EWE Aktiengesellschaft

Oldenburg

Halbjahresfinanzbericht nach WpHG zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 30.06.2023

Einführung

Der Halbjahresfinanzbericht der EWE AG erfüllt die Anforderungen der anzuwendenden Vorschriften des WpHG (Wertpapierhandelsgesetz) und umfasst nach § 115 WpHG einen verkürzten Konzernzwischenabschluss und einen Konzernzwischenlagebericht sowie eine Versicherung der gesetzlichen Vertreter.

Der verkürzte Konzernzwischenabschluss ist in Übereinstimmung mit den für die Zwischenberichterstattung anzuwendenden IFRS, wie sie vom IASB veröffentlicht wurden und in der EU anzuwenden sind, erstellt worden.

Der Halbjahresfinanzbericht sollte zusammen mit unserem Finanzbericht für das Geschäftsjahr 2022 gelesen werden.

Dieser beinhaltet eine umfassende Darstellung unserer Geschäftsaktivitäten sowie Erläuterungen zu verwendeten Finanzkennzahlen.

Konzernzwischenlagebericht

Geschäfts- und Rahmenbedingungen

Unternehmenssituation im EWE-Konzern

Bericht über die voraussichtliche Entwicklung mit ihren wesentlichen Chancen und Risiken

Zukunftsgerichtete Aussagen

Verkürzter Konzernzwischenabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung des EWE-Konzerns

Gesamtergebnisrechnung des EWE-Konzerns

Bilanz des EWE-Konzerns

Eigenkapitalveränderungsrechnung des EWE-Konzerns

Kapitalflussrechnung des EWE-Konzerns

Anhang zum verkürzten EWE-Konzernzwischenabschluss

Weitere Informationen

Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Bescheinigung nach prüferischer Durchsicht

Geschäfts- und Rahmenbedingungen

Der EWE-Konzern

Organisation und Grundlagen der Berichterstattung

Wir sind ein Energiekonzern mit Kernaktivitäten in den Bereichen Energie, Elektromobilität, Telekommunikation sowie Informationstechnologie (IT). Neben dem Betrieb von Energienetzen sind wir ebenfalls im Bereich der Speicherung und Erzeugung mit dem Schwerpunkt Erneuerbarer Energien tätig und nutzen das gemeinsame Potential von Energie, Telekommunikation und IT. Der EWE-Konzern umfasst die EWE Aktiengesellschaft (im Folgenden auch EWE AG), eine Aktiengesellschaft deutschen Rechts, als Muttergesellschaft und ihre Tochterunternehmen. Der Sitz unseres Unternehmens befindet sich in Deutschland mit der Konzernzentrale in Oldenburg. Im ersten Halbjahr 2023 beschäftigt der Konzern im Durchschnitt 10.722 Mitarbeitende (31. Dezember 2022: 10.185 Mitarbeitende).

Beschreibung der Geschäftstätigkeit

Segment Erneuerbare Energien

Im Bereich Erneuerbare Energien planen, bauen und betreiben wir Onshore-Windenergieanlagen zur regenerativen Energieerzeugung, teilweise im Rahmen von Beteiligungs- bzw. Partnermodellen. Unsere Kompetenz im Bau und Betrieb von Windparks vermarkten wir international. Mit dem Betrieb von Windenergieanlagen sind wir zudem im Offshore-Bereich tätig. Die Erzeugungskapazitäten (inklusive anteiliger Kapazitäten aus at-equity einbezogenen Beteiligungen) betragen zum 30. Juni 2023 2.573,9 Megawatt (31. Dezember 2022: 2.556,1 Megawatt).

Segment Infrastruktur

Im Bereich Netze betreiben wir Strom- und Erdgasnetze im Ems-Weser-Elbe-Gebiet sowie Erdgasnetze in Brandenburg, auf Rügen und in Nordvorpommern von insgesamt 142,6 Tsd. km Netzlänge (Stand 31. Dezember 2022). Hinzu kommt der Betrieb eines weit verzweigten Telekommunikationsnetzes von 60,8 Tsd. km (Stand 31. Dezember 2022). Der Breitbandausbau in der ländlich geprägten Region im Nordwesten Deutschlands wird kontinuierlich vorangetrieben.

Im Bereich Gasspeicher errichten, erwerben und betreiben wir Anlagen zur Lagerung sowie zur Ein- und Ausspeicherung von gasförmigen und flüssigen Energieträgern, wie Hochdruckerdgas, Wasserstoff, Flüssiggas und Druckluft und erbringen alle hierzu gehörenden Dienstleistungen. In diesem Bereich betreiben wir insgesamt 37 Kavernen (Stand 31. Dezember 2022) an norddeutschen Standorten sowie in Rüdersdorf bei Berlin und vermarkten Speicherkapazitäten. Mit einer Speicherkapazität von 2,0 Mrd. Kubikmetern (Stand 31. Dezember 2022) sind wir einer der großen Gasspeicherbetreiber im deutsch-europäischen Erdgasmarkt.

Segment Markt

Der Bereich Energie und Telekommunikation kombiniert den Vertrieb von Energie- und Telekommunikationsprodukten. Der Fokus des Telekommunikationsvertriebs liegt überwiegend im Nordwesten Deutschlands, in Teilen Brandenburgs und auf Rügen sowie in Ostwestfalen-Lippe. Geschäftskunden betreuen wir bundesweit. Mit dem Aufbau neuer Geschäftsaktivitäten, wie Stromspeicher, Contracting-Lösungen, Elektromobilität und Energie-Audits, befinden wir uns im langfristigen Wandel zu einem Dienstleister, für den sich neben den klassischen Produkten Strom, Gas, Wärme sowie Telekommunikation in den Feldern kundenspezifische Services und Lösungen neue Geschäftsmöglichkeiten eröffnen.

Der Bereich Handel bündelt Dienstleistungen im Rahmen der Beschaffung und Vermarktung von Strom und Gas. Darüber hinaus optimiert der Bereich Handel das gesamte Energieportfolio des EWE-Konzerns und bietet seinen Kunden und Partnern ein breites Dienstleistungsspektrum, z. B. im Portfolio- und Bilanzkreismanagement. Der Bereich Handel unterstützt zudem bundesweit Betreiber von Wind- und Solarparks bei der Direktvermarktung ihres Stroms. Weiterhin dient der Bereich Handel als Marktzugang für die Vertriebs- und Erzeugungsaktivitäten unseres Konzerns.

Mit der Glasfaser NordWest GmbH & Co. KG, Oldenburg (Glasfaser NordWest), haben die EWE AG und die Telekom Deutschland GmbH, Bonn, im Jahr 2020 ein Joint Venture gegründet, mit dem Ziel, in den kommenden zehn Jahren das Glasfasernetz im Nordwesten Deutschlands auszubauen. Für den EWE-Konzern stellt dies eines der größten Infrastrukturprojekte in der Geschichte des Unternehmens dar und schafft eine langfristig nutzbare Infrastruktur. Darüber hinaus beteiligt sich der EWE-Konzern in der Region über die EWE TEL GmbH, Oldenburg (EWE TEL), und die EWE NETZ GmbH, Oldenburg (EWE NETZ), am geförderten Glasfaserausbau.

