapitalzwischenfinanzierung von Windenergieanlagen zum Repowering (4)	1,1	1,6

Zum 31. Dezember2024 standen dem Konzern zudem

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―	Betriebsmittellinien in Höhe von 20,1 Mio. Euro (Vorjahr: 20,1 Mio. Euro), zur Verfügung, die per31. Dezember2024 mit 11,9 Mio. Euro in Anspruch genommen waren (Vorjahr: 1 0,8 Mio. Euro) sowie
―	Kreditlinien für Projektfremdkapitalfinanzierungen von 125,8 Mio. Euro (Vorjahr: 11 9,3 Mio. Euro) zur Verfügung.

Der Konzern verfügte zum 31. Dezember 2024 zudem über Linien für Gewährleistungs- und Vertragserfüllungsavale (ohne von Banken gewährte Avallinien in Zusammenhang mit laufenden Projektfinanzierungen) in Höhe von 35,0 Mio. Euro (Vorjahr: 38,2 Mio. Euro). Die Linien für Gewährleistungs- und Vertragserfüllungsavale waren per 31. Dezember 2024 mit 20,0 Mio. Euro (Vorjahr: 10,7 Mio. Euro) in Anspruch genommen.

Zum Bilanzstichtag lagen keine Verzugs- oder sonstigen Leistungsstörungen bei Zinsen oder Tilgung vor und es wird nicht von einer Inanspruchnahme der gegebenen Sicherheiten ausgegangen.

Sonstige Finanzverbindlichkeiten

Die sonstigen Finanzverbindlichkeiten enthalten in Höhe von 6,7 Mio. Euro (Vorjahr: 8,0 Mio. Euro) Derivate (Zins-Swaps).

Zum Bilanzstichtag lagen keine Verzugs- oder sonstigen Leistungsstörungen bei Zinsen oder Tilgung vor.

Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen

Die nachfolgenden Tabellen enthalten Angaben zu den Leasingverhältnissen nach IFRS 16.

Buchwerte in Zusammenhang mit Leasingverhältnissen

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in Mio. Euro	2024	2023
Erfasst in den Nutzungsrechten
Nutzungsrechte für Grundstücke, Bauten und ähnliche Vermögenswerte	95,9	90,7
Nutzungsrechte für technische Anlagen und Maschinen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	2,3	2,2
	98,2	92,8
Erfasst in den Vorräten
Nutzungsrechte für Grundstücke, Bauten und ähnliche Vermögenswerte, erfasst in den Vorräten	46,9	52,5
	46,9	52,5
Erfasst in den Finanzverbindlichkeiten
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	141,9	156,1
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	7,6	7,5
	149,5	163,6
Zuführungen zu den Nutzungsrechten
davon Nutzungsrechte für Grundstücke, Bauten und ähnliche Vermögenswerte	1,0	5,0
davon Nutzungsrechte für technische Anlagen und Maschinen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1,3	1,8
davon Nutzungsrechte für Grundstücke, Bauten und ähnliche Vermögenswerte, erfasst in den Vorräten	9,8	41,8
	12,1	48,6

Aufwendungen und Erträge in Zusammenhang mit Leasingverhältnissen

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in Mio. Euro	2024	2023
Planmäßige Abschreibungen auf Nutzungsrechte für Grundstücke, Bauten und ähnliche Vermögenswerte	6,0	5,7
Planmäßige Abschreibungen auf Nutzungsrechte für technische Anlagen und Maschinen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1,2	1,1
Planmäßige Abschreibungen auf Nutzungsrechte für Grundstücke, Bauten und ähnliche Vermögenswerte, erfasst in den Vorräten	2,4	2,0
Wertminderungen auf Nutzungsrechte	0,0	0,0
Zinsaufwendungen aus Leasingverbindlichkeiten	4,0	2,8
Aufwendungen	13,7	11,5
Erträge aus Unterleasing von Nutzungsrechten	0,1	0,3
Erträge	0,1	0,3
Die gesamten Auszahlungen für Leasing im Geschäftsjahr betrugen	12,7	10,6

Die Auszahlungen für Zinsaufwendungen aus Leasingverbindlichkeiten werden im Cashflow aus operativer Geschäftstätigkeit ausgewiesen. Die Tilgung von Leasingverbindlichkeiten wird im Cashflow aus Finanzierungstätigkeit ausgewiesen.

PNE mietet verschiedene Bürogebäude sowie Grundstücke zum Betrieb von Windenergie- und Photovoltaikanlagen sowie Fahrzeuge. Mietverträge werden in der Regel für feste Zeiträume von zwei bis 25 Jahren unter der Berücksichtigung von für den Betrieb von Windenergie- und Photovoltaikanlagen üblichen Verlängerungsoptionen abgeschlossen.

Auswirkungen aufgrund externer Einflüsse in Form von Mieterleichterungen hat es im Berichtszeitraum nicht gegeben.

Überleitung von Schulden aus Finanzierungstätigkeit

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			Nicht zahlungswirksame Veränderungen
in Mio. Euro	Eröffnungsbilanzwert per 01.01.2024	Cashflow (zahlungswirksame Veränderung)	Veräußerung von Unternehmen	Änderungen des Fair Values	Änderung aus Zinseffekt	Übrige
---	---	---	---	---	---	---
Anleihen	53,9	-	-	-	0,2	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	548,9	164,9	-48,7		24,5
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	9,1	-1,7	-	-	-	-
Leasingverbindlichkeiten	163,6	- 12,7	-	-	-	-1,5
Schulden aus Finanzierungstätigkeit	775,5	150,5	-48,7	0,0	24,7	-1,5

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in Mio. Euro	Schlussbilanzwert per 31.12.2024
Anleihen	54,1
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	689,6
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	7,4
Leasingverbindlichkeiten	149,5
Schulden aus Finanzierungstätigkeit	900,5

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			Nicht zahlungswirksame Veränderungen
in Mio. Euro	Eröffnungsbilanzwert per 01.01.2023	Cashflow (zahlungswirksame Veränderung)	Veräußerung von Unternehmen	Änderungen des Fair Values	Änderung aus Zinseffekt	Übrige
---	---	---	---	---	---	---
Anleihen	53,8	-	-	-	0,1	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	399,2	171,8	-	-	-22,1	-
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	2,8	6,2
Leasingverbindlichkeiten	117,0	-10,6	-	-	-	57,2
Schulden aus Finanzierungstätigkeit	572,8	167,4	0,0	0,0	-22,0	57,2

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in Mio. Euro	Schlussbilanzwert per 31.12.2023
Anleihen	53,9
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	548,9
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	9,1
Leasingverbindlichkeiten	163,6
Schulden aus Finanzierungstätigkeit	775,5

14. Sonstige Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, gegenüber verbundenen Unternehmen, gegenüber assoziierten und Gemeinschaftsunternehmen und solchen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, stellen ausschließlich finanzielle Verbindlichkeiten dar.

Abgegrenzte Umsatzerlöse

Der Posten in Höhe von 18,7 Mio. Euro (Vorjahr: 12,2 Mio. Euro) resultiert im Wesentlichen aus von Windparkbetreibergesellschaften geleisteten Vorauszahlungen für die Nutzung von Umspannwerken. Diese abgegrenzten Umsatzerlöse entsprechen Vertragsverbindlichkeiten gemäß IFRS 15 und werden über die Laufzeit der Nutzungsverträge (20 bis25Jahre) ertragswirksam aufgelöst.

Abgegrenzte Verbindlichkeiten

Neben erhaltenen Anzahlungen auf Bestellungen in Höhe von 24,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,4 Mio. Euro) umfasst der Posten auch finanzielle Verbindlichkeiten in Höhe von 6,5 Mio. Euro (Vorjahr: 4,8 Mio. Euro) sowie nichtfinanzielle Verbindlichkeiten in Höhe von 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,9 Mio. Euro) aus dem Personalbereich.

Übrige Verbindlichkeiten

Unter den übrigen Verbindlichkeiten sind im Wesentlichen Umsatzsteuerverbindlichkeiten in Höhe von rund 6,5 Mio. Euro (Vorjahr: rund 1,2 Mio. Euro), Zinsverbindlichkeiten in Höhe von 1,4 Mio. Euro(Vorjahr: 1,4 Mio. Euro), weitere sonstige finanzielle Verbindlichkeiten in Höhe von 1,8 Mio. Euro (Vorjahr: 1,2 Mio. Euro) sowie weitere nichtfinanzielle sonstige Verbindlichkeiten enthalten.

15. Finanzinstrumente und Grundsätze des Risikomanagements

Der Konzern unterliegt hinsichtlich seiner Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und geplanten Transaktionen neben Adressenausfallrisiken und Liquiditätsrisiken unteranderem Risiken aus der Veränderung von Wechselkursen und Zinssätzen. Ziel des finanziellen Risikomanagements ist es, diese Risiken durch die laufenden operativen und finanzorientierten Aktivitäten zu begrenzen.

Bezüglich der Marktpreisrisiken werden je nach Einschätzung des Risikos derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Derivative Finanzinstrumente werden ausschließlich für Sicherungszwecke eingesetzt, das heißt, für Handels- oder andere spekulative Zwecke kommen sie nicht zum Einsatz. Der Konzern wendet Hedge Accounting an.

Die Grundzüge der Finanzpolitik werden vom Vorstand festgelegt und vom Aufsichtsrat überwacht. Die Umsetzung der Finanzpolitik sowie das laufende Risikomanagement obliegen der Abteilung Finanzen und Controlling. Bestimmte Transaktionen bedürfen der vorherigen Genehmigung durch den Vorstand, der darüber hinaus regelmäßig über den Umfang und den Betrag des aktuellen Risiko-Exposures informiert wird. Die Grundsätze des Risikomanagements wurden im Vergleich zum Vorjahr nicht verändert.

Kategorien und Klassen von Finanzinstrumenten

Die nachfolgende Tabelle zeigt, unter Angabe der Kategorien, die Buchwerte und beizulegenden Zeitwerte sämtlicher Finanzinstrumente:

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in Mio. Euro	Kategorie gem. IFRS 9	Gesamt	Fair Value
Per 31.12.2024
Langfristige finanzielle Vermögenswerte
Anteile an verbundenen Unternehmen	n/a	1,1	1,1
Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	n/a	0,8	0,8
Sonstige Ausleihungen	AC	0,2	0,2
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (Derivat FPPA)	FVPL	3,0	3,0
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (freistehende Zins-Swaps)	FVPL	0,0	0,0
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	8,9	8,9
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (übrige)	AC	0,4	0,4
Kurzfristige finanzielle Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	AC	62,2	62,2
Forderungen aus bedingten Kaufpreiszahlungen	FVPL	21,4	21,4
Kurzfristige sonstige Darlehensforderungen	AC	0,1	0,1
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	AC	20,5	20,5
Forderungen gegenüber assoziierten Unternehmen und solchen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	AC	2,2	2,2
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	AC	91,6	91,6
Übrige Vermögenswerte (freistehende Zins-Swaps)	FVPL	0,0	0,0
Übrige Vermögenswerte (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	0,7	0,7
Übrige Vermögenswerte (übrige, finanziell)	AC	4,9	4,9
Übrige Vermögenswerte (übrige, nichtfinanziell)	n/a	8,9	8,9
		227,0	227,0
Summe AC		182,2	182,2
Summe FVPL		24,4	24,4

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AC =	zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet
FVOCI =	zum beizulegenden Zeitwert bewertet (Wertänderung im OCI)
FVPL =	zum beizulegenden Zeitwert bewertet (Veränderung in der GuV)
n/a =	keine Kategorie gem. IFRS 9

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in Mio. Euro	Kategorie gem. IFRS 9	Gesamt	Fair Value
Per 31.12.2023
Langfristige finanzielle Vermögenswerte
Anteile an verbundenen Unternehmen	n/a	0,4	0,4
Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	n/a	0,8	0,8
Sonstige Ausleihungen	AC	0,2	0,2
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (Derivat FPPA)	FVPL	2,8	2,8
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (freistehende Zins-Swaps)	FVPL	0,1	0,1
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	10,3	10,3
Sonstige langfristige finanzielle Vermögenswerte (übrige)	AC	0,4	0,4
Kurzfristige finanzielle Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	AC	23,4	23,4
Forderungen aus bedingten Kaufpreiszahlungen	FVPL	14,4	14,4
Kurzfristige sonstige Darlehensforderungen	AC	0,1	0,1
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	AC	14,0	14,0
Forderungen gegenüber assoziierten Unternehmen und solchen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	AC	0,7	0,7
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	AC	90,4	90,4
Übrige Vermögenswerte (freistehende Zins-Swaps)	FVPL	0,0	0,0
Übrige Vermögenswerte (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	0,7	0,7
Übrige Vermögenswerte (übrige, finanziell)	AC	11,1	11,1
Übrige Vermögenswerte (übrige, nichtfinanziell)	n/a	8,5	8,5
		178,4	178,4
Summe AC		140,4	140,4
Summe FVPL		17,3	17,3

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AC =	zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet
FVOCI =	zum beizulegenden Zeitwert bewertet (Wertänderung im OCI)
FVPL =	zum beizulegenden Zeitwert bewerte (Veränderung in der GuV)
n/a =	keine Kategorie gem. IFRS 9

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in Mio. Euro	Kategorie gem. IFRS 9	Gesamt	Fair Value
Per 31.12.2024
Langfristige Finanzverbindlichkeiten
Anleihen	AC	54,1	53,6
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	AC	617,8	732,6
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (freistehende Zins-Swaps)	FVPL	0,6	0,6
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	5,7	5,7
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (übrige)	AC	0,2	0,2
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	AC	71,8	71,8
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (freistehende Zinsswaps)	FVPL	0,0	0,0
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	0,3	0,3
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (übrige)	AC	0,6	0,6
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	AC	69,4	69,4
Verbindlichkeiten aus bedingten Kaufpreiszahlungen	FVPL	4,3	4,3
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	AC	0,1	0,1
Verbindlichkeiten gegenüber assoziierten Unternehmen und solchen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	AC	0,6	0,6
Abgegrenzte Verbindlichkeiten (finanziell)	AC	1,1	1,1
Abgegrenzte Verbindlichkeiten (nichtfinanziell)	n/a	28,6	28,6
Übrige Verbindlichkeiten (finanziell)	AC	1,1	1,1
Übrige Verbindlichkeiten (nichtfinanziell)	n/a	10,0	10,0
		866,2	980,5
Summe AC		816,7	931,0
Summe FVPL		4,9	4,9

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in Mio. Euro	Kategorie gem. IFRS 9	Gesamt	Fair Value
Per 31.12.2023
Langfristige Finanzverbindlichkeiten
Anleihen	AC	53,9	52,5
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	AC	495,2	572,1
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (freistehende Zins-Swaps)	FVPL	0,1	0,1
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	7,5	7,5
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (übrige)	AC	0,1	1,0
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	AC	53,7	53,7
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (Zins-Swaps im Hedge Accounting)	n/a	0,4	0,4
Sonstige Finanzverbindlichkeiten (übrige)	AC	0,9	0,9
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	AC	56,2	56,2
Verbindlichkeiten aus bedingten Kaufpreiszahlungen	FVPL	3,5	3,5
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	AC	0,2	0,2
Verbindlichkeiten gegenüber assoziierten Unternehmen und solchen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	AC	0,6	0,6
Abgegrenzte Verbindlichkeiten (finanziell)	AC	4,8	4,8
Abgegrenzte Verbindlichkeiten (nichtfinanziell)	n/a	1,2	1,2
Übrige Verbindlichkeiten (finanziell)	AC	2,6	2,6
Übrige Verbindlichkeiten (nichtfinanziell)	n/a	4,8	4,8
		685,8	762,3
Summe AC		671,8	748,3
Summe FVPL		3,6	3,6

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AC =	zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet
FVOCI =	zum beizulegenden Zeitwert bewertet (Wertänderung im OCI)
FVPL =	zum beizulegenden Zeitwert bewertet (Veränderung in der GuV)
n/a =	keine Kategorie gem. IFRS 9

Der Buchwert der Zahlungsmitteläquivalente sowie der kurzfristigen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten kommt ihrem Zeitwert aufgrund der kurzen Laufzeit dieser Finanzinstrumente sehr nahe. Bei Forderungen und Schulden, denen normale Handelskreditbedingungen zugrunde liegen, kommt der auf historischen Anschaffungskosten beruhende Buchwert dem Zeitwert ebenfalls sehr nahe.

Der Zeitwert der langfristigen Schulden beruht auf den derzeit verfügbaren Zinssätzen für Fremd -kapitalaufnahmen mit dem gleichen Fälligkeits- und Bonitätsprofil.

Die beizulegenden Zeitwerte der in den Tabellen aufgeführten Finanzinstrumente wurden auf Basis der am Bilanzstichtag zur Verfügung stehenden Marktinformationen und der nachstehend dargestellten Methoden und Annahmen ermittelt.

Die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts sämtlicher in der Konzernbilanz erfassten und in diesem Anhang erläuterten Finanzinstrumente mit Ausnahme der Bewertung des Financial Power Purchase Agreements (kurz: FPPA, Stufe 3), der bedingten Gegenleistung (Stufe 3) und der Anleihe (Fair-Value-Ermittlung Stufe 1) beruht auf Informations- und Inputfaktoren der Stufe 2.

Der beizulegende Zeitwert wird in Übereinstimmung mit allgemein anerkannten Bewertungsmodellen basierend auf Discounted-Cashflow-Analysen und unter Verwendung von beobachtbaren aktuellen Marktpreisen für ähnliche Instrumente bestimmt (Stufe 2).

Etwaige Umgliederungen zwischen den Hierarchiestufen werden zum Stichtag vorgenommen. Im aktuellen Geschäftsjahr wurden wie im Vorjahr keine Umgliederungen zwischen den Hierarchiestufen vorgenommen.

Die Anteile an verbundenen Unternehmen sowie Anteile an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, wurden in Höhe von 1,9 Mio. Eur (Vorjahr: 1,2 Mio. Euro) zu Anschaffungskosten, die aus Wesentlichkeitsgründen eine geeignete Schätzung des Fair Values darstellen, bewertet.

Bei den finanziellen Vermögenswerten der Kategorie "zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" (AC) entsprechen die Buchwerte zum Bilanzstichtag annähernd den beizulegenden Zeitwerten.

Die Bewertung des FPPA erfolgt anhand eines anerkannten Kapitalwertmodells, bei dem auch nicht beobachtbare Inputfaktoren verwendet werden (Stufe 3). Die Marktwertentwicklung des Derivats hängt insbesondere von der Entwicklung des EPEX-Spotpreises (im Kapitalwertmodell durch entsprechende Future-Preise dargestellt) und daneben von der Entwicklung des maßgeblichen Diskontierungszinssatzes und weiterer technischer Parameter ab.

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in Mio. Euro	2024	2023
Stand 01.01.	2,8	0,0
Erfolgswirksame Gewinne/ Verluste	0,2	2,8
Erfolgsneutrale Gewinne/Verluste	0,0	0,0
Käufe	0,0	0,0
Verkäufe	0,0	0,0
Rückzahlungen	0,0	0,0
Umgliederungen	0,0	0,0
Stand 31.12.	3,0	2,8
Gesamt	3,0	2,8

Eine Erhöhung der Strompreiserwartungen um 1 0 % (ausgedrückt in einer Erhöhung der Future-Preise um 10 % in alten Planperioden) hätte zu einer Reduzierung des Werts des FPPA zum Bilanzstichtag um 1,2 Mio. Euro (Vorjahr: 1,4 Mio. Euro) geführt. Eine Reduzierung der Strompreiserwartungen um 1 0 % hätte eine Erhöhung des Werts des FPPA um 1,2 Mio. Euro (Vorjahr: 1,4 Mio. Euro) ergeben. Eine Erhöhung der Kapitalkosten um 1 % hätte zu einer Reduzierung des Werts des FPPA um 0,1 Mio. Euro (Vorjahr: 0,1 Mio. Euro) geführt. Eine Reduzierung der Kapitalkosten um 1 % hätte eine Erhöhung des Werts des FPPA um 0,1 Mio. Euro (Vorjahr: 0,1 Mio. Euro) ergeben. Alte dargestellten Effekte wären in votier Höhe ergebniswirksam.

Die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Zins-Swaps basiert auf Forward-Zinssätzen (beobachtbare Zinsstrukturkurven am Bilanzstichtag) und den geschätzten kontrahierten Zinssätzen, die anhand der Zinsstrukturkurve zum Stichtag diskontiert werden.

Die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Anleihen basiert auf beobachtbaren Preisnotierungen zum Bilanzstichtag.

Für die Ermittlung der beizulegenden Zeitwerte der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sowie der sonstigen Finanzverbindlichkeiten werden aktuelle Zinssätze herangezogen, zu denen vergleichbare Darlehen mit identischen Fristigkeiten zum Bilanzstichtag hätten aufgenommen werden können.

Es wird angenommen, dass bei Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und den sonstigen Finanzverbindlichkeiten die beizulegenden Zeitwerte aufgrund der kurzen Restlaufzeiten den Buchwerten dieser Finanzinstrumente entsprechen.

Nettoergebnisse

Auf die Kategorie FVOCI entfallen aktuell keine Nettoergebnisse und Dividenden.

Nettoergebnisse der finanziellen Vermögenswerte, die zu fortgeführten Anschaffungskosten (AC) bewertet werden, betragen 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,8 Mio. Euro) für Wertminderungen, die in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen wurden, sowie 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,3 Mio. Euro) für Zinserträge, die im Finanzergebnis ausgewiesen werden.

Die Nettoergebnisse der finanziellen Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten (AC) beinhalten Zinsen in Höhe von 11,5 Mio. Euro (Vorjahr: 11,1 Mio. Euro), die in den "Zinsen und ähnlichen Aufwendungen" enthalten sind. Darüber hinaus ergaben sich erfolgswirksame Gewinne aus der Folgebewertung des FPPA in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 2,0 Mio. Euro), die in den "Sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträge" enthalten sind.

Das Nettoergebnis der zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerte und Finanzverbindlichkeiten (FVPL) resultiert aus der Folgebewertung der freistehenden Derivate und beträgt -0,6 Mio. Euro (Vorjahr: 2,7 Mio. Euro). Der Ausweis erfolgt in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro) unter den Gewinn- und Verlustrechnungspositionen "Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge" sowie in Höhe von 0,8 Mio. Euro (Vorjahr: 0,1 Mio. Euro) unter den "Zinsen und ähnliche Aufwendungen".

Vertragliche Fälligkeiten

Die nachfolgende Tabelle analysiert die finanziellen Verbindlichkeiten des Konzerns in die jeweiligen Laufzeitbänder, basierend auf ihren vertraglichen Laufzeiten für:

(a) alle nicht derivativen finanziellen Verbindlichkeiten und

(b) derivative Finanzinstrumente, die auf Nettobasis abgerechnet werden und deren vertragliche Fälligkeiten wesentlich für ein Verständnis des zeitlichen Anfalls der Cashflows sind.

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in Mio. Euro	Summe vertragliche Cashflows	bis zu 1 Jahr	1 bis 5 Jahre	mehr als 5 Jahre	Buchwert
Per 31.12.2024
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	73,7	73,7	0,0	0,0	73,7
Anleihe	62,3	2,8	59,6	0,0	54,1
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	888,4	94,9	234,8	558,6	689,6
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	0,7	0,6	0,1	0,0	0,7
Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen	191,5	11,0	40,5	140,1	149,5
Zins-SWAP im Hedge Accounting	10,8	0,2	0,7	9,9	4,8
Zins-SWAP nicht im Hedge-Accounting	6,6	0,2	1,0	5,5	2,0
	1.234,0	183,4	336,7	714,1	974,4
Per 31.12.2023
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	59,7	59,7	0,0	0,0	59,7
Anleihe	67,6	2,8	53,9	0,0	53,9
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	704,0	62,3	208,6	433,1	548,9
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	1,1	0,9	0,1	0,0	1,0
Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen	217,9	10,6	41,6	165,7	163,6
Zins-SWAP im Hedge-Accounting	8,0	0,4	1,7	5,9	8,0
Zins-SWAP nicht im Hedge-Accounting	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	1.058,3	136,8	305,8	604,7	835,2

Bei den in der Tabelle ausgewiesenen Beträgen handelt es sich um die vertraglichen nicht abgezinsten Cashflows. Innerhalb von zwölf Monaten fällige Salden entsprechen deren Buchwerten, da der Einfluss der Abzinsung nicht signifikant ist. Bei Zins-Swaps wurden die Cashflows unter Verwendung der Terminzinssätze geschätzt, die am Ende der Berichtsperiode galten.

In den Anleihebedingungen sind ebenso wie in den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten zugrunde liegenden Verträgen Financial Covenants enthalten. Diese Covenants betreffen insbesondere die Einhaltung definierter Eigenkapitalquoten und definierter Schuldendienstdeckungsquoten (Debt Service Coverage Ratio, DSCR) sowie Change-of-Control Klauseln. Im Falle der Nichteinhaltung der Covenants kann es in Bezug auf die Anleihe zu erhöhten Zinszahlungen vor fristgemäßem Ablauf der Anleihe und in Bezug auf die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten zur vorzeitigen Rückzahlung der gewährten Darlehen kommen. Der oben stehenden Tabelle wurden unter Berücksichtigung der Wahrscheinlichkeit eines Covenants-Bruchs die Fälligkeiten bei Einhaltung der Covenants zugrunde gelegt.

Im Geschäftsjahr 2024 kam es bei keinem (Vorjahr: keinem) Darlehen mit einem Buchwert von 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) zu einem Covenant-Bruch. Eine vorzeitige Rückzahlung der Darlehen wird daher als unwahrscheinlich erachtet.

Risikokategorien im Sinne von IFRS 7

Es wird ergänzend auf die Ausführungen im Lagebericht unter "Risiko- und Chancenbericht" verwiesen.