Segment swb

Dieses Segment bündelt im Wesentlichen unsere Geschäftsaktivitäten in den Städten Bremen und Bremerhaven. swb ist mit ihren Tochtergesellschaften in den Bereichen Strom, Erdgas, Wärme und Telekommunikation tätig. Darüber hinaus werden einige Trinkwassernetze und das Abwassergeschäft im Nordwesten Deutschlands betrieben. Dieses Segment beinhaltet ebenfalls die ausschließlich bei swb vorhandene tendenziell abnehmende "Konventionelle Erzeugung und Entsorgung".

Segment Sonstiges

Der Bereich Informationstechnologie firmierend unter BTC AG, Oldenburg (BTC), beinhaltet unser ganzheitlich ausgerichtetes IT-Beratungsangebot, für die Branchen Energie, Telekommunikation, Öffentlicher Sektor, Industrie und Dienstleistungen. Unsere Kernkompetenzen sind Beratung, Systemintegration sowie Applikations- und Systemmanagement. Ein Fokus liegt dabei auf energienahen Softwareprodukten.

Des Weiteren entwickeln wir segmentübergreifend über eine Vielzahl von Innovationsaktivitäten in unterschiedlichen Reifegraden ein Portfolio mit neuen Geschäftsmodellen mit stark digitalem Schwerpunkt und erschließen ergänzend zu unserem Stammgeschäft mit weiteren Angeboten zusätzliche Zielgruppen und Märkte. Diese Aktivitäten betreffen Bereiche wie Mobilität, dezentrale Erzeugung und Speicherung genauso wie datengetriebene Geschäftsmodelle in der Plattform-Ökonomie.

Darüber hinaus sind die ausländischen Aktivitäten in Polen mit der Verteilung und dem Verkauf von Erdgas zentraler Bestandteil unserer Geschäftstätigkeit im Segment Sonstiges.

Konzern-Zentralbereich

Die EWE AG führt als Holding den EWE-Konzern. Ihre Aufgaben liegen in der strategischen und marktübergreifenden Weiterentwicklung der Segmente sowie in der strategischen Planung und Sicherstellung der Finanzierung. Zudem erbringt die EWE AG zentrale Serviceleistungen für Konzerngesellschaften.

Wirtschaftliche Rahmenbedingungen

Marktentwicklung

Die Geschäftsentwicklung des EWE-Konzerns ist von energie- und telekommunikationswirtschaftlichen sowie von allgemeinen weltwirtschaftlichen Entwicklungen geprägt.

Energiemarkt und -preise

Die internationalen Preise für Rohstoffe, insbesondere für Öl, Gas und Kohle sowie die Preise für CO ₂ -Zertifikate sind maßgeblich für die Preisentwicklung an den Strom- und Gasmärkten verantwortlich.

Das Jahr 2023 stand bisher für insgesamt niedrigere Preise - mit Ausnahme des Marktes für Emissionszertifikate. Im Folgenden werden die Preisverläufe auf Schlusskursbasis beschrieben.

Der grundsätzlich führende Indikator für die Rohstoff- und Energiemärkte - der Rohölmarkt - war auch im ersten Halbjahr preislich volatil. Am Ende des ersten Börsentages des Jahres lag der Preis für den Brent Frontmonatskontrakt bei 82,10 USD/bbl. Am 23. Januar wurde mit 88,19 USD/bbl das obere Ende der Preisspanne des ersten Halbjahres erreicht und am 12. Juni der bisherige Tiefstkurs mit 71,84 USD/bbl. Am 30. Juni 2023 schloss der Kontrakt dann bei 74,90 USD/bbl.

Der Strommarkt wurde - wie im vergangenen Jahr - hauptsächlich von den Entwicklungen an den Gas- und Kohlemärkten getrieben. Der Frontjahreskontrakt für Strom (Grundlast) in Deutschland (Base Cal 24) als Leitindex schloss am 2. Januar an der Energiebörse EEX (European Energy Exchange) bei 214,27 EUR/MWh, was gleichzeitig die höchste Notierung des ersten Halbjahres ist. Der niedrigste Preis bisher wurde am 1. Juni mit 118,13 EUR/MWh festgestellt. Am letzten Handelstag des Halbjahres schloss der Kontrakt dann bei 143,71 EUR/MWh.

Auch der Gasmarkt verzeichnete während des ersten Halbjahres insgesamt einen Preisrückgang. Der TTF-Frontjahres- kontrakt für 2024 startete an der EEX in das Jahr 2023 mit 75,50 EUR/MWh als Schlusskurs des ersten Börsenhandelstages. Dies war - analog zum Strommarkt - auch der bisherige Höchstkurs dieses Jahres. Am 6. Juni wurde mit 42,55 EUR/MWh der bisherige Tiefststand des Jahres erreicht. Bis zum Ende des Halbjahres konnte sich der Kontrakt etwas erholen und schloss am 30. Juni bei 52,67 EUR/MWh.

Der Frontjahreskontrakt für Kraftwerkskohle (API2 Cal 24) an der Intercontinental Exchange (ICE) startete mit 172,70 USD/t ins Jahr 2023 und erreichte im selben Monat am 20. Januar seinen Höchstkurs bei 178,01 USD/t. Am 30. Mai folgte dann die niedrigste Notierung mit 92,08 USD/t, bevor der Kontrakt dann am 30. Juni mit 122,90 USD/t das Halbjahr abschloss.

Die ebenfalls an der ICE gehandelten Emissionszertifikate verzeichneten mit +3,2 Prozent als einzige eine - wenn auch schwache - positive Preisentwicklung im ersten Halbjahr. Der EUA Dec 23 startete am 2. Januar mit 86,28 EUR/t in das laufende Jahr und erreichte seinen Tiefstkurs am 6. Januar mit 77,39 EUR/t. Am 21. Februar folgte dann der bisherige Höchstkurs mit 100,34 EUR/t. Die Marke von 100,00 EUR/t wurde auf Schlusskursbasis danach nur noch einmal am 27. Februar mit 100,23 EUR/t übertroffen. Am 30. Juni schloss der Kontrakt dann bei 89,08 EUR/t.

Der Energieverbrauch in Deutschland lag in den ersten sechs Monaten des laufenden Jahres 7,1 Prozent unter dem Wert des Vorjahreszeitraumes. Nach vorläufigen Berechnungen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V. (AGEB) erreichte der inländische Primärenergieverbrauch im ersten Halbjahr 2023 eine Höhe von 5.560,9 Petajoule bzw. 189,7 Mio. Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE). Nach Einschätzung der AGEB sind für den Verbrauchsrückgang die hohen Energiepreise sowie die schwache konjunkturelle Entwicklung verantwortlich. Von der Witterung gingen im ersten Halbjahr geringe verbrauchssteigernde Effekte aus. Lediglich der im Zuge der aktuellen Flüchtlingsbewegungen zu verzeichnende Bevölkerungsanstieg sorgte für eine Erhöhung des Energieverbrauchs, der aber deutlich geringer ausfiel als die verbrauchssenkenden Effekte.