Kreditrisiko

Der Konzern ist aus seinem operativen Geschäft und aus bestimmten Finanzierungsaktivitäten einem Adressenausfallrisiko ausgesetzt. Dem Ausfallrisiko finanzieller Vermögenswerte wird durch angemessene Wertberichtigungen unter Berücksichtigung bestehender Sicherheiten Rechnung getragen. Zur Reduzierung des Ausfallrisikos bei originären Finanzinstrumenten werden verschiedene Sicherungsmaßnahmen getroffen, wie zum Beispiel Einholung von Sicherheiten oder Bürgschaften, wenn dies aufgrund von Bonitätsprüfungen angemessen erscheint. Bei den weder überfälligen noch wertgeminderten finanziellen Vermögenswerten wird das Ausfallrisiko als gering angesehen.

Das maximale Ausfallrisiko wird im Wesentlichen durch die Buchwerte der in der Bilanz angesetzten finanziellen Vermögenswerte (einschließlich derivativer Finanzinstrumente mit positivem Marktwert) wiedergegeben. Zum Abschlussstichtag liegen keine wesentlichen, das maximale Ausfallrisiko mindernden Vereinbarungen (wie z. B. Aufrechnungsvereinbarungen) vor.

Liquiditätsrisiko

Die Fristigkeitenanalyse der finanziellen Verbindlichkeiten mit vertraglichen Restlaufzeiten ist unter Tz. V.13. Finanzverbindlichkeiten abgebildet.

Marktrisiko

Im Bereich der Marktpreisrisiken ist der Konzern Währungsrisiken, Zinsrisiken und sonstigen Preisrisiken ausgesetzt.

Währungsrisiken

Die Währungskursrisiken des Konzerns resultieren primär aus der operativen Tätigkeit und Investitionen. Risiken aus Fremdwährungen werden gesichert, soweit sie die Cashflows des Konzerns wesentlich beeinflussen.

Im operativen Bereich resultieren die Fremdwährungsrisiken primär daraus, dass bilanziell erfasste, aber auch geplante Transaktionen in einer anderen Währung als der funktionalen Währung (Euro) abgewickelt werden.

Fremdwährungsrisiken im Investitionsbereich resultieren im Wesentlichen aus dem Erwerb und der Veräußerung von Beteiligungen an ausländischen Unternehmen.

Zur Sicherung gegen wesentliche Fremdwährungsrisiken wird der Konzern bei Bedarf Devisenderivate in Form von Devisentermingeschäften und Devisenoptionsgeschäften einsetzen. Mittels dieser Devisenderivate werden die Zahlungen bis maximal ein Jahr im Voraus gesichert. Der Konzern war zum Abschlussstichtag keinen wesentlichen Währungskursrisiken im operativen Bereich ausgesetzt. Sicherungsgeschäfte gegen Fremdwährungsrisiken waren zum Bilanzstichtag daher nicht abgeschlossen worden.

Gemäß IFRS 7 erstellt der Konzern Sensitivitätsanalysen in Bezug auf die Marktpreisrisiken, mittels derer die Auswirkungen hypothetischer Änderungen von relevanten Risikovariablen auf Ergebnis und Eigenkapital ermittelt werden. Die periodischen Auswirkungen werden bestimmt, indem die hypothetischen Änderungen der Risikovariablen auf den Bestand der Finanzinstrumente zum Abschlussstichtag bezogen werden. Dabei wird unterstellt, dass der Bestand zum Abschlussstichtag repräsentativ für das Gesamtjahr ist.

Der Konzern ist aufgrund geringer Fremdwährungsvermögenswerte und -schulden keinem wesentlichen Währungsrisiko ausgesetzt. Andere, für den Konzern relevante Währungen als in Euro lagen in unwesentlichen Höhen zum Bilanzstichtag in amerikanischem Dollar vor.

Zinsrisiken

Der Konzern unterliegt Zinsrisiken hauptsächlich in der Eurozone. Unter Berücksichtigung der gegebenen und der geplanten Schuldenstruktur setzt der Konzern grundsätzlich Zinsderivate (Zins-Swaps, Zins-Caps) ein, um Zinsänderungsrisiken entgegenzuwirken.

Im Berichtsjahr wurden im Zusammenhang mit neu auf genommenen Krediten Zins-Swaps abgeschlossen, weil aus geschäftspolitischer Sicht der richtige Zeitpunkt für den Abschluss der Zins-Swaps vorlag.

Zinsänderungsrisiken werden gemäß IFRS 7 mittels Sensitivitätsanalysen dargestellt. Diese stellen die Effekte von Änderungen der Marktzinssätze auf Zinszahlungen, Zinserträge und -aufwendungen, andere Ergebnisteile sowie gegebenenfalls auf das Eigenkapital dar. Den Zinssensitivitätsanalysen liegen die folgenden Annahmen zugrunde:

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―	Marktzinssatzänderungen von originären Finanzinstrumenten mit fester Verzinsung wirken sich nur dann auf das Ergebnis aus, wenn diese zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind. Demnach unterliegen alle zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Finanzinstrumente mit fester Verzinsung keinen Zinsänderungsrisiken im Sinne von IFRS 7.
―	Marktzinssatzänderungen wirken sich auf das Zinsergebnis von originären variabel verzinslichen Finanzinstrumenten, deren Zinszahlungen nicht als Grundgeschäfte im Rahmen von Cashflow Hedges gegen Zinsänderungen designiert sind, aus und werden daher bei den ergebnisbezogenen Sensitivitätsberechnungen berücksichtigt.
―	Marktzinssatzänderungen von Zinsderivaten, die nicht in eine Sicherungsbeziehung nach IFRS 9 eingebunden sind, haben Auswirkungen auf das Zinsergebnis (Bewertungsergebnis aus der Anpassung auf den beizu legenden Zeitwert) und werden daher bei den ergebnisbezogenen Sensitivitätsberechnungen berücksichtigt.
―	Marktzinssatzänderungen von Zinsderivaten, die in eine Sicherungsbeziehung nach IFRS 9 eingebunden sind, haben in Höhe der Ineffektivität Auswirkungen auf das Zinsergebnis und im Übrigen auf das Eigenkapital (Bewertungsergebnis aus der Anpassung auf den beizulegenden Zeitwert) und werden daher bei den eigenkapitalbezogenen Sensitivitätsberechnungen berücksichtigt.

Wenn das Marktzinsniveau zum 31. Dezember2024 um 1 00 Basispunkte höher (niedriger) gewesen wäre, hätten sich Effekte auf das Eigenkapital ergeben. Das Eigenkapital wäre um -1 9,6 Mio. Euro niedriger bzw. um 23,3 Mio. Euro höher gewesen.

Sonstige Preisrisiken

IFRS 7 verlangt im Rahmen der Darstellung zu Marktrisiken auch Angaben darüber, wie sich hypothetische Änderungen von sonstigen Preisrisikovariablen auf Preise von Finanzinstrumenten auswirken. Als Risikovariablen kommen insbesondere Börsenkurse oder Indizes infrage.

Zum 31. Dezember 2024 und 31. Dezember 2023 hatte die Gesellschaft keine wesentlichen sonstigen Preisrisiken unterliegenden Finanzinstrumente im Bestand.

Risikokonzentrationen

Über die allgemeinen (Kapitalmarkt-)Marktrisiken hinaus bestehen aus Sicht des Managements keine wesentlichen Risikokonzentrationen.

Kapitalmanagement

Die Ziele des Kapitalmanagements der Gesellschaft liegen

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―	in der Sicherstellung der Unternehmensfortführung,
―	in der Gewährleistung einer adäquaten Verzinsung des Eigenkapitals sowie
―	in der Aufrechterhaltung einer optimalen, die Kapitalkosten möglichst gering haltenden Kapitalstruktur.

Um die Kapitalstruktur aufrechtzuerhalten oder zu verändern, gibt die Gesellschaft je nach Erfordernis neue Anteile heraus, nimmt Verbindlichkeiten auf oder veräußert Vermögenswerte, um Verbindlichkeiten zu tilgen.

Die Überwachung der Kapitalstruktur erfolgt auf Basis des Verschuldungsgrads, berechnet aus dem Verhältnis von Nettofremdkapital zu Gesamtkapital. Das Nettofremdkapital setzt sich aus den kurz- und langfristigen Finanzverbindlichkeiten (Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Leasinggesellschaften, sonstige Finanzverbindlichkeiten) abzüglich Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten zusammen. Das Gesamtkapital besteht aus dem Eigenkapital zuzüglich Nettofremdkapital.

Einzelne Gesellschaften des Segments Stromerzeugung unterliegen Vorgaben hinsichtlich ihrer Liquiditätsreserven durch Banken, die zwar bei der Überwachung der Kapitalstruktur berücksichtigt werden, in der Summe jedoch keine wesentlichen Auswirkungen auf die Kapitalstruktur und ihre Verfügbarkeit auf Konzernebene haben.

Die Strategie der Gesellschaft besteht darin, einen Verschuldungsgrad von höchstens 70 % bis 80 % einzugehen, um weiterhin Zugang zu Fremdkapital zu vertretbaren Kosten durch Beibehaltung eines guten Kreditratings zu gewährleisten.

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Finanzschulden	900,5	775,5
./. Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	91,6	90,4
\= Nettofremdkapital	808,9	685,1
+ Eigenkapital	194,6	208,1
\= Gesamtkapital	1.003,5	893,2
Verschuldungsgrad	80,6 %	76,7 %

Die im Vergleich zum Vorjahr unveränderte Strategie zur Überwachung der Kapitalstruktur hat insofern ihre Ziele weitestgehend erreicht, als der Verschuldungsgrad nur geringfügig überschritten wurde und im Übrigen sämtliche externen Vorgaben der Liquiditätssicherung eingehalten wurden.

VI. ERLÄUTERUNGEN ZUR GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

1. Umsatzerlöse

Die Aufteilung der Umsatzerlöse erfolgt nach den Produkt- und Leistungsbereichen im Konzern. Es erfolgten im Berichtszeitraum im Wesentlichen Umsätze aus den Segmenten Projektentwicklung (Projektierung von Wind- und Photovoltaikprojekten) und Services (Management und Serviceleistungen von Windenergie - und Photovoltaikanlagen sowie Umsätze aus Umspannwerknutzungsentgelt). Im Segment Stromerzeugung wurden im Wesentlichen Umsätze aus dem Verkauf von Strom aus dem laufenden Betrieb von Windparks und des Holzheizkraftwerks Silbitz erzielt.

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in Mio. Euro	2024	2023
Erlöse aus Verträgen mit Kunden	140,0	102,3
Erlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 10	69,6	12,4
Bewertungsanpassungen Earn-out-Ansprüche aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach 1FRS 10	0,8	6,8
Summe Umsatzerlöse	210,4	121,5

Der Konzern erwirtschaftet Erlöse aus der Übertragung von Gütern und der Erbringung von Dienstleistungen sowohl zeitraum- als auch zeitpunktbezogen in den folgenden wesentlichen Produkt- und Leistungsbereichen und geografischen Regionen:

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in Mio. Euro	2023
	Projektentwicklung
---	---	---	---	---	---
	Inland	Ausland	Stromerzeugung	Services	Gesamt
---	---	---	---	---	---
Erlöse aus Verträgen mit Kunden	4,0	3,1	73,8	21,4	102,3
Erlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 10	0,2	12,2	0,0	0,0	12,4
Bewertungsanpassungen Earn-out-Ansprüche aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 10	0,2	6,6	0,0	0,0	6,8
Umsatzerlöse	4,4	21,9	73,8	21,4	121,5
Zeitpunkt der Erlöserfassung
zu einem bestimmten Zeitpunkt	4,4	21,9	0,0	0,0	26,3
über einen bestimmten Zeitraum	0,0	0,0	73,8	21,4	95,2

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in Mio. Euro	2024
	Projektentwicklung
---	---	---	---	---	---
	Inland	Ausland	Stromerzeugung	Services	Gesamt
---	---	---	---	---	---
Erlöse aus Verträgen mit Kunden	35,4	2,9	77,6	24,1	140,0
Erlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 10	53,4	16,2	0,0	0,0	69,6
Bewertungsanpassungen Earn-out-Ansprüche aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 10	0,4	0,4	0,0	0,0	0,8
Umsatzerlöse	89,2	19,5	77,6	24,1	210,4
Zeitpunkt der Erlöserfassung
zu einem bestimmten Zeitpunkt	53,8	16,2	0,0	0,0	70,0
über einen bestimmten Zeitraum	35,4	3,3	77,6	24,1	140,4

Umsatzerlöse im Segment Projektentwicklung aus Verträgen mit Kunden, die über einen bestimmten Zeitraum realisiert werden, wurden auf Basis des Fertigstellungsgrads unter Anwendung der Percentage-of-Completion-Methode ermittelt. Dabei wird durch den Vergleich der bereits erbrachten Leistungen mit dem gesamten erwarteten Leistungsvolumen der Fertigstellungsgrad ermittelt. Der Fertigstellungsgrad wird somit projektindividuell auf Basis der erbrachten Leistungen bestimmt.

Erlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 1 0 beziehen sich auf im Rahmen der Entkonsolidierung gemäß IFRS 1 0 erfasste Veräußerungsgewinne aus dem Verkauf von Anteilen an Unternehmen, die im Projektierungsgeschäft tätig sind. Kosten fielen nur in unwesentlichem Umfang an und wurden mit dem Umsatz saldiert.

Die Disaggregation der Umsatzerlöse wurde zur Verbesserung der Darstellung angepasst und es wurden Erlöse aus Verträgen mit Kunden im Sinne des IFRS 15 in Höhe von 69,6 Mio. Euro (Inland: 53,4 Mio. Euro und Ausland: 1 6,2 Mio. Euro) in die Zeile Erlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften umgegliedert (Vorjahr: 12,4 Mio. Euro (Inland: 0,2 Mio. Euro und Ausland 12,2 Mio. Euro)).

Vertraglich vereinbarte Umsatzvolumina aus Service- und Dienstleistungen, die zum 31. Dezember 2024 auf noch nicht erfüllte Leistungsverpflichtungen entfallen, werden unter Berücksichtigung erwarteter Erlösminderungen voraussichtlich wie folgt erfolgswirksam:

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in Mio. Euro	2024	2023
Ausstehender Transaktionspreis zum 31.12.	71,3	61,3
davon erlöswirksam in bis zu 1 Jahr	7,0	6,0
davon erlöswirksam zwischen 1 und 5 Jahren	21,7	18,2
davon erlöswirksam in mehr als 5 Jahren	42,6	37,1

Die Veränderung der abgegrenzten Umsatzerlöse (Vertragsverbindlichkeiten) zwischen dem 1. Januar 2024 und 31. Dezember 2024 ist auf folgende Faktoren zurückzuführen:

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in Mio. Euro	2024
Vertragsverbindlichkeiten zum 01.01.	12,2
Zuführung	10,6
Abgang	-2,0
Realisierter Umsatz des lfd. Jahres, der in den Vertragsverbindlichkeiten zum 1. Januar enthalten war	-2,1
Vertragsverbindlichkeiten zum 31.12.	18,7

Vertragsverbindlichkeiten ergeben sich im Wesentlichen aus von Windparkbetreibergesellschaften geleisteten Vorauszahlungen für die Nutzung von Umspannwerken und aus Vorauszahlungen für Serviceleistungen.

2. Sonstige betriebliche Erträge

In den sonstigen betrieblichen Erträgen sind im Wesentlichen folgende Effekte enthalten:

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―	Schadensersatzleistungen in Höhe von 0,1 Mio. Euro (Vorjahr: 3,3 Mio. Euro, davon in Höhe von 2,5 Mio. Euro für Entschädigung nach § 1 0a WindSeeG aufgrund eines Beschlusses des Verfassungsgerichts, dass Teile des WindSeeG verfassungswidrig sind).
―	Die Auflösung von Wertberichtigungen auf Forderungen in Höhe von 0,3 Mio. Euro (Vorjahr: 0,1 Mio. Euro).
―	Seit Juni 2022 wird die Türkei als Hochinflationsland im Sinne des IAS 29 eingestuft. Die Effekte aus der Kaufkraftanpassung der nichtmonetären Bilanzposten sowie der Posten der Gesamtergebnisrechnung werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen oder sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst. Im Geschäftsjahr 2024 ergab sich ein positives Ergebnis aus der Nettoposition der monetären Posten in Höhe von 3,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,7 Mio. Euro).

3. Personalaufwand

Der Personalaufwand setzt sich wie folgt zusammen:

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in Mio. Euro	2024	2023
Löhne und Gehälter	50,2	44,0
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung	8,8	7,8
	59,0	51,8
Mitarbeitende im Jahresdurchschnitt	648	608
Personalaufwand je Mitarbeitenden	0,1	0,1

Die Aufwendungen für beitragsorientierte Pläne nach IAS 1 9 im Geschäftsjahr 2024 betrugen 2,8 Mio. Euro (Vorjahr: 2,5 Mio. Euro).

4. Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthaften im Wesentlichen folgende Aufwendungen:

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in Mio. Euro	2024	2023
Rechts- und Beratungsaufwand	8,0	7,4
Reparatur und Instandhaltung	7,1	7,2
Werbe- und Reisekostenaufwand	4,3	3,3
Miet-, Pacht-, Leasingaufwand und Mietnebenkosten	2,6	2,8
Kraftfahrzeugkosten	1,7	2,3
Versicherungen und Beiträge	1,9	1,6
Abschluss- und Prüfungskosten inkl. Steuerberatung und externe Buchführung	1,0	1,5
EDV-Kosten	2,0	1,4
Periodenfremde Aufwendungen	1,0	1,3
Zuführung zu Wertberichtigungen für beeinträchtigte Bonität	0,9	0,8
Aufsichtsratsvergütung	0,4	0,5
Erlösabschöpfung (StromPBG)	0,0	0,1

Im Geschäftsjahr wurde ein Aufwand in Höhe von 2,6 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro) für kurzfristige Miet-, Pacht- und Leasingverhältnisse erfasst.

Aufwendungen für Leasingverhältnisse über Vermögenswerte, die als geringwertig klassifiziert werden, sind insgesamt von untergeordneter Bedeutung.

5. Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge

Die sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträge veränderten sich gegenüber dem Vorjahreszeitraum von 11,9 Mio. Euro auf 10,6 Mio. Euro. Im Wesentlichen liegt die Veränderung an der Bewertung der abgeschlossenen Zins-Swaps im Rahmen der Projektfinanzierungen. Um den Effekten aus den Schwankungen der Marktzinsen entgegenzuwirken, wurden erstmalig zum 1. Oktober 2023 die Zins-Swaps und die variabel verzinslichen Darlehen (sogenannte Grundgeschäfte) als Sicherungsinstrumente im Rahmen des Hedge Accountings designiert. Bis zu dem Zeitpunkt wurden imJahr2 023 die Wertänderungen der Zins-Swaps erfolgswirksam in Höhe von 6,5 Mio. Euro erfasst. Im Berichtszeitraum wurde aufgrund der notwendigen Folgebewertung der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Zusammenhang mit der Bilanzierung von unterverzinslichen Darlehen (government grants) ein Ertrag in Höhe von 6,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,6 Mio. Euro) erfolgswirksam in den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen erfasst. Aufgrund der Veränderung des Zinsniveaus mussten die Annahmen zu den bisher erwarteten Zinszahlungsströmen nach Ablauf der Zinsbindungsperioden angepasst werden. Für die Zeit nach Ablauf der Zinsbindungsperiode wurden daher entsprechend höhere Zinszahlungen veranschlagt. Zudem wurde der erwartete Effektivzins für die zinsvariablen Zeiträume im Anschluss an die vereinbarten Zeiträume der Zinsfixierungen an die Markterwartungen angepasst.

Für einen taufenden Windpark im Eigenbetrieb wurde in Jahr 2023 ein "Financial PPA" abgeschlossen und bewertet. Diese Bewertung führte zu einem Ertrag in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro).

6. Zinsen und ähnliche Aufwendungen

In den Zinsen und ähnlichen Aufwendungen sind im Wesentlichen

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―	Zinsen auf die Anleihe 2022/2027 von 2,8 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro),
―	Darlehens- und Kontokorrentzinsen mit rund 8,6 Mio. Euro (Vorjahr: 8,4 Mio. Euro),
―	Effekte aus Anwendung der Effektivzinsmethode im Rahmen der Folgebewertung der Anleihen mit 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,1 Mio. Euro),
―	Wertänderungen derivativer Finanzinstrumente (inkl. Wertänderungen aus unterjährig abgegangenen Swaps) mit 2,0 Mio. Euro (Vorjahr: 1,1 Mio. Euro),
―	Folgebewertung der Kreditverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten mit 28,8 Mio. Euro (Vorjahr: 9,8 Mio. Euro),
―	Abzinszung von Rückbauverpflichtung in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 0,1 Mio. Euro),
―	Aufzinsung IFRS 1 6 Leasingverbindlichkeiten mit 4,0 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro) enthalten.

Um den Effekten aus den Schwankungen der Marktzinsen entgegenzuwirken, wurden erstmalig zum 1. Oktober 2023 die Zins-Swaps und die variabel verzinslichen Darlehen (sogenannte Grundgeschäfte) als Sicherungsinstrumente im Rahmen des Hedge Accountings designiert. Wertveränderungen des effektiven Teils des Cashflow Hedges werden erfolgsneutral, nach Berechnung der latenten Steuern, in Höhe von 7,9 Mio. Euro (Vorjahr: 9,7 Mio. Euro) in der Cashflow-Hedge-Rücklage (OCI) ausgewiesen. Der nicht effektive Teil des Hedge Accountings in Höhe von 0,3 Mio. Euro (Vorjahr: 0,8 Mio. Euro) wurde erfolgswirksam in den Zinsen und ähnlichen Aufwendungen erfasst. Darüber hinaus wurden 0,8 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) aufwandswirksam aus dem sonstigen Ergebnis in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert.

7. Ertragsteuern

Der Ertragsteueraufwand (Vorjahr: Ertragsteuerertrag) setzt sich wie folgt zusammen:

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in Mio. Euro	2024	2023
Laufende Steuern	7,4	6,7
davon periodenfremd	0,3	1,0
Latente Steuern
aus Konsolidierungseffekten	4,0	-9,5
aus Einzelabschlüssen und HBII-Anpassungen	-2,2	1,9
	1,8	-7,6
Ausgewiesene Steuern	9,2	-0,9

Unter den laufenden Steueraufwendungen werden bei den inländischen Gesellschaften die Körperschaftsteuer zuzüglich Solidaritätszuschlag und die Gewerbesteuer sowie bei den ausländischen Gesellschaften vergleichbare ertragsabhängige Steuern ausgewiesen.

Für die inländischen Gesellschaften betrug die Körperschaftsteuer 15 %, der Solidaritätszuschlag betrug unverändert 5,5 % auf die Körperschaftsteuer. Unter Berücksichtigung der Gewerbesteuer belief sich damit die Gesamtsteuerbelastung der inländischen Gesellschaften auf rund 30 %.

Bei den Auslandsgesellschaften kommen die individuellen landesspezifischen Steuersätze zur Anwendung.

Wesentliche Änderungen des Steueraufwands durch Änderung der jeweiligen nationalen Steuersätze ergaben sich nicht.

Zum Bilanzstichtag verfügte der Konzern über steuerliche Verlustvorträge im Inland von ca. 7,2 Mio. Euro (Vorjahr: rund 7,2 Mio. Euro) sowie im Ausland von rund 123,5 Mio. Euro (Vorjahr: rund 121,2 Mio. Euro) zur Verrechnung mit zukünftigen Gewinnen. Ein latenter Steueranspruch auf diese Verluste wurde in Höhe von 0,0 Mio. Euro erfasst (Vorjahr: 1,0 Mio. Euro) und in Höhe von 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) wertberichtigt. Angesichts der Verlustsituation in der Vergangenheit (Ausland) sowie der Steuerfreiheit auf Teile der Verkäufe von Anteilen an Kapitalgesellschaften in Deutschland werden lediglich latente Steueransprüche auf Verlustvorträge in Höhe des Betrags aktiviert, der künftig sicher durch positive zu versteuernde Ergebnisdifferenzen realisiert werden kann. Die Verluste im Inland können für unbegrenzte Zeit vorgetragen werden. Für die wesentlichen Verluste in den USA gilt, dass die Verlustnutzung in den USA auf zwölf beziehungsweise 20 Jahre beschränkt ist. Für Verluste in Polen gilt eine zeitliche Beschränkung auf fünf Jahre. Auf Verlustvorträge im Inland von 7,2 Mio. Euro (Vorjahr: 6,4 Mio. Euro) und im Ausland von 123,5 Mio. Euro (Vorjahr: 121,2 Mio. Euro) sind keine latenten Steuern angesetzt worden.

Nachfolgende Tabelle zeigt eine Überleitung des rechnerischen auf den in der Konzerngewinn - und Verlustrechnung ausgewiesenen Steuerertrag:

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in Mio. Euro	2024	2023
Konzernergebnis vor Ertragsteuern	-3,5	-9,1
Steuersatz	30,0%	30,0%
Ertragsteuern - rechnerisch	-1,0	-2,7
Unterschiedlicher Steuersatz	1,3	-0,2
Hinzurechnungen/Kürzungen (Gewerbesteuer)	1,3	1,1
Bildung latenter Steuern auf steuerliche Verlustvorträge	0,0	0,0
Nichtansatz von latenten Steuern	11,8	13,0
Nutzung von Verlustvorträgen	-1,5	-2,3
Steuerfreie Veräußerungsgewinne und sonstige steuerfreie Erträge	-1,7	-8,7
Periodenfremder Steueraufwand/-ertrag	-0,3	-1,0
Nichtabziehbare Aufwendungen	-0,7	-0,0
Sonstige Konsolidierungseffekte	0,0	0,0
Ausgewiesene Steuern	9,2	-0,9

Der periodenfremde Steueraufwand im Vorjahr resultierte aus dem Abschluss der Betriebsprüfung 2010 - 2013 beider PNE Erneuerbare Energien GmbH (Vorjahr: WKN GmbH).

Die latenten Steuern auf Bewertungskorrekturen werden mit den landesspezifischen Steuersätzen ermittelt. Da die Wesentlichen mit Steuerlatenzen behafteten Sachverhalte im Inland begründet sind, wurde ein durchschnittlicher Steuersatz von 30,0 % (Vorjahr: 30,0 %) angenommen.