Die AGEB geht davon aus, dass die Preise wesentlich den Verlauf des Energieverbrauchs bestimmen. Obwohl die Notierungen an den Energiemärkten gegenüber dem ersten Halbjahr 2022 spürbar zurückgegangen sind, liegt das Preisniveau immer noch deutlich höher als 2021. Die Energiepreise, so die AGEB, entfalten damit weiterhin Impulse zur Einsparung von Energie, wenn auch in leicht abgeschwächter Intensität. Die AGEB unterscheidet bei ihrer Betrachtung zwischen aktuellen, verhaltensbedingten Energieeinsparungen und Investitionen in die Energieeffizienz mit längerfristigen Wirkungen. Die verbrauchssenkenden Effekte der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung werden zudem derzeit stark von der deutlich zurückgegangenen Produktionsleistung der energieintensiven Industrien (Chemie, Metalle, Papier und Glas) geprägt. Während die Produktion des gesamten produzierenden Gewerbes in den ersten fünf Monaten des Jahres stagnierte, verzeichneten die energieintensiven Branchen ein Minus von rund 13 Prozent.

Der Verbrauch von Heizenergien wurde in den ersten sechs Monaten nur in geringem Maße von den Witterungsbedingungen beeinflusst. Zwar lagen die Temperaturen im Berichtszeitraum etwas niedriger als im Vorjahreszeitraum. In den für den Wärmebedarf besonders wichtigen ersten drei Monaten war es jedoch wärmer als im Vorjahr. Bereinigt um den leicht verbrauchssteigernden Effekt der Witterung, wäre der Energieverbrauch im ersten Halbjahr um 7,6 Prozent gesunken.

Der Erdgasverbrauch verringerte sich im ersten Halbjahr 2023 um 10,1 Prozent. Der Rückgang ist einerseits auf den gesunkenen Einsatz von Erdgas in der Industrie zurückzuführen, andererseits lag auch der Verbrauch der Haushaltskunden sowie des Kleingewerbes rund 10 Prozent unter dem langjährigen Mittel. Die Stromerzeugung aus Erdgas ging nach vorläufigen Berechnungen um rund 4 Prozent zurück, die Erzeugung von Fernwärme verringerte sich um gut 2 Prozent.

Der Verbrauch von Steinkohle nahm im ersten Halbjahr um 10,8 Prozent ab. Der Einsatz in Kraftwerken verzeichnete einen Rückgang um 19,0 Prozent. Preisänderungen bei den Brennstoffen und die gesunkene Stromnachfrage führten zu einer Verringerung des Kohleeinsatzes in den Kraftwerken. Der Absatz von Steinkohle an die Eisen- und Stahlindustrie verminderte sich im Berichtszeitraum um 2,0 Prozent.

Der Verbrauch von Braunkohle nahm um 18,1 Prozent ab. Dieser Rückgang entspricht weitgehend der Entwicklung der Lieferungen an die Kraftwerke der öffentlichen Versorgung und ist hauptsächlich auf den deutlich gesunkenen Stromverbrauch im Inland sowie günstige Erzeugungsbedingungen im benachbarten Ausland zurückzuführen. Trotz des hohen Rückgangs blieb die Braunkohle mit einem Anteil von knapp 18 Prozent, nach den Erneuerbaren, die zweitwichtigste Verstromungsenergie in Deutschland.

Die Stromerzeugung aus Kernenergie ging im ersten Halbjahr 2023 verglichen mit dem Vorjahreszeitraum um 56,9 Prozent zurück. Der Produktionsrückgang ist auf den Streckbetrieb der letzten drei Kernkraftwerke in Deutschland sowie deren endgültige Stilllegung zum 15. April 2023 zurückzuführen.

Der Beitrag der erneuerbaren Energien erhöhte sich im ersten Halbjahr 2023 geringfügig um 0,6 Prozent. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen sank leicht um 1 Prozent. Die Bereitstellung von Wärme erhöhte sich um 5 Prozent und im Sektor Verkehr gab es einen Zuwachs um 3 Prozent. Die gegenüber dem Vorjahr etwas ungünstigere Witterung sorgte für leichte Rückgänge sowohl bei der Photovoltaik (-1 Prozent) wie auch bei der Windstromerzeugung (-3 Prozent). Die Stromerzeugung aus Biomasse nahm um 4 Prozent ab. Bei der Wasserkraft kam es dagegen zu einem Zuwachs um 9 Prozent. Die AGEB geht davon aus, dass die durch Wärmepumpen nutzbar gemachte Umweltwärme um etwa 13 Prozent zulegte und die Nutzung von Holz durch private Haushalte sowie im Gewerbe- und Dienstleistungsbereich im ersten Halbjahr 2023 um etwa 7 Prozent wuchs.

Die energiebedingten CO ₂ -Emissionen gingen nach einer vorläufigen Abschätzung der AGEB im ersten Halbjahr 2023 um mehr als 8 Prozent gegenüber dem entsprechenden Vorjahreszeitraum zurück. Dies entspricht einer Reduktion in der Größenordnung von 28 Mio. Tonnen.

Telekommunikationsmarkt

Die ersten sechs Monate des Geschäftsjahres 2023 waren weiterhin geprägt durch den anhaltenden starken Wettbewerb im Telekommunikationsumfeld bei Produkten und dem Ausbau der Fiber to the home (FTTH) Netze. Die Durchschnittserlöse bei Festnetz- und Internetprodukten stehen dadurch weiterhin unter Druck. Im Privatkundenumfeld besteht weiterhin die Nachfrage nach höheren Bandbreiten, während im Geschäftskundenbereich eine zurückhaltende Investitionsbereitschaft zu beobachten ist.

Die Telekommunikation (TK) setzt das Wachstum aus dem Vorjahr voraussichtlich fort mit einem Plus von 0,4 Prozent auf 69,6 Mrd. Euro. Für die Teilmärkte der TK-Infrastruktur und der TK-Dienste wird ein Wachstum von 3,0 Prozent bzw. 1,0 Prozent auf 8,2 Mrd. Euro bzw. 50,0 Mrd. Euro prognostiziert. Die Investitionen in TK-Endgeräte sinken im Jahr 2023 um 4,0 Prozent auf 11,5 Mrd. Euro.

Politische und regulatorische Rahmenbedingungen

Europäische Ebene

Europäischer Green Deal

Zu Beginn der Legislaturperiode (2019-2024) hat die Europäische Kommission den europäischen "Green Deal" als eine Top-Priorität vorgestellt. Dieser beinhaltet einen Fahrplan für die wichtigsten Strategien und Maßnahmen, um den Kontinent bis zum Jahr 2050 klimaneutral zu gestalten. Dieses Ziel der Klimaneutralität findet sich in allen künftigen Gesetzesvorschlägen wieder, so auch in dem im zweiten Halbjahr 2021 vorgelegten "Fit für 55"-Paket für die Energiewirtschaft sowie mit dem "REPowerEU"-Plan vom Mai 2022. Das Paket sieht eine Trias von verschärften Klimazielen, marktorientierten Maßnahmen und ordnungsrechtlichen Vorschriften vor. Die hiermit verbundenen Einzelmaßnahmen haben Auswirkung auf nahezu die gesamte Geschäftstätigkeit des EWE-Konzerns.