Steuerlatenzen aufgrund von Bewertungsunterschieden entstanden bei den folgenden Bilanzpositionen:

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	31.12.2024		31.12.2023
in Mio. Euro	aktive latente Steuern	passive latente Steuern	aktive latente Steuern	passive latente Steuern
---	---	---	---	---
Forderungen und sonstige Vermögenswerte	3,0	-14,9	0,0	-4,7
Vorräte	22,2	-4,0	25,4	-3,9
Sachanlagevermögen	63,3	-3,6	60,6	-2,3
Immaterielle Vermögenswerte	7,9	0,0	12,9	-0,0
Übrige Aktiva	0,0	0,0	3,3	-6,2
Verbindlichkeiten	3,8	-21,4	2,0	-27,7
Sonstige Rückstellungen	1,4	-0,5	1,4	-0,9
	101,6	-44,4	105,6	-45,8
Verlustvorträge	0,0	0,0	0,2	0,0
Übrige Konsolidierungseffekte inkl. Wertberichtigungen	0,0	0,0	0,0	0,0
	101,6	-44,4	105,8	-45,8
Saldierungsfähiger Anteil	-22,7	22,7	-27,8	27,8
Latente Steuern	78,9	"21,7	78,0	-18,0

Die Änderungen latenter Steuern werden mit Ausnahme derer, die sich auf im Hedge Accounting befindliche Zins-Swaps beziehen, ergebniswirksam über die Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Die Änderung latenter Steuern, die sich auf im Hedge Accounting befindliche Zins-Swaps bezieht, beträgt 0,8 Mio. Euro und wurde im sonstigen Ergebnis erfasst

8. Ergebnis je Aktie

Unverwässertes Ergebnis je Aktie

Die Anzahl der ausgegebenen Aktien betrug im Jahresdurchschnitt 2024 insgesamt 76,5 Mio. Namensstückaktien (Vorjahr: 76,3 Mio. Namensstückaktien).

Das unverwässerte Ergebnis je Aktie beträgt damit -0,18 Euro je Aktie (Vorjahr: -0,13 Euro je Aktie).

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	2024	2023
Konzernergebnis (in Mio. Euro)	-13,4	-9,6
Gewogener Durchschnitt der ausgegebenen Aktien (in Mio. Euro)	76,5	76,3
Ergebnis je Aktie (in Euro)	-0,18	-0,13

Verwässertes Ergebnis je Aktie

Das verwässerte Ergebnis je Aktie ermittelt sich wie folgt:

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	2024	2023
Konzernergebnis vor Eliminierung von Verwässerungseffekten (in Mio. Euro)	-13,4	-9,6
Zinsaufwendungen auf Wandelschuldverschreibung (in Mio. Euro)	0,0	0,0
Ergebnis nach Eliminierung (in Mio. Euro)	-13,4	-9,6
Gewogener Durchschnitt der ausgegebenen Aktien vor Verwässerungseffekten (in Mio. Euro)	76,5	76,3
+ gewogener Durchschnitt wandelbarer Aktien (in Mio. Euro)	0,0	0,0
Gewogener Durchschnitt der ausgegebenen Aktien nach Verwässerungseffekten (in Mio. Euro)	76,5	76,3
Verwässertes Ergebnis je Aktie (in Euro)	-0,18	-0,13

VII. ERLÄUTERUNGEN ZUR KAPITALFLUSSRECHNUNG

In der Kapitalflussrechnung wird der Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit nach der indirekten Methode und die Cashflows aus Investitionstätigkeit und aus Finanzierungstätigkeit nach der direkten Methode aufgestellt.

1. Finanzmittelfonds

Der Finanzmittelfonds entspricht der in der Bilanz ausgewiesenen Position "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente".

2. Überleitung zwischen Beträgen in der Kapitalflussrechnung und der Bilanz

Die Kapitalflussrechnung zeigt, wie sich der Zahlungsmittelbestand im Laufe des Berichtsjahres durch Mittelzuflüsse und -abflüsse verändert hat. In Übereinstimmung mit IAS 7 wird zwischen Zahlungsströmen aus operativer Tätigkeit, Investitionstätigkeit und aus Finanzierungstätigkeit unterschieden. Die Auswirkungen von Veränderungen des Konsolidierungskreises sind dabei eliminiert.

In Übereinstimmung mit IAS 7 wird eine Überleitungsrechnung zwischen Eröffnungsbilanz- und Schlussbilanzwerten für Schulden aus Finanzierungstätigkeit aufgestellt und unter Gliederungspunkt V. Bilanz 13. Finanzverbindlichkeiten erläutert.

3. Nicht zahlungswirksame Effekte

In der Kapitalflussrechnung werden in der Nettodarstellung 0,9 Mio. Euro (Vorjahr: 0,8 Mio. Euro) als nicht zahlungswirksame Effekte ausgewiesen. Dieser Wert setzt sich im Wesentlichen zusammen aus

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―	Währungsdifferenzen in Höhe von 0,1 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro) und
―	Sonstiges in Höhe von 0,8 Mio. Euro (Vorjahr: 0,8 Mio. Euro).

Im Geschäftsjahr 2024 veränderten sich durch die Anwendung des IFRS 1 6 "Leasingverhältnisse" die bisher nicht zahlungswirksamen Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen um 14,1 Mio. Euro (Vorjahr: 46,6 Mio. Euro) auf 149,5 Mio. Euro (Vorjahr: 1 63,6 Mio. Euro) in der Bilanz.

VIII. ERLÄUTERUNGEN ZUR EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG

Transaktionskosten

Es sind wie im Vorjahr keine wesentlichen Transaktionskosten entstanden.

IX. SEGMENTBERICHTERSTATTUNG

Die Gesellschaft wurde auch im Geschäftsjahr 2024 über die Windenergie hinaus zu einem noch breiter aufgestellten Anbieter von Lösungen für saubere Energien weiterentwickelt. Zusätzlich zum Kerngeschäft, der Projektierung von Windparks an Land und auf See, wurde die Entwicklung von Photovoltaikprojekten an Land weiter ausgeweitet sowie weiteren Lösungen im Power-to-X-Bereich gearbeitet.

Da die interne Organisations- und Managementstruktur sowie die interne Berichterstattung an Vorstand und Aufsichtsrat die Grundlage zur Bestimmung des Segmentberichtsformats der PNE AG bilden, besteht die Segmentberichterstattung aus den drei Segmenten Projektentwicklung, Stromerzeugung und Services. Dies spiegelt den gegenwärtigen Stand der Konzernaktivitäten wider.

Das operative Geschäft der PNE-Gruppe war im Geschäftsjahr 2024 weiterhin im Wesentlichen geprägt von der Windparkprojektierung sowie der strategischen Weiterentwicklung auch im Bereich Photovoltaik (Segment Projektentwicklung) und dem weiteren Ausbau von Dienstleistungen (Segment Services). Darüber hinaus wird mit dem Eigenbetrieb von Windenergieanlagen eine umweltschonende Stromerzeugung zu ökonomisch nachhaltigen Bedingungen betrieben (Segment Stromerzeugung).

Im Einzelnen umfassten die Geschäftsaktivitäten der PNE-Gruppe im Berichtsjahr in den einzelnen Segmenten im Wesentlichen die Projektierung, Errichtung und den Betrieb von Wind- und Photovoltaikanlagen und Umspannwerken zur Stromerzeugung sowie den Service von Erneuerbare-Energien-Anlagen und weitere Servicedienstleistungen rund um Erneuerbare-Energien-Projekte sowie die Stromerzeugung.

In den Geschäftsjahren seit 2017 hat die Gesellschaft Windparks in Deutschland projektiert, errichtet und diese Windparks vorerst im eigenen Besitz gehalten. Da die Windparks in Eigenbesitz unabhängig von ihrer aktuellen oder künftigen Gesellschafterstruktur selbst betrieben und zur Stromerzeugung genutzt werden, erfolgte der Ausweis der Windparks ab dem Zeitpunkt der Veräußerung im Konzern im Segment Stromerzeugung (der Strom wird in das öffentliche Netz eingespeist).

Den Geschäftsbeziehungen zwischen den Gesellschaften des PNE-Konzerns liegen grundsätzlich Preise zugrunde, die auch mit Dritten vereinbart werden. Die interne Berichterstattung, der die Segmentberichterstattung zugrunde liegt, basiert ausschließlich auf Werten der in diesem Konzernabschluss erläuterten IFRS-Rechnungslegung des Konzerns.

Die Umsatzerlöse mit externen Kunden der Segmente Services und Stromerzeugung und das Segmentvermögen der Segmente Projektentwicklung, Services und Stromerzeugung entfallen im Wesentlichen auf Deutschland. Im Segment "Projektentwicklung" wurden Umsatzerlöse mit einzelnen externen Kunden realisiert, die mehr als 10 % der gesamten Umsatzerlöse betrugen. Mit einem Kunden wurden Umsätze in Höhe von rund 27,8 Mio. Euro und mit einem anderen Kunden in Höhe von rund 56,6 Mio. Euro realisiert.

Langfristige Vermögenswerte werden regional wie folgt eingesetzt:

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Deutschland	668,7	570,7
Übrige Länder	4,3	2,9
	673,0	573,6

Der Anteil am Periodenergebnis der Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode erfasst wurden, ist in Höhe von -0,9 Mio. Euro (Vorjahr: 0,3 Mio. Euro) im Segment Stromerzeugung enthalten.

X. SONSTIGE ANGABEN

1. Erläuterungen zur Entwicklung des Konzernanlagevermögens

Im Berichtszeitraum erfolgten Umgliederungen von bestimmten Vermögenswerten aus den Vorräten in das Anlagevermögen. Diese Umgliederungen resultierten aus einer Änderung der Nutzung der betreffenden Vermögenswerte. Konkret wurden Vorräte, die ursprünglich zum Verkauf bestimmt waren, nun für den langfristigen Eigengebrauch und den Einsatz in der betrieblichen Tätigkeit vorgesehen. Dies betrifft insbesondere Windparks und bereits in den Vorräten bilanzierte Nutzungsrechte.

Die Umgliederungen wurden gemäß den relevanten Bilanzierungsrichtlinien vorgenommen, um die Natur und künftige Nutzung dieser Vermögenswerte präzise widerzuspiegeln. Entsprechende Anpassungen wurden vorgenommen, um den Buchwert der um gegliederten Vermögenswerte korrekt in der Bilanz darzustellen.

2. Haftungsverhältnisse und sonstige finanzielle Verpflichtungen

Es bestehen zum Bilanzstichtag Haftungsverhältnisse aus der Bereitstellung von Bürgschaften für:

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in Mio. Euro	31.12.2024	31.12.2023
Diverse Windenergie- und Photovoltaikprojekte	201,9	168,7
Übrige	1,5	2,0
	203,4	170,7

Die wesentlichen Haftungsverhältnisse in Höhe von 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 76,8 Mio. Euro) stehen im Zusammenhang mit Bürgschaften für Windenergieanlagenbestellungen und Projektfinanzierungen, die sich während der Umsetzungsphase der Projekte reduzieren beziehungsweise mit Fertigstellung der Projekte auslaufen. Eine Inanspruchnahme ist aus derzeitiger Sicht nicht zu erwarten. Eine Inanspruchnahme aus den weiteren ausgegebenen Bürgschaften in Höhe von 203,4 Mio. Euro (Vorjahr: 93,9 Mio. Euro) ist ebenfalls aus derzeitiger Sicht nicht zu erwarten. Eine Bilanzierung nach IFRS 9 ist aus Gründen der sehr geringen Wahrscheinlichkeit einer Inanspruchnahme und aus Wesentlichkeitsaspekten nicht erfolgt.

Da rüber hinaus bestehen Verpflichtungen aus dem Bestellobligo betreffend Windenergieanlagen in Höhe von netto 125,8 Mio. Euro (Vorjahr: 129,4 Mio. Euro). Das Bestellobligo ist in voller Höhe innerhalb der nächsten zwei Jahre fällig.

Weiterhin bestehen aus Zusammenarbeit bei der Projektentwicklung im Ausland sonstige finanzielle Verpflichtungen in Höhe von 0,2 Mio. Euro (Vorjahr: 1,1 Mio. Euro).

Wesentliche Risiken aus diesen Geschäften werden nicht gesehen.

3. Annahmen des Managements über zukünftige Entwicklungen und andere Bewertungsunsicherheiten

Die international tätige PNE-Gruppe ist Betreiber von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien an Land (Eigenbestandsportfolio) und einer der langjährigsten Projektierer von Projekten für saubere Energien an Land und auf See. Derzeit ist die PNE-Gruppe in 14 Ländern auf vier Kontinenten operativ tätig.

Der Schwerpunkt liegt auf Windenergie- und Photovoltaikprojekten. Dabei vereint sich wirtschaftlicher Erfolg mit ökologischer Verantwortung. Die entwickelten Projekte werden an externe Kunden verkauft oder in das stark wachsende Portfolio von Windparks im Eigenbetrieb übernommen. Die PNE-Gruppe bearbeitet die Wertschöpfungskette von der Entwicklung, Projektierung, Finanzierung, Realisierung und dem Vertrieb über den Betrieb von sauberen Kraftwerken, die Wind, Sonne und Speicher nutzen, sowie Umspannwerken bis hin zum Repowering - also dem Ersatz älterer Windenergieanlagen durch neue auf dem aktuellen Stand der Technik. So definieren sich auch die Produkte: Projektentwicklung Windenergie, Projektentwicklung Photovoltaik und Projektentwicklung Hybridlösungen. Dabei beschäftigt sich die PNE-Gruppe auch mit der Entwicklung von Power-to-X-Lösungen.

Erneuerbare Energien und dabei vor allem Windenergie und Photovoltaik haben sich in den vergangenen Jahren zu einer wichtigen Stütze der Stromerzeugung entwickelt. Der jährliche Kapazitätszuwachs ist in einigen der weltweit wichtigsten Volkswirtschaften höher als bei jeder anderen Art der Energieproduktion.

Neben der Projektentwicklung steht ein breites Angebot von Dienstleistungen für Projekte sowie rund um die Lieferung von sauberem Strom für Kunden zur Verfügung. Zu diesen Dienstleistungen zählen unteranderem technisches und kaufmännisches Betriebsmanagement, technische Inspektion und Prüfungen, Baumanagement, Netz- und Umspannwerksdienstleistungen, Windplanungen und Windmessungen, Stromvermarktungsmanagement, Energy Supply Services und ähnliche Dienstleistungen. Hier ist PNE ein starker Partner der Kunden über den gesamten Lebenszyklus von Wind- und Photovoltaikanlagen. Dies ist Bestandteil der strategischen Ausrichtung zu einem Anbieter von Lösungen für saubere Energien - einem "Clean Energy Solutions Provider".

Nach dem seit Jahren erfolgreichen Aufbau von Windparks für den Verkauf an Kunden haben sich in der PNE-Gruppe zum31. Dezember 2024 Windparks mit über 700 MW im Bau oder Betrieb befunden. Zum 31. Dezember 2024 waren Windparks und das Holzheizkraftwerk Silbitz mit einer Leistung von 428,5 MW (Vorjahr: 375,4 MW) in Betrieb. Dazu kamen Windparks des Vorratsvermögens mit einer Leistung von 277,8 MW im Bau. Einige dieser Projekte werden nach Inbetriebnahme im Eigen bestand übernommen, andere im Bau befindliche Projekte sind bereits verkauft (102,3 MW) oder könnten in denJahren2025 oder2026 verkauft werden. Die Entscheidung, ob ein im Bau befindlicher Windpark an externe Investoren verkauft wird oder ob dieser in den Eigenbetrieb übernommen werden soll, erfolgt in Abhängigkeit von den jeweiligen aktuellen wirtschaftlichen Projekt- und Marktbedingungen, aktuellen Investorenanfragen sowie der weiteren strategischen Ausrichtung in Verbindung mit der langfristigen Liquiditätsplanung des Konzerns.

Diese Entwicklungen belegen die Möglichkeiten von PNE. Um auf den globalen Märkten optimal positioniert zu sein, konzentriert sich die Gruppe auf die Entwicklung, die Errichtung sowie den Verkauf und den Betrieb von Windparks und Photovoltaikprojekten in ausgewählten Kernmärkten. Darüber hinaus werden erste Hybridprojekte entwickelt, in denen Wind und Photovoltaik parallel genutzt werden sollen.

Andererseits führen Marktveränderungen durch verschiedene politische und ökonomische Entwicklungen auf die Volkswirtschaften zu Unsicherheiten. Zu Details der Unsicherheiten zukünftiger Entwicklungen und den strategischen Zielen der PNE AG wird an dieser Stelle zusätzlich auf die Ausführungen in Punkt 8 "Risiko- und Chancenbericht" im zusammengefassten Lage - und Konzernlagebericht verwiesen.

4. Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

Bezüglich der in den Konzernabschluss einbezogenen Abschlüsse der PNE AG und ihrer Tochterunternehmen verweisen wir auf die Aufstellung des Anteilsbesitzes.

Die Vergütung und der Anteilsbesitz des Aufsichtsrats und der Vorstände sind unter Gliederungspunkt X.5. erläutert.

5. Angaben zum Aufsichtsrat und zum Vorstand

Aufsichtsrat

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―	Herr Per Hornung Pedersen, Flensburg, selbstständiger Unternehmensberater (Vorsitzender) (bis zum 31. Juli 2024)
―	Herr Christoph Oppenauer, Frankfurt am Main, Asset Management Officer bei Morgan Stanley Infrastructure Partners, Frankfurt am Main (stellvertretender Vorsitzender)
―	Frau Dr. Susanna Zapreva, Wien, Vorstand der VERBUND AG, Vorstandsmitglied, Wien, Österreich
―	Frau Roberta Benedetti, Mailand, Italien, selbstständige Unternehmensberaterin im Energiesektor
―	Herr Marcel Egger, Apensen, Mitglied der Gruppengeschäftsführung der EURO GATE-Gruppe
―	Herr Alberto Donzelli, Executive Director/Managing Director bei Morgan Stanley Infrastructure Partners, London, Vereinigtes Königreich
―	Herr Marc van't Noordende, Director Longview Mangement Services, Leiden, Niederlande (Vorsitzender im Zeitraum vom 1. August 2024 bis zum 31. Dezember 2024)
―	Herr Dirk Simons, Ratingen, selbstständiger Unternehmensberater (seit dem 1. November 2 024/Vorsitzender seit dem 1. Januar 2025)

Herr Per Hornung Pedersen ist beziehungsweise war noch bei den folgenden Gesellschaften Aufsichtsratsmitglied oder Mitglied eines anderen Kontrollgremiums im Sinne des § 125 Abs. 1 Satz 3 des AktG:

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―	Suzlon Energy Ltd., Mumbai, Indien
―	Sea Tower AS, Oslo, Norwegen
―	Swire Energy Services, London, Vereinigtes Königreich

Herr Christoph Oppenauer ist beziehungsweise war noch bei den folgenden Gesellschaften Aufsichtsratsmitglied oder Mitglied eines anderen Kontrollgremiums im Sinne des §125 Abs. 1 Satz 3 des AktG:

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―	Aufsichtsrat der Tete Columbus AG, Bertin

Frau Dr. Susanna Zapreva ist beziehungsweise war noch bei den folgenden Gesellschaften Aufsichtsratsmitglied oder Mitglied eines anderen Kontrollgremiums im Sinne des §125 Abs. 1 Satz 3 des AktG:

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―	Aufsichtsrat der CropEnergies, Mannheim (bis zum 31. August 2024)
―	Aufsichtsrat der Satzgitter AG (seit dem 25. Mai 2024)

Frau Roberta Benedetti ist beziehungsweise war noch bei den folgenden Gesellschaften Aufsichtsratsmitglied oder Mitglied eines anderen Kontrollgremiums im Sinne des §125 Abs. 1 Satz 3 des AktG:

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―	Unabhängiges nicht exekutives Verwaltungsratsmitglied, Societa Gasdotti Itatia S.p.A., Mailand, Italien
―	Unabhängiges nicht exekutives Verwaltungsratsmitglied, Rubicon S.p.A., Mailand, Italien (bis zum 28. Juni 2024)
―	Unabhängiges nicht exekutives Verwaltungsratsmitglied, Enura S.p.A., Mailand, Italien
―	Unabhängiges nicht exekutives Verwaltungsratsmitglied, REG Silicon ASA, Lysaker, Norwegen (bis zum 15. Mai 2024)
―	Vorsitzende des Verwaltungsrats, unabhängig, nicht exekutiv, Innovo Renewables S.p.A., Mailand, Italien
―	Vorsitzende des Verwaltungsrats, unabhängig, nicht exekutiv, Academo S.r.l., Mailand, Italien (seit dem 6. Mai 2024)

Herr Marcel Egger ist beziehungsweise war noch bei den folgenden Gesellschaften Aufsichtsratsmitglied oder Mitglied eines anderen Kontrollgremiums im Sinne des § 125 Abs. 1 Satz 3 des AktG:

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―

Mitglied des Board of Directors (konzerninterne Mandate der EUROGATE-Gruppe) der:


―	NTB North Sea Terminal Bremerhaven GmbH & Co., Bremerhaven
―	MSC Gate Bremerhaven GmbH & Co. KG, Bremerhaven
―	EUROGATE Container Terminal Limassol Limited, Limassol, Zypern

Herr Alberto Donzelli ist beziehungsweise war noch bei den folgenden Gesellschaften Aufsichtsratsmitglied oder Mitglied eines anderen Kontrollgremiums im Sinne des § 125 Abs. 1 Satz 3 des AktG:

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―	AUC Group LLC, Board Member, Delaware, USA
―	Marlin Water Solutions Company, Board Member, Delaware, USA
―	Tarpon Water Solutions LTD, Board Member, British Virgin Islands, USA
―	Yellowfin Water Solutions Company, Board Member, Delaware, USA
―	Seven Seas Water Solutions USA LLC, Board Member, Delaware, USA
―	Larus Holding Limited, Board Member, Hamilton, Bermuda
―	Hoegh LNG Limited, Board Member, Hamilton, Bermuda
―	North Haven Infrastructure Holdings III Ltd., Board Member, London, Vereinigtes Königreich (bis zum 30. April 2024)
―	North Haven Infrastructure Holdings IV Ltd., Board Member, London, Vereinigtes Königreich (bis zum 30. April 2024)
―	Railbid S.R.L., Board Member, Rom, Italien (seit dem 29. August 2024)
―	Salcef Group S.p.A., Board Member, Rom, Italien (seit dem 2. August 2024)

Herr Marcvan't Noordende ist beziehungsweise war noch bei den folgenden Gesellschaften Aufsichtsratsmitglied oder Mitglied eines anderen Kontrollgremiums im Sinne des § 125 Abs. 1 Satz 3 des AktG:

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―	Aufsichtsratsvorsitzender Tele Columbus AG, Berlin

Die gewährte Gesamtvergütung an den Aufsichtsrat hat im Geschäftsjahr 2024 rund 0,4 Mio. Euro (Vorjahr: rund 0,5 Mio. Euro) betragen, davon rund 0,3 Mio. Euro (Vorjahr: rund 0,4 Mio. Euro) fixe Vergütung und rund 0,1 Mio. Euro (Vorjahr: rund 0,1 Mio. Euro) Sitzungsgelder.

Es gab keine weiteren wesentlichen Transaktionen zwischen dem Unternehmen und ihm nahestehenden Unternehmen oder Personen, die angabepflichtig gewesen wären.

Zum Stichtag 31. Dezember2024bestanden keine ausstehenden Forderungen oder Verbindlichkeiten gegenüber den nahestehenden Personen oder nahestehenden Unternehmen.

Alle Aufsichtsratsmitglieder haben pflichtgemäß potenzielle Interessenkonflikte offengelegt. Im Berichtszeitraum haben sich keine Transaktionen ergeben, die zu einem tatsächlichen Interessenkonflikt führten.

Die Aufsichtsratsmitgliederhaben keinen wesentlichen Einfluss auf die operativen Entscheidungen des Unternehmens jenseits ihrer regulären Aufsichtsfunktion ausgeübt.

Von den Mitgliedern des Aufsichtsrats hielt am 31. Dezember 2024 Herr Marcel Egger 4.500 Aktien der Gesellschaft.

Vorstand

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―	Herr Markus Lesser, Korschenbroich (Vorsitzender) (bis zum 31. Juli 2024)
―	Herr Jörg Klowat, Cuxhaven (Finanzvorstand) (bis zum 31. März 2024)
―	Herr Harald Wilbert, Hamburg (Mitglied des Vorstands bis zum 31. März 2024/Finanzvorstand seit dem 1. April 2024)
―	Herr Per Hornung Pedersen, Flensburg (Vorsitzender im Zeitraum vom 1. August 2024 bis zum 12. Januar 2025)
―	Herr Roland Stanze, Cuxhaven (Operativer Vorstand) (seit dem 1. August 2024)
―	Herr Heiko Wuttke, Hamburg (Vorsitzender) (seit dem 13. Januar 2025)

Den Mitgliedern des Vorstandes wurden für ihre Tätigkeit im Geschäftsjahr 2024 Gesamtbezüge nach § 315e in Verbindung mit § 314 N r. 6 HGB in Höhe von 2.036 Tsd. Euro (Vorjahr: 2.262 Tsd. Euro) gewährt Darin enthalten ist eine langfristige, nicht aktienbasierte variable Vergütung, zugesagt im Geschäftsjahr 2 023, in Höhe von 244 Tsd. EUR. Den ehemaligen Mitgliedern des Vorstandes wurden im Geschäftsjahr2024 Gesamtbezüge von 434 Tsd. Euro (Vorjahr: 0 EUR) gewährt.

Darüber hinaus wurden zwei aktiven Vorstandsmitgliedern zwei Vergütungselemente mit langfristiger, nicht aktienbasierter Grundlage zugesagt.