Europäischer Emissionshandel

Anfang Juni 2023 ist die im Rahmen von "Fit für 55" nachgeschärfte Richtlinie zum EU-Emissions Trading System (EU-ETS) in Kraft getreten. Sie beinhaltet u.a. eine Anhebung des sogenannten linearen Reduktionsfaktors zur Senkung der Gesamtmenge verfügbarer Zertifikate, zunächst von derzeit 2,2 Prozent auf 4,3 Prozent in 2024 und 2026, danach 4,4 Prozent sowie eine Anpassung der Marktstabilitätsreserve. Die Richtlinie sieht auch eine Ausweitung des Anwendungsbereiches des ETS vor, u. a. auf Anlagen zur Verbrennung von Siedlungsabfällen. Darüber hinaus ist die Einführung eines neuen Emissionshandels für Gebäude und Straßenverkehr (ETS2) ab 2027 geplant, dazu die Einführung eines Klimafonds. Emissionsintensive Kohlekraftwerke erhalten keine freien Zuteilungen mehr. Für die Umsetzung des EU-ETS ist neben nationalen Maßnahmen auch die Festlegung zahlreicher Detailregelungen durch die EU-Kommission über delegierte Rechtsakte erforderlich.

Notfallmaßnahmen zur Senkung der Energiepreise

Die EU-Mitgliedstaaten haben im Oktober 2022 eine Verordnung der Energieminister über Notfallmaßnahmen als Reaktion auf hohe Energiepreise angenommen. In der Verordnung sind Maßnahmen zur Senkung der Stromnachfrage, aber auch zur Erhebung von sogenannten Überschusserlösen im Energiesektor vorgesehen. Nach der befristeten EU-Verordnung werden die Netto-Markterlöse, die inframarginale Stromerzeuger erzielen, auf höchstens 180 Euro pro Megawattstunde begrenzt; dies gilt potenziell bis zum 30. April 2024. Im Detail wurden diese Maßnahmen in den einzelnen Mitgliedsstaaten unterschiedlich umgesetzt. Bei der Umsetzung in nationales Recht begrenzte die Bundesregierung die Geltungsdauer der Abschöpfung auf den Zeitraum vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. Juni 2023. Dieser Zeitraum der Erlösabschöpfung fiel letztendlich kürzer aus als anfangs diskutiert, wodurch die Auswirkungen auf ALTERRIC geringer ausfielen als ursprünglich erwartet. Eine Verlängerung der Abschöpfung über den 30. Juni 2023 hinaus hat die Bundesregierung abgelehnt. Somit ist die Erlösabschöpfung in Deutschland Mitte des Jahres 2023 ausgelaufen.

Bundesebene

Gebäudeenergiegesetz (GEG)

Die Novelle des bisherigen GEG 2023 beschreibt Leitplanken zur zukünftigen Wärmeversorgung: Heizungen, die neu eingebaut werden (im Neubau oder bei Defekt im Bestandsgebäude), müssen nach neuer Vorgabe mit erneuerbaren Energien verbunden sein - und zwar zu 65 Prozent. Die realistischsten Möglichkeiten für Heizungen nach dem GEG 2023 sind das Heizen mit Wärmepumpen einerseits und die Versorgung mit Wärme über Fernwärmeleitungen. Darüber hinaus sind durch die politische Debatte im Mai und Juni dieses Jahres noch weitere Erfüllungsoptionen in Betracht gezogen worden. So soll es möglich sein, den Einsatz von H2-Ready-Gasheizungen zu ermöglichen. Diese müssen zu einem noch nicht festgelegten Zeitpunkt auf 100 Prozent Wasserstoff umrüstbar sein. Darüber hinaus kann auch Biogas zum Einsatz kommen, um dem Erfüllungserfordernis - 65 Prozent erneuerbare Wärme - gerecht werden zu können. Mit dem GEG sind eine Vielzahl von Fördermöglichkeiten verbunden, um den Übergang zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung sozial gerecht gestalten zu können. Für die Umsetzung des GEG ist es notwendig, dass eine Kommunale Wärmeplanung einhergeht. Dazu wurde durch das Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB) im Juni der Referentenentwurf des "Gesetzes für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze" vorgelegt. Dieser soll im Zusammenhang mit dem GEG nach der Sommerpause harmonisiert werden.

Gesetze für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze (Wärmeplanungsgesetz)

Mit dem Wärmeplanungsgesetz verpflichtet der Bund die Länder, eine verbindliche Wärmeplanung zu erarbeiten, wie sie ihre Heizinfrastruktur klimaneutral umbauen wollen. Die Länder können diese Aufgabe aber an die Kommunen delegieren, da diese über mehr Informationen in dem Bereich verfügen. Eine Wärmeplanung auf kommunaler Ebene bietet einen verbindlichen Fahrplan hin zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung. Wenn die Rahmenbedingungen richtig ausgestaltet sind, gibt sie sowohl Hauseigentümern als auch den beteiligten Kommunen und Unternehmen Planungssicherheit und verhindert Fehlinvestitionen. Die Wärmepläne der Kommunen sollen vor allem eine Orientierungshilfe sein. Für die Umsetzung der kommunalen Wärmeplanung hat der Gesetzgeber unterschiedlicher Zeiträume in Betracht gezogen, die sich an der Größe der Kommunen orientieren. Im Zusammenspiel mit dem GEG soll mit dem Wärmeplanungsgesetz ein zielorientierter Übergang hin zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung realisiert werden. Das Wärmeplanungsgesetz ist auch die Grundlage für die unterschiedlichen Fördermechanismen der Erfüllungsoptionen des GEGs.

Gesetz zur Änderung des Raumordnungsgesetzes und weiterer Vorschriften (ROGÄndG)

Mit der Novelle, die der Bundestag am 22. März 2023 beschlossen hat, wurde die EU-Notfall Verordnung (2022/2577) vom Dezember 2022 in nationales Recht umgesetzt, insbesondere durch die Einführung des § 6 im Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG). Ziel ist die erhebliche Beschleunigung des Ausbaus der erneuerbaren Energien. In Genehmigungsverfahren für erneuerbare Energien in ausgewiesenen Vorranggebieten kann künftig auf eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) und artenschutzrechtliche Prüfung verzichtet werden. Die Regelung gilt aufgrund der Geltungsdauer der EU-Notfallverordnung zunächst bis Mitte 2024 (siehe oben "Fit für 55" Paket). Der Bundestag hat die Bundesregierung in einer Entschließung aufgefordert, für eine dauerhafte Regelung zu sorgen. Durch den Wegfall von UVP und artenschutzrechtlicher Prüfung werden Projekte in der Genehmigungsphase potenziell enorm beschleunigt. Bei der konkreten Anwendung und Auslegung des Gesetzes gibt es aber in den Genehmigungsbehörden vor Ort teilweise noch Unsicherheiten, weshalb die Länder und insbesondere der Bund zeitnah pragmatische Ausführungsbestimmungen erlassen. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat bereits einen Entwurf für einen Vollzugsleitfaden vorgelegt. Weil die UVP nur in ausgewiesenen Windenergiegebieten entfällt, ändert sich für ALTERRIC teilweise die Priorität, mit der Projekte in der Pipeline abgearbeitet werden.