Der LT11 wurde mit einem Zielerreichungszeitraum von drei Jahren, also bis zum 31. Dezember 2026 zugeteilt und ist abhängig vom Erreichen der beiden gleichgewichteten Ziele. Für das finanzielle Ziel ist vorgesehen, dass im jeweiligen Zielerreichungszeitraum eine Gesamtrendite (Steigerung des Total Shareholder Return (TSR)) von jährlich 12,5 % erreicht wird. Das ESG-Ziel berücksichtigt dabei den Beitrag der PNE AG zum Ausbau der erneuerbaren Energien, darüber hinaus aber auch weitere Ziele aus den Gebieten Soziales (insbesondere Belange der Mitarbeitenden) und gute Unternehmensführung (z. B. Governance, Risikomanagement, Compliance, Diversity). Den Vorständen wurde im Geschäftsjahr 2024 der LTI 1 mit einem Zielbetrag bei 100 % Zielerreichung von 345 Tsd. Euro zugesagt. Die maximal erreichbare Vergütung aus dem LTI 1 ist dabei auf 300 % des jeweiligen Zielbetrags begrenzt.

Anders als der LTI 1 wurde der im Geschäftsjahr 2024 zugesagte LTI 2 nicht in jährlichen Tranchen zugeteilt, sondern bei Abschluss oder Verlängerung des Vorstands-Dienstvertrags in Form einer endfälligen Zahlung. Der Zielerreichungszeitraum reicht für die zum Stichtag aktiven Vorstandsmitglieder jeweils bis zum 31. Dezember 2027. Voraussetzung für eine Auszahlung des LTI 2 ist neben der Zielerreichung, dass das betreffende Vorstandsmitglied während des gesamten Zielerreichungszeitraums dem Vorstand der PNE AG angehört. Inhaltlich richtet sich der LTI 2 wie auch der LT11 nach TSR-Zielen und nach ESG-Zielen, die ebenfalls wiederum jeweils zu 50 % gewichtet werden. Der LTI 2 ist auf 1 00 % der Zielvergütung begrenzt. Bei Zielunterschreitung erfolgt somit für den LTI 2 keine Auszahlung; bei Zielüberschreitung erhöht sich der als LTI 2 zu zahlende Betrag nicht. Den zum Stichtag aktiven Vorstandsmitgliedern wurde der LTI mit einem Zuteilungsbetrag bei 100 % Zielerreichung über 1.000 Tsd. Euro gesamt zugesagt

Der im Geschäftsjahr erfasste Aufwand ("Jahresscheibe") für kurzfristig fällige Leistungen beträgt 2,0 Mio. Euro (Vorjahr: 1,3 Mio. Euro). Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses belaufen sich auf 0,0 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro). Andere langfristig fällige Leistungen wurden in Höhe von 0,9 Mio. Euro (Vorjahr: 0,9 Mio. Euro) erfasst. Leistungen aus Anlass der Beendigung des Arbeitsverhältnisses betrugen 0,4 Mio. Euro (Vorjahr: 0,0 Mio. Euro).

Der im Geschäftsjahr erfasste Aufwand für kurzfristig fällige Leistungen an den Aufsichtsrat beträgt 0,4 Mio. Euro (Vorjahr: 0,5 Mio. Euro). Die gesamte Vergütung nach IAS 24.1 7 an Aufsichtsrat und Vorstand betrug 3,7 Mio. Euro (Vorjahr: 2,8 Mio. Euro).

Die Vorstände der Gesellschaft halten am 31. Dezember 2024, wie zum Vorjahreszeitpunkt, keine Aktien der Gesellschaft.

6. Honorare für den Konzernabschlussprüfer

Das Honorar des Konzernabschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2024 beträgt:

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in Mio. Euro
Abschlussprüfungsleistungen (Einzel- und Konzernabschluss)	0,7
Andere Bestätigungsleistungen	0,1
Steuerberatungsleistungen	0,0
Sonstige Leistungen	0,0
	0,8

Das Honorar für Abschlussprüferleistungen der KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft betraf vor allem die Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lage - und Konzerntageberichts sowie die freiwillige Jahresabschlussprüfung verschiedener Tochterunternehmen. Zudem erfolgte eine prüferische Durchsicht des Halbjahresfinanzberichts.

7. Deutscher Corporate Governance Kodex

Der Corporate Governance Kodex ist eine gesetzliche Richtlinie zur Leitung und Überwachung börsennotierter Gesellschaften in Deutschland. Er fasst die international wie national anerkannten Standards für verantwortungsvolle Unternehmensführung zusammen. Ziel der Richtlinie ist es, das Vertrauen von Investoren, Kunden, Mitarbeitenden und der Öffentlichkeit in die deutsche Unternehmensführung zu fördern. Einmal jährlich müssen Vorstand und Aufsichtsrat eine Erklärung abgeben, in der sie erklären, inwieweit den Regeln des Corporate Governance Kodex entsprochen wird.

Die letzte Entsprechenserklärung nach § 161 AktG wurde im September 2024 abgegeben.

Die Entsprechenserklärung ist auf unserer Internetseite www.pnegroup.com im Bereich "Investor Relations" unter Corporate Governance veröffentlicht und kann dort heruntergeladen werden.

8. Angaben zum Personalbestand

Beschäftigte im Jahresdurchschnitt

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	2024	2023
Leitende Angestellte (ohne Vorstand PNE AG)	82	81
Angestellte	549	509
Gewerbliche Arbeitnehmer	17	16
	648	606

9. Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Keine Ereignisse mit wesentlicher Auswirkung auf die Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage nach Ende des Berichtszeitraums gegeben.

Cuxhaven, 21. März 2025

PNE AG

Heiko Wuttke, Vorstandsvorsitzender

Harald Wilbert Finanzvorstand

Roland Stanze Operativer, Vorstand

Per Hornung Pedersen, Vorstand

VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER

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 im verbleibenden Geschäftsjahr beschrieben sind.

PNE AG, Vorstand

BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die PNE AG, Cuxhaven

VERMERK ÜBER DIE PRÜFUNG DES KONZERNABSCHLUSSES UND DES ZUSAMMENGEFASSTEN LAGEBERICHTS

Prüfungsurteile

Wir haben den Konzernabschluss der PNE AG, Cuxhaven, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2024, Konzerngesamtergebnisrechnung, der Konzerneigenkapitalveränderungsrechnung und der Konzernkapitalflussrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 sowie dem Konzernanhang, einschließlich wesentlicher Informationen zu den Rechnungslegungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns (im Folgenden "zusammengefasster Lagebericht") der PNE AG für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 geprüft.

Die im Abschnitt "Sonstige Informationen" unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des zusammengefassten Lageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

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―

entspricht der beigefügte Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den vom International Accounting Standards Board (IASB) herausgegebenen IFRS Accounting Standards (im Folgenden "IFRS Accounting Standards"), wie sie in der 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 2024 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 und

―

vermittelt der beigefügte zusammengefasste Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns. In allen wesentlichen Belangen steht dieser zusammengefasste Lagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum zusammengefassten Lagebericht erstreckt sich nicht auf den Inhalt der im Abschnitt "Sonstige Informationen" genannten Bestandteile des zusammengefassten Lageberichts.

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses 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 durch geführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts" 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 zusammengefassten Lagebericht 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 bis zum 31. Dezember 2024 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.

Realisierung von Umsatzerlösen aus der Planung und Errichtung sowie dem Verkauf von Wind- und Solarparkprojekten

Zu den angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf den Konzernanhang im Abschnitt "IV. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze". Angaben zur Höhe der Vorräte finden sich im Konzernanhang im Abschnitt V.5. Vorratsvermögen.

Das Risiko für den Abschluss

Die Umsatzerlöse des Konzerns belaufen sich im Geschäftsjahr auf EUR 210,4 Mio. Hiervon entfallen EUR 108,7 Mio. auf die Planung und Errichtung sowie den Verkauf von Wind- und Solarparkprojekten. Hiervon wiederum wurden EUR 70,4 Mio. aus dem Verkauf von (Projekt-) Gesellschaften nach IFRS 10 und EUR 38,3 Mio. aus Verträgen mit Kunden nach IFRS 15 realisiert Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften werden bei Kontrollverlust im Entkonsolidierungszeitpunkt nach IFRS 10 bestimmt. Im Zeitpunkt des Beherrschungsverlusts werden die Vermögenswerte und Schulden der Projektgesellschaft mit den zu diesem Zeitpunkt bilanzierten Buchwerten ausgebucht und die vertraglich vereinbarten Gegenleistungen zu den beizulegenden Zeitwerten angesetzt. Bei der Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts der vereinbarten Gegenleistungen werden neben dem fixen Kaufpreis für die Anteile an der Projektgesellschaft auch vertraglich enthaltene bedingte Gegenleistungen (bspw. zukünftig anfallende Meilensteinzahlungen) zum beizulegenden Zeitwert berücksichtigt.

Falls nach Verkauf der Projektgesellschaften noch Verträge mit Kunden gemäß IFRS 15 bestehen, erfasst die PNE AG zeitraumbezogen Umsätze. Die Umsatzerlöse über einen bestimmten Zeitraum werden nach der Percentage-of-Completion-Methode realisiert.

Die gesetzlichen Vertreter der PNE AG haben die Kriterien für die Umsatzrealisierung in einer konzernweiten Bilanzierungsrichtlinie dargestellt und für die korrekte Erfassung und Abgrenzung Prozesse implementiert.

Für die einzelnen Planungs- und Errichtungsprojekte bzw. Verkaufsvorgänge von Wind- und Solarparkprojekten werden von den Konzerngesellschaften unterschiedliche Vereinbarungen mit dem Kunden getroffen, die zum Teil komplexe vertragliche Regelungen enthalten. Aufgrund der Nutzung von verschiedenen vertraglichen Vereinbarungen in den unterschiedlichen Märkten und den Ermessensspielräumen bei der Ermittlung und Würdigung der Indikatoren zur Beurteilung des Zeitpunktes der Übertragung der Verfügungsgewalt bzw. bei der Beurteilung des Projektfortschritts sowie bei der Bestimmung der Höhe der zu erfassenden Umsatzerlöse besteht das Risiko für den Abschluss, dass die Umsatzerlöse aus der Planung und Errichtung sowie dem Verkauf von Wind- und Solarparkprojekten nicht bestehen bzw. nicht hinreichend genau ausgewiesen werden.

Unsere Vorgehensweise in der Prüfung

Wir haben auf Basis unseres erlangten Prozessverständnisses die Ausgestaltung und Einrichtung identifizierter interner Kontrollen insbesondere bezüglich der korrekten Ermittlung des Projektfortschritts der Aufträge bzw. des Zeitpunktes der Übertragung der Verfügungsgewalt sowie der Höhe der Umsatzerlöse beurteilt.

Für die Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Projektgesellschaften nach IFRS 10 haben wir die Verträge über den Verkauf der Anteile gewürdigt sowie Kontrollübergang, Zeitpunkt des Kontrollübergangs und Ermittlung des Entkonsolidierungserfolgs geprüft.

Für die Umsatzerlöse aus den Verträgen mit Kunden nach IFRS 15 haben wir die von den gesetzlichen Vertretern vorgenommenen Vertragsanalyse nachvollzogen und insbesondere gewürdigt, ob die Anforderungen zur zeitraumbezogenen Umsatzrealisierung für die im Geschäftsjahr neu geschlossenen Verträge vorliegen sowie ob die Ermittlung der Erlöse vertretbar ist. Außerdem haben wir für alle wesentlichen Kundenverträge den Fertigstellungsgrad beurteilt. Unsere Prüfungshandlungen erstreckten sich hierbei insbesondere auf die zugrunde liegenden Verträge, Rechnungen, Abnahmeprotokolle, Projektfortschrittsberichte und sonstige Leistungs- und Zahlungsnachweise.

Aufbauend auf den zuvor erlangten Erkenntnissen haben wir die sachgerechte Ermittlung der Umsatzerlöse aus der Planung und Errichtung sowie dem Verkauf von Wind- und Solarparkprojekten sowie die bilanzielle und erfolgsrechnerische Erfassung beurteilt.

Unsere Schlussfolgerungen

Die Vorgehensweise der PNE AG zur Erfassung von Umsatzerlösen aus der Planung und Errichtung sowie dem Verkauf von Wind- und Solarparkprojekten ist sachgerecht. Die der Bilanzierung zugrunde liegenden Annahmen sind angemessen.

Werthaltigkeit der Projektvorräte

Zu den angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf den Konzernanhang im Abschnitt "IV. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze". Angaben zu den Umsatzerlösen aus der Projektentwicklung finden sich im Konzernanhang im Abschnitt "VI.1 Umsatzerlöse".

Das Risiko für den Abschluss

In der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2024 sind im Bilanzposten "Vorräte" Unfertige Erzeugnisse und Leistungen aus den in Entwicklung befindlichen Wind- und Solarparkprojekten in Höhe von EUR 169,3 Mio. (entspricht 13,4 % der Konzernbilanzsumme) enthalten. Hiervon entfallen EUR 103,0 Mio. auf Projektvorräte im Inland und EUR 66,3 Mio. auf Projektvorräte im Ausland.

Die Projektvorräte werden mit dem niedrigeren Wert aus Anschaffungs- und Herstellungskosten und Nettoveräußerungswert angesetzt.

Die Ermittlung der Anschaffungs- und Herstellungskosten ist ermessensbehaftet und erfordert teilweise zukunftsorientierte Schätzungen insbesondere zu den erwarteten Gesamtauftragskosten.

Im Geschäftsjahr wurden Wertminderungen auf den Nettoveräußerungswert in Höhe von EUR 11,0 Mio. als Aufwand in den Bestandsveränderungen erfasst.

Es besteht das Risiko für den Konzernabschluss, dass die Projektvorräte aufgrund ggf. nicht erkanntem Wertminderungsbedarf überbewertet sind.

Unsere Vorgehensweise in der Prüfung

Wir haben auf Basis unseres erlangten Prozessverständnisses die Einrichtung und Ausgestaltung identifizierter interner Kontrollen insbesondere bezüglich der regelmäßigen Überprüfung der Werthaltigkeit der im Konzernabschluss ausgewiesenen Projektvorräte durch die gesetzlichen Vertreter beurteilt.

Wir haben die Werthaltigkeit der Projektvorräte mit den gesetzlichen Vertretern sowie den gesetzlichen Vertretern der jeweiligen Konzerngesellschaften erörtert.

Darüber hinaus haben wir die Protokolle von Sitzungen der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats hinsichtlich möglicher Hinweise auf einen Wertberichtigungsbedarf eingesehen.

Die Auskünfte der gesetzlichen Vertreter über die Realisierungsfähigkeit und Werthaltigkeit von Projekten haben wir über eine risikoorientierte Auswahl an Projekten auf Basis von durch Konzerngesellschaften erstellten Planungen, Projektkalkulationen sowie Projektfortschrittsberichten beurteilt.

Unsere Schlussfolgerungen

Das Vorgehen zur Beurteilung der Werthaltigkeit der Projektvorräte ist sachgerecht.

Sonstige Informationen

Die gesetzlichen Vertreter bzw. der Aufsichtsrat sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des zusammengefassten Lageberichts:

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―	den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht, auf den im zusammengefassten Lagebericht Bezug genommen wird,
―	die zusammengefasste Erklärung zur Unternehmensführung der Gesellschaft und des Konzerns, auf die im zusammengefassten Lagebericht Bezug genommen wird, und
―	die im zusammengefassten Lagebericht enthaltenen lageberichtsfremden und als ungeprüft gekennzeichneten Angaben.

Die sonstigen Informationen umfassen zudem die übrigen Teile des Geschäftsberichts. Die sonstigen Informationen umfassen nicht den Konzernabschluss, die inhaltlich geprüften Angaben im zusammengefassten Lagebericht sowie unseren dazugehörigen Bestätigungsvermerk.

Unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss 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 oben genannten sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

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―	wesentliche Unstimmigkeiten zum Konzernabschluss, zu den inhaltlich geprüften Angaben im 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 Konzernabschluss und den zusammengefassten Lagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS Accounting Standards, 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 falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen (d. h. Manipulationen der Rechnungslegung und Vermögensschädigungen) oder Irrtümern 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 zusammengefassten Lageberichts, 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 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 des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern ist, und ob der zusammengefasste Lagebericht 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 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 dolosen Handlungen oder Irrtümern resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses und zusammengefassten Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

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―	identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher falscher Darstellungen im Konzernabschluss und im zusammengefassten Lagebericht aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern, 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 eine aus dolosen Handlungen resultierende wesentliche falsche Darstellung nicht aufgedeckt wird, ist höher als das Risiko, dass eine aus Irrtümern resultierende wesentliche falsche Darstellung nicht aufgedeckt wird, da dolose Handlungen kollusives Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können.
―	erlangen wir ein Verständnis von den für die Prüfung des Konzernabschlusses relevanten internen Kontrollen 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 der internen Kontrollen des Konzerns bzw. dieser Vorkehrungen und Maßnahmen 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 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 der Konzern seine Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann.
―	beurteilen wir Darstellung, Aufbau und Inhalt des Konzernabschlusses insgesamt einschließlich der Angaben sowie ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Konzernabschluss unter Beachtung der IFRS Accounting Standards, 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.
―	planen wir die Konzernabschlussprüfung und führen sie durch, um ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Rechnungslegungsinformationen der Unternehmen oder Geschäftsbereiche innerhalb des Konzerns einzuholen als Grundlage für die Bildung der Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht. Wir sind verantwortlich für die Anleitung, Beaufsichtigung und Durchsicht der für Zwecke der Konzernabschlussprüfung durchgeführten Prüfungstätigkeiten. Wir tragen die alleinige Verantwortung für unsere Prüfungsurteile.
―	beurteilen wir den Einklang des zusammengefassten Lageberichts 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 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 bedeutsamer Mängel in internen Kontrollen, 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 sofern einschlägig, die zur Beseitigung von Unabhängigkeitsgefährdungen vorgenommenen Handlungen oder ergriffenen 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

Vermerk über die Prüfung der für Zwecke der Offenlegung erstellten elektronischen Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts nach § 317 Abs. 3a HGB

Wir haben gemäß § 317 Abs. 3a HGB eine Prüfung mit hinreichender Sicherheit durchgeführt, ob die in der bereitgestellten Datei " 391200KEHI6OQSGGN373-2024-12-31-0-de (4).zip" (SHA256-Hashwert: 0d16993c94f8b18171035c3ca87c500b966e9dcca2c79e1c030024d1f3b53366) enthaltenen und für Zwecke der Offenlegung erstellten Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts (im Folgenden auch als "ESEF-Unterlagen" bezeichnet) den Vorgaben des § 328 Abs. 1 HGB an das elektronische Berichtsformat ("ESEF-Format") in allen wesentlichen Belangen entsprechen. In Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften erstreckt sich diese Prüfung nur auf die Überführung der Informationen des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in das ESEF-Format und daher weder auf die in diesen Wiedergaben enthaltenen noch auf andere in der oben genannten Datei enthaltene Informationen.

Nach unserer Beurteilung entsprechen die in der oben genannten bereitgestellten Datei enthaltenen und für Zwecke der Offenlegung erstellten Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in allen wesentlichen Belangen den Vorgaben des § 328 Abs. 1 HGB an das elektronische Berichtsformat. Über dieses Prüfungsurteil sowie unsere im voranstehenden "Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts" enthaltenen Prüfungsurteile zum beigefügten Konzernabschluss und zum beigefügten zusammengefassten Lagebericht für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 hinaus geben wir keinerlei Prüfungsurteil zu den in diesen Wiedergaben enthaltenen Informationen sowie zu den anderen in der oben genannten Datei enthaltenen Informationen ab.

Wir haben unsere Prüfung der in der oben genannten bereitgestellten Datei enthaltenen Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 3a HGB unter Beachtung des IDW Prüfungsstandards: Prüfung der für Zwecke der Offenlegung erstellten elektronischen Wiedergaben von Abschlüssen und Lageberichten nach § 317 Abs. 3a HGB (IDW PS 410 (06.2022)) [wenn für das Verständnis des Vermerks im internationalen Raum förderlich: und des International Standard on Assurance Engagements 3000 (Revised)] durchgeführt. Unsere Verantwortung danach ist nachstehend weitergehend beschrieben.

Unsere Wirtschaftsprüferpraxis hat den IDW Qualitätsmanagementstandard: Anforderungen an das Qualitätsmanagement in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QMS 1 (09.2022)) angewendet.

Die gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft sind verantwortlich für die Erstellung der ESEF-Unterlagen mit den elektronischen Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts nach Maßgabe des § 328 Abs. 1 Satz 4 Nr. 1 HGB und für die Auszeichnung des Konzernabschlusses nach Maßgabe des § 328 Abs. 1 Satz 4 Nr. 2 HGB.

Ferner sind die gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig erachten, um die Erstellung der ESEF-Unterlagen zu ermöglichen, die frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - Verstößen gegen die Vorgaben des § 328 Abs. 1 HGB an das elektronische Berichtsformat sind.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Prozesses der Erstellung der ESEF-Unterlagen als Teil des Rechnungslegungsprozesses.

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob die ESEF-Unterlagen frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - Verstößen gegen die Anforderungen des § 328 Abs. 1 HGB sind. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

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―	identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - Verstöße gegen die Anforderungen des § 328 Abs. 1 HGB, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.
―	gewinnen wir ein Verständnis von den für die Prüfung der ESEF-Unterlagen relevanten internen Kontrollen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Kontrollen abzugeben.
―	beurteilen wir die technische Gültigkeit der ESEF-Unterlagen, d. h. ob die die ESEF-Unterlagen enthaltende bereitgestellte Datei die Vorgaben der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 in der zum Abschlussstichtag geltenden Fassung an die technische Spezifikation für diese Datei erfüllt.
―	beurteilen wir, ob die ESEF-Unterlagen eine inhaltsgleiche XHTML-Wiedergabe des geprüften Konzernabschlusses und des geprüften zusammengefassten Lageberichts ermöglichen.
―	beurteilen wir, ob die Auszeichnung der ESEF-Unterlagen mit Inline XBRL-Technologie (iXBRL) nach Maßgabe der Artikel 4 und 6 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 in der am Abschlussstichtag geltenden Fassung eine angemessene und vollständige maschinenlesbare XBRL-Kopie der XHTML-Wiedergabe ermöglicht.

Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO

Wir wurden von der Hauptversammlung am 30. Mai 2024 als Abschlussprüfer des Konzernabschlusses gewählt. Wir wurden am 20. Dezember 2024 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2023 als Abschlussprüfer des Konzernabschlusses der PNE 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.

Sonstiger Sachverhalt - Verwendung des Bestätigungsvermerks

Unser Bestätigungsvermerk ist stets im Zusammenhang mit dem geprüften Konzernabschluss und dem geprüften zusammengefassten Lagebericht sowie den geprüften ESEF-Unterlagen zu lesen. Der in das ESEF-Format überführte Konzernabschluss und zusammengefasste Lagebericht - auch die in das Unternehmensregister einzustellenden Fassungen - sind lediglich elektronische Wiedergaben des geprüften Konzernabschlusses und des geprüften zusammengefassten Lageberichts und treten nicht an deren Stelle. Insbesondere ist der ESEF-Vermerk und unser darin enthaltenes Prüfungsurteil nur in Verbindung mit den in elektronischer Form bereitgestellten geprüften ESEF-Unterlagen verwendbar.

Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer

Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Hanno Bötel.

Bremen, den 21. März 2025

KPMG AG

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

gez. Bötel, Wirtschaftsprüfer

gez. Meyer, Wirtschaftsprüfer

AI assistant

PNE AG — Annual Report 2024

334_rns_2025-04-17_481fd7cc-81db-4ee4-9f69-8ad61b5597ae.html

PNE AG

Cuxhaven

Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2024 bis zum 31.12.2024

BERICHT DES AUFSICHTSRATS

1. GRUNDLAGEN DES KONZERNS

1.1 Geschäftsmodell

Segment Projektentwicklung

Windenergie an Land national

Repowering

Windenergie an Land international

Photovoltaik national und international

Windenergie auf See national und international

Sonstige Projektierungen

Segment Stromerzeugung

Segment Services

Leistungen des Segments Services

1.2 Ziele und Strategie

1.3 Steuerungssystem

2. WIRTSCHAFTSBERICHT

2.1 Gesamtaussage des Vorstands

2.2 Gesamtwirtschaftliche und branchenbezogene Rahmenbedingungen

2.3 Politische Rahmenbedingungen

EU-Ziele

Deutschland

Windenergie an Land (onshore)

Windenergie auf See (offshore)

Photovoltaik

Frankreich

Italien

Kanada

Lettland

Panama

Polen

Rumänien

Spanien

Südafrika

Türkei

Vietnam

Einschätzung zur Marktentwicklung

2.4 Geschäftsverlauf

Zusammenfassung der operativen Entwicklung

Die Entwicklung der Segmente im Einzelnen

Segment Projektentwicklung

Windenergie und Photovoltaik an Land

Windenergie an Land und Photovoltaik national

Windenergie an Land und Photovoltaik international

Frankreich

Großbritannien

Italien

Kanada

Panama

Polen

Rumänien

Schweden

Spanien

Südafrika

Türkei

USA

Windenergie auf See

Windenergie auf See national

Windenergie auf See international

Ergebnisse des Segments Projektentwicklung

Segment Stromerzeugung

Ergebnisse des Segments Stromerzeugung

Segment Services

Ergebnisse des Segments Services

2.5 Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage

2.5.1 Ertragslage Entwicklung im Konzern

Entwicklung in der PNE AG

2.5.2 Finanzlage

Entwicklung im Konzern

Entwicklung in der PNE AG (HGB)

2.5.3 Vermögenslage

Entwicklung im Konzern

Entwicklung in der PNE AG (HGB)

3. VERTRIEB UND MARKETING

4. ENTWICKLUNG UND INNOVATIONEN

PNE AG Annual Report 2024

Beschreibung der wesentlichen Merkmale des IKS/RMS der Muttergesellschaft und des Gesamtkonzerns

Politische Risiken/Gesetzesänderungen/ Marktrisiken

Umsetzung/Smart Development

Unternehmensanleihe 2022/2027