Gesetz zur Stärkung der Digitalisierung im Bauleitplanverfahren

Mit dem Gesetz werden die Umstellung des förmlichen Beteiligungsverfahrens auf ein digitales Verfahren als Regelfall implementiert, Redundanzen bei Änderung von Planentwürfen verringert und die Fristen zur Genehmigung bestimmter Bauleitpläne gekürzt. Daneben werden durch die Novelle weitere kleine Schritte zur Erleichterung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien unternommen (Befreiungsmöglichkeit von Festsetzungen im Bebauungsplan für Vorhaben, die aufgrund des Bedarfs an einem zügigen Ausbau der erneuerbaren Energien erforderlich sind; Klarstellung der Zulässigkeit von Erneuerbaren-Energien-Vorhaben in Gewerbe- und Industriegebieten nach § 8, § 9 Baunutzungsverordnung (BauNVO)). Das Gesetz ist am 7. Juli 2023 in Kraft getreten und bringt Erleichterungen für das Geschäft von ALTERRIC. Das zusätzliche Potential für Windenergie in Gewerbegebieten wird zwar als eher gering eingeschätzt, die Digitalisierung von Verfahren aber kann perspektivisch zu einer Beschleunigung führen.

Anpassungsnovelle Energiepreisbremsen

Das Gesetzespaket zur "Änderung des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes, zur Änderung des Strompreisbremsegesetzes sowie zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher und sozialrechtlicher Gesetze", das am 23. Juni 2023 vom Bundestag und am 7. Juli 2023 vom Bundesrat beschlossen wurde, enthält u. a. zwei relevante und positive Regelungen für die Windenergie. Zum einen wird das WindBG um eine Länderöffnungsklausel ergänzt. Diese stellt klar, dass die Bundesländer höhere und verbindliche Flächenbeitragswerte für die Windenergie ausweisen dürfen, als im WindBG vorgesehen. Demzufolge kann per Landesrecht geregelt werden, die Flächenziele schneller als bis 2027/2032 zu erreichen und entsprechende Rechtsfolgen bei Nicht-Erreichung können vorgezogen werden (beide Optionen kombinierbar). Diese Regelung stärkt denjenigen Bundesländern den Rücken, die bereits Ambitionen zeigen, Flächenziele vor 2032 erreichen zu wollen (z. B. Nordrhein-Westfalen, Niedersachsen). Zum anderen werden die Regelungen zur Aussetzung der Auflagen zur Absenkung der Leistung bei Nacht zwecks Schallreduzierung und zur Abschaltung bei Schattenschlag durch eine Verlängerung des § 31k des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) wieder eingeführt. Diese waren Mitte April 2023 ausgelaufen und werden nach Inkrafttreten des Gesetzes (voraussichtlich Ende Juli) bis Mitte April 2024 fortgeführt. Die Auswirkungen für ALTERRIC sind positiv, weil sich dadurch Abschaltzeiten verringern und insgesamt mit vorhandenen Anlagen eine höhere Strommenge erzeugt und vermarktet werden kann.

Energiepreisbremsen und Abschöpfung von Überschusserlösen

Am 16. Dezember 2022 hat der Bundesrat zum einen das "Gesetz zur Einführung von Preisbremsen für leitungsgebundenes Erdgas und Wärme und zur Änderung weiterer Vorschriften" (GasPBG) sowie weiter das "Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen" (StromPBG) bestätigt. Kern dieser Gesetze sind die ab Anfang 2023, teils auch später mit Rückwirkung, geltenden Preisbremsen für Erdgas-, Wärme- und Stromlieferungen. Anders als noch bei der sogenannten Winterhilfe (Erdgas-Wärme-Soforthilfegesetz (EWSG)) gelten diese Preisbremsen zunächst für sämtliche Kunden, gleich welcher Größe und welchen Energiebezuges. Das Wesentliche der Regelungen ist ein Kontingent von 80 Prozent für Privatkunden und kleine Gewerbekunden, bzw. von 70 Prozent für größere Kunden bezogen auf einen historischen Verbrauch. Für dieses Kontingent wird ein maximaler Arbeitspreis festgelegt. Etwaige Differenzmengen zum vertraglichen Arbeitspreis rechnen die Energieversorger mit dem Bund ab. Für den das Kontingent übersteigenden Anteil gilt weiterhin der vertraglich vereinbarte Arbeitspreis. Auf diese Weise soll eine Entlastung der Kunden mit einer im Angesicht der gegenwärtigen physischen Angebotssituation von Erdgas erwünschten Energieeinsparung erreicht werden.

Teil des StromPBG ist auch ein Abschöpfungsmechanismus für inframarginale Stromerzeuger. Dieser im Kern auf der EU-Notfallverordnung (EU) 2022/1854 basierende Mechanismus setzt für verschiedenste Stromerzeugungstechnologien Erlösobergrenzen fest. Differenzen zwischen diesen Erlösobergrenzen und den eigentlichen Erlösen werden durch den Markteingriff abgeschöpft. Die auf diese Weise abgeschöpften Erlöse sollen vom Bund zur Finanzierung der Strompreisbremse eingesetzt werden. Die Preisbremsen gelten zunächst bis Ende 2023, die Erlösabschöpfung zunächst bis 30. Juni 2023. Eine Verlängerung der Abschöpfung über den 30. Juni 2023 hinaus hat die Bundesregierung abgelehnt. Somit ist die Erlösabschöpfung in Deutschland zur Mitte des Jahres 2023 ausgelaufen. Die Preisbremsen haben vornehmlich Auswirkungen auf das Geschäft von EWE VERTRIEB GmbH, Oldenburg. Die Erlösabschöpfung wirkt sich hingegen vor allem bei den Windkraftaktivitäten, d. h. bei ALTERRIC sowie den Offshore-Gesellschaften und im Bereich der Müllverbrennung aus.

Verordnung zur Änderung der Emissionshandelsverordnung 2030 (EHV 2030)

Die Verordnung zur Änderung der Emissionshandelsverordnung 2030 ist am 25. Februar 2023 in Kraft getreten. Die Verordnung regelt die Berichterstattung für Emissionen, die bei der Verbrennung von Biokraftstoffen sowie Bio- und Biomasse-Brennstoffen entstehen. Damit wird der rechtliche Rahmen für die Anerkennung von nachhaltiger Biomasse im Europäischen Emissionshandel (EU-ETS) für flüssige Biobrennstoffe und Biokraftstoffe fortgesetzt und auf feste und gasförmige Biomasse-Brennstoffe erweitert. Auch EWE hat notwendige Schritte zur Anerkennung der Biobrennstoffe eingeleitet.

Verordnung zur Kompensation doppelt bilanzierter Brennstoffemissionen nach Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG)

Am 1. Februar 2023 ist die BEHG-Doppelbilanzierungsverordnung in Kraft getreten. Sie regelt das Antragsverfahren für die nachträgliche Kompensation doppelt belasteter Brennstoffemissionen in EU-ETS-Anlagen. EWE hat die Anträge für die betroffenen Anlagen bereits gestellt.

Umstellung von L- auf H-Gas

Aufgrund der sinkenden L-Gas-Aufkommen in Deutschland und den Niederlanden läuft im EWE-Versorgungsgebiet derzeit die Umstellung von dem niedrigkalorischen L-Gas auf das hochkalorische H-Gas. Hierdurch wird auch zukünftig die Versorgungssicherheit in den bisher mit L-Gas versorgten Markträumen sichergestellt. Im EWE-Netzgebiet läuft die Marktraumumstellung seit 2018 und bis voraussichtlich Ende 2027. Vor dem Hintergrund wiederholt auftretender Erdbeben in der Provinz Groningen haben die niederländische Regierung und das niederländische Parlament entschieden, aus der aktiven Erdgasförderung nahe Groningen auszusteigen. Zieldatum für die Schließung des Erdgasfeldes Groningen ist Oktober 2023. Neben der Umstellung in den Abnahmeländern für L-Gas haben auch die Niederlande verschiedene Maßnahmen beschlossen, um die Reduktion der Groninger L-Gas-Produktion zu kompensieren und gleichzeitig ihren Lieferzusagen nachzukommen und damit auch die Versorgungssicherheit in Deutschland zu gewährleisten. Der EWE-Konzern unterstützt dabei u.a. durch die Errichtung einer L-H-Gas-Mischanlage in Bunde-West an der deutsch/niederländischen Grenze. Erhöhte LNG-Importe, welche in der Regel hochkalorisches Gas liefern, sowie geplante Explorationsprojekte in der Nordsee haben derzeit keine Auswirkungen auf das Marktraumumstellungsprojekt.

Beschwerdeverfahren gegen regulatorische Entscheidungen

Im Oktober 2021 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Eigenkapitalzinssätze für Elektrizitäts- und Gasnetzbetreiber für die 4. Regulierungsperiode festgelegt. Trotz erheblicher Kritik aus der Branche wurden die Zinssätze weiter gekürzt. Infolgedessen hat EWE NETZ Beschwerde gegen die Beschlüsse vor dem OLG Düsseldorf eingereicht.

Der sogenannte X-Generell (allgemeiner sektoraler Produktivitätsfaktor) stellt einen Korrekturterm für den Verbraucherpreisindex (VPI) dar und beträgt aufgrund einer pauschalen Festlegung durch die BNetzA für die 3. Regulierungsperiode pro Jahr 0,49 Prozent im Gassektor bzw. 0,90 Prozent im Stromsektor. Dies bedeutet, dass die BNetzA davon ausgeht, dass die effizienten Netzkosten in der 3. Regulierungsperiode um 0,90 Prozent bzw. 0,49 Prozent stärker sinken als die durchschnittlichen Kosten in der Gesamtwirtschaft. EWE NETZ vertritt die in der Branche geteilte Meinung, dass für die 3. Regulierungsperiode ein X-Generell von größer Null Prozent für den Strom- und Gassektor nicht hergeleitet und begründet werden kann und hat daher Beschwerde gegen die Festlegungen beim OLG Düsseldorf eingelegt. In mehreren Musterverfahren hat das OLG Düsseldorf die Festlegung der BNetzA zum X-Generell Gas aufgehoben. Hiergegen hat die BNetzA Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof (BGH) eingereicht. Zwischenzeitlich hat der BGH die vorherigen Entscheidungen des OLG Düsseldorf aufgehoben und die Beschwerden mehrerer Netzbetreiber zurückgewiesen. Da noch weitere Musterverfahren fortgeführt werden und bereits ein Netzbetreiber Verfassungsbeschwerde beim Bundesverfassungsgericht eingereicht hat, werden die Verfahren von EWE NETZ fortgeführt bzw. offen gehalten. Mit Entscheidung aus März 2022 hat das OLG Düsseldorf zudem in mehreren Musterverfahren die Festlegung der BNetzA zum X-Generell Strom aufgehoben. Da die BNetzA auch hiergegen Rechtsbeschwerde beim BGH einreicht hat, wird die Entscheidung des BGH abgewartet.

Aufgrund der aus Sicht von EWE NETZ unsachgerechten Ermittlung der Effizienzwerte wurde im Jahr 2020 gegen die Festlegung der Erlösobergrenzen Gas für die 3. Regulierungsperiode beim OLG Düsseldorf geklagt. Mit Entscheidung vom 12. Mai 2022 hat das OLG Düsseldorf die Beschwerde von EWE NETZ zurückgewiesen und damit den von der BNetzA durchgeführten Effizienzvergleich Gas für die 3. Regulierungsperiode für rechtmäßig erklärt. Da EWE NETZ weiterhin von der Rechtswidrigkeit des Effizienzvergleichsverfahrens überzeugt ist, wurde eine Rechtsbeschwerde beim BGH in Karlsruhe eingereicht. Die mündliche Verhandlung vor dem BGH fand am 13. Juni 2023 statt; eine Entscheidung wird am 31. Oktober 2023 verkündet.

EWE NETZ hat aufgrund unterschiedlicher Rechtsauffassungen zur Berücksichtigung von Umsatzsteuernachzahlungen auf den Gemeinderabatt, des Umfangs des Gemeinderabatts und der Umbasierung des Verbraucherpreisindexes mehrere Beschwerden gegen Beschlüsse zum Regulierungskonto beim OLG Düsseldorf eingereicht. Mit der Entscheidung aus September 2021 ist das OLG Düsseldorf der Rechtsauffassung der BNetzA gefolgt. Dagegen hat EWE NETZ Rechtsbeschwerde beim BGH eingereicht.

Wegenutzungsvertragsverfahren im Jahr 2023

In den Gas-Vergabeverfahren der Gemeinden Groß Kiesow (Landkreis Vorpommern-Greifswald) sowie in der Stadt Fürstenwalde (Landkreis Oder-Spree) haben die kommunalen Gremien zugunsten EWE NETZ entschieden. Die Unterzeichnung der Wegenutzungsverträge steht bevor. Auch in der Stadt Wittmund hat sich der Rat für eine Fortsetzung der bisherigen Zusammenarbeit mit EWE NETZ entschlossen. Die Verträge wurden vor kurzem zwischen der Stadt und EWE NETZ unterzeichnet.

Anpassung von kalkulatorischen Nutzungsdauern von Erdgasleitungsinfrastruktur ("KANU")

Mit der Festlegung vom 8. November 2022 zur Anpassung von kalkulatorischen Nutzungsdauern von Erdgasleitungsinfrastruktur ("KANU") änderte die BNetzA die Vorgaben zu kalkulatorischen Nutzungsdauern im Gasbereich. Zu beachten ist, dass die Festlegung nur Investitionen in Erdgasleitungsinfrastruktur betrifft, die ab dem Jahr 2023 aktiviert werden. Die Festlegung räumt den Gasnetzbetreibern ein Wahlrecht zur Verkürzung der Nutzungsdauer ein, welches die vollständige kalkulatorische Abschreibung bis 2045 ermöglicht. Durch die Wahlmöglichkeit sollen Gasnetzbetreiber die Möglichkeit erhalten, neue Investitionen bis zum geplanten Gasausstieg 2045 über die Erlösobergrenze vollständig zu refinanzieren.

Dementsprechend ergibt sich z. B. für Investitionen in Erdgasleitungen im Jahr 2023, für die bisher gemäß Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) mindestens eine Nutzungsdauer von 45 Jahren vorgeschrieben war, die Möglichkeit, die Leitungen über 21 Jahre gemäß Nutzungsdauerverkürzung abzuschreiben. Verwaltungsgebäude sind von dieser Änderung ausgenommen, zudem ändert sich für Anlagengruppen mit ohnehin kürzerer Nutzungsdauer und für Bestandsanlagen durch die Neuregelung nichts.

Landesebene

Regionale Härtefallfonds mit finanzieller Unterstützung des Landes seit Januar möglich

Das niedersächsische Sozialministerium hat im Januar 2023 eine Verwaltungsvereinbarung vorgestellt, die als Grundlage für die Auszahlung von Landesmitteln für Regionale Härtefallfonds dient. Demnach sollen Leistungen aus Regionalen Härtefallfonds, die dazu dienen, Strom-, Fernwärme- oder Gassperren zu verhindern, zu je einem Drittel von der Kommune, dem Land und dem regionalen Grundversorger getragen werden. EWE hat auf der Basis der Landesvorgaben Verfahrensvorschläge erarbeitet, wie entsprechende Fälle mit den Kommunen, in denen EWE Grundversorger ist, abgewickelt werden können. Mit acht Kommunen wurden Gespräche geführt. Mit der Stadt Emden und dem Kreis Cuxhaven wurden Abmachungen geschlossen. Anerkannte Härtefälle gibt es bislang nicht.

Unternehmenssituation im EWE-Konzern

Ertragslage

Wesentliche Entwicklungen in der Gewinn- und Verlustrechnung

Im ersten Halbjahr 2023 erwirtschaftete der EWE-Konzern einen Umsatz (ohne Strom- und Energiesteuer) von 5.578,5 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 3.980,5 Mio. Euro). Das entspricht einer Zunahme in Höhe von 1.598,0 Mio. Euro (40,1 Prozent) gegenüber dem Vorjahreszeitraum aufgrund der Entwicklung der Energiepreise. Der Materialaufwand ist aufgrund der im laufenden Jahr negativen Nettogröße aus Bewertungseffekten von Derivaten und belastenden Absatzverträgen mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften sowie der Entwicklung der Energiepreise mit 4.788,3 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 1.889,4 Mio. Euro) ebenfalls deutlich angestiegen.

Der Personalaufwand hat sich aufgrund der Entwicklung der Mitarbeitendenzahlen gegenüber dem ersten Halbjahr 2022 um 8,0 Prozent auf 485,0 Mio. Euro erhöht.

Der Saldo aus sonstigen betrieblichen Erträgen und sonstigen betrieblichen Aufwendungen (einschließlich Bestandsveränderungen und aktivierte Eigenleistungen) beläuft sich auf -65,2 Mio. Euro und liegt damit unter dem Saldo des ersten Halbjahres 2022 (-123,4 Mio. Euro). Ursächlich hierfür ist der Anstieg der aktivierten Eigenleistungen im Zusammenhang mit dem Bau der 70 km langen Erdgas-Pipeline für den LNG-Import.

Die Abschreibungen liegen im ersten Halbjahr 2023 mit 544,1 Mio. Euro deutlich über dem Vergleichszeitraum (1. Halbjahr 2022: 358,5 Mio. Euro). Ursächlich sind insbesondere die im Vergleich zum Vorjahr aufgrund von Marktpreis- und Zinssatzänderungen um 181,3 Mio. Euro höheren Wertminderungen auf Stromversorgungsanlagen sowie um 16,7 Mio. Euro auf Projektrechte.

Das Beteiligungsergebnis verbessert sich um 20,7 Mio. Euro auf -17,1 Mio. Euro. Während das Ergebnis aus at-equity bilanzierten Finanzanlagen mit -39,5 Mio. Euro im Wesentlichen aufgrund der Ergebnisentwicklung der Beteiligungen im Offshore-Bereich um -39,2 Mio. Euro unter dem Vergleichszeitraum liegt, verbesserte sich das übrige Beteiligungsergebnis mit 22,4 Mio. Euro im abgelaufenen Geschäftsjahr um 59,9 Mio. Euro gegenüber dem Vergleichszeitraum. Die Verbesserung resultiert im Wesentlichen aus einer geringeren Veränderung der Marktwerte der Beteiligungen und einem Ertrag aus dem Abgang einer Stadtwerksbeteiligung.

Gestiegene Zinssätze sind ursächlich für einen Anstieg der Zinsaufwendungen bei den Pensionsrückstellungen und führen zu einer entsprechenden Verschlechterung des Zinsergebnisses (1. Halbjahr 2023: -28,7 Mio. Euro; 1. Halbjahr 2022: -3,1 Mio. Euro).

Während sich das Operative EBIT im Vergleich zum Vorjahr um 637,8 Mio. Euro auf 774,5 Mio. Euro verbesserte, reduzierte sich das Periodenergebnis im gleichen Zeitraum um 972,2 Mio. Euro auf -259,8 Mio. Euro.

Überleitung Operatives EBIT

Sowohl für die interne Steuerung als auch für die externe Kommunikation der aktuellen und künftigen Ergebnisentwicklung unseres Konzerns kommt der nachhaltigen Ertragskraft des operativen Geschäfts besondere Bedeutung zu. Als Kennzahl zur Abbildung und Steuerung der operativen Ertragslage dient das Operative EBIT als bereinigte Ergebnisgröße. Zur Berechnung des Operativen EBIT wird das EBIT um Sondereffekte, wie Bewertungseffekte aus Finanzinstrumenten, Wertminderungen und Wertaufholungen, Effekte aus Veränderungen im Konsolidierungskreis, aus Restrukturierungsmaßnahmen und aus unregelmäßig wiederkehrenden, die Vergleichbarkeit beeinflussende Sachverhalte bereinigt.

In der folgenden Tabelle ist die Überleitung zum Konzern-Periodenergebnis dargestellt:

in Mio. Euro	01.01. 30.06.2023	01.01. - 30.06.2022
Operatives EBIT	774,5	136,7
Derivate	-1.367,3	2.238,6
Belastende Absatzverträge mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften	486,3	-1.173,2
Fair Value Bewertung übrige Finanzinstrumente	-8,2	-50,2
Wertaufholungen	0,1
Wertminderungen	-246,5	-56,7
Beteiligungen	23,0	5,0
Restrukturierung	-0,3	0,3
Nachträglicher Verkaufserlös im Zusammenhang mit der Veräußerung einer ehemals at-equity bilanzierten Finanzanlage		14,2
EBIT	-338,4	1.114,7
Zinsergebnis	-28,7	-3,1
Ertragsteuern	107,3	-399,2
Periodenergebnis	-259,8	712,4

Entwicklung der Segmente

Das Operative EBIT und der Außenumsatz der Segmente zeigen folgende Entwicklung:

	Außenumsatz
in Mio. Euro	01.01. 30.06.2023	01.01. - 30.06.2022	Veränderung in %
Segment Erneuerbare Energien	200,7	229,4	-12,5
Segment Infrastruktur	537,1	430,8	24,7
Segment Markt	3.677,3	2.579,1	42,6
Segment swb	893,2	592,3	50,8
Segment Sonstiges	269,4	148,0	82,0
Konzern-Zentralbereich	0,8	0,9	-11,1
Gesamt	5.578,5	3.980,5	40,1

	Operatives EBIT
in Mio. Euro	01.01. 30.06.2023	01.01.- 30.06.2022	Veränderung in %
Segment Erneuerbare Energien	28,4	101,5	-72,0
Segment Infrastruktur	182,4	188,7	-3,3
Segment Markt	524,4	-176,2	>100
Segment swb	78,7	56,4	39,5
Segment Sonstiges	-14,5	-11,1	-30,6
Konzern-Zentralbereich	-24,9	-22,6	-10,2
Gesamt	774,5	136,7	>100

Segment Erneuerbare Energien

in Mio. Euro	01.01. - 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Operatives EBIT	28,4	101,5
Derivate	9,8	-27,6
Fair Value Bewertung übrige Finanzinstrumente	-0,1
Wertminderungen	-245,5	-55,2
Beteiligungen		6,9
EBIT	-207,4	25,6

Im Segment Erneuerbare Energien liegt der externe Umsatz im Berichtszeitraum mit 200,7 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 229,4 Mio. Euro) um 12,5 Prozent unter Vorjahresniveau. Der Umsatzrückgang resultiert im Wesentlichen aus reduzierten Marktpreisen und schwächeren Windverhältnissen bei der Alterric GmbH sowie den von ihr gehaltenen Beteiligungen (ALTERRIC). Die Stromerzeugungsmenge des Offshore Windparks RIFFGAT wird konzernintern über EWE TRADING GmbH, Bremen (EWE TRADING), vermarktet. Der Anteil des Segments am Gesamtumsatz des Konzerns beläuft sich auf 3,6 Prozent (1. Halbjahr 2022: 5,8 Prozent).

Das Operative EBIT beträgt 28,4 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 101,5 Mio. Euro). Der Umsatzrückgang bei ALTERRIC konnte nicht durch realisierte Erträge aus Preissicherungsgeschäften und dem Biogasgeschäft kompensiert werden. Auch die Offshore Windparks werden durch die Marktpreisentwicklung und die schwächeren Windverhältnisse belastet. Zusätzlich führen beim Offshore Windpark RIFFGAT gestiegene Direktvermarktungskosten sowie höhere Abschreibungen infolge der Wertaufholung zum Jahresabschluss 2022 zu einem Rückgang des Operativen EBIT. Die Ergebnisbeiträge der at-equity bilanzierten Offshore WIndparks alpha ventus und Trianel Windpark Borkum II werden darüber hinaus durch höhere Instandsetzungskosten und Wertminderungen belastet.

Die Entwicklung der nicht operativen Sachverhalte ist im Kern auf Wertminderungen von Projektrechten und Windparks im Bereich Onshore und beim Offshore Windpark RIFFGAT infolge des Zinsanstiegs sowie geringerer Strompreisprämissen und der Fair Value Bewertung der Sicherungsgeschäfte (Derivate) zurückzuführen.

Segment Infrastruktur

in Mio. Euro	01.01. - 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Operatives EBIT	182,4	188,7
EBIT	182,4	188,7

Im Segment Infrastruktur verzeichnen wir gegenüber dem Vorjahreszeitraum einen externen Umsatzanstieg in Höhe von 24,7 Prozent auf 537,1 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 430,8 Mio. Euro). Der Umsatzanstieg bei den Verteilnetzen resultiert im Wesentlichen aus deutlich gestiegenen Kosten für den Strom- und Gasbezug, die 1:1 in die Preisbildung und somit in die Netzentgelte Strom und Gas einfließen. Ein weiterer positiver Effekt ergibt sich infolge gestiegener Entgelte beim Ferngasnetz aufgrund der Einpreisung der LNG-Anbindungsleitung (Errichtung und Betrieb einer mittelbaren LNG-Anbindungsleitung Wilhelmshaven-Leer (GWL)). Der Anteil des Segments am Gesamtumsatz des Konzerns beträgt 9,6 Prozent (1. Halbjahr 2022: 10,8 Prozent).

Das Operative EBIT reduziert sich auf 182,4 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 188,7 Mio. Euro). Insbesondere bei den Verteilnetzen führt eine geringere energiewirtschaftliche Rohmarge im Strombereich, verursacht durch negative Effekte aus der Energiemengenbewirtschaftung, sowie im Gasbereich in Folge einer gegenüber dem Vorjahr reduzierten Erlösobergrenze (Start der 4. Regulierungsperiode) zu einem geringeren operativen Ergebnis gegenüber dem Vergleichszeitraum. Gegenläufige Effekte ergeben sich infolge gestiegener Entgelte beim Ferngasnetz aufgrund der Einpreisung der LNG-Anbindungsleitung GWL.

Segment Markt

in Mio. Euro	01.01.- 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Operatives EBIT	524,4	-176,2
Derivate	-1.451,1	2.198,8
Belastende Absatzverträge mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften	486,3	-1.173,2
Wertaufholungen	0,1
Wertminderungen	-0,7
Restrukturierung	-0,3
EBIT	-441,3	849,4

Im Segment Markt verzeichnen wir einen Anstieg des externen Umsatzes in Höhe von 42,6 Prozent auf 3.677,3 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 2.579,1 Mio. Euro). Der Anteil am Gesamtumsatz des Konzerns beträgt somit 65,9 Prozent (1. Halbjahr 2022: 64,8 Prozent). Die Umsatzerlöse werden im Wesentlichen im Strom- und Gasgeschäft erzielt. Der Anstieg der Umsatzerlöse aus dem Vertrieb von Energie ist vor allem auf Preisanhebungen zurückzuführen. Diese resultieren aus deutlich gestiegenen Beschaffungskosten für Strom und Gas im Vergleich zum Vorjahreszeitraum, die an die Kunden mit Verzögerung weitergegeben werden.

Das Operative EBIT beträgt 524,4 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: -176,2 Mio. Euro). Der deutliche Anstieg gegenüber dem Vorjahr ist im Kern durch im Jahr 2023 realisierte Gewinne im Energiehandel begründet. Insbesondere die Optimierung der Gasspeicherflexibilitäten wirkt sich gegenüber dem Vorjahr positiv aus. Positive Preiseffekte ergeben sich des Weiteren im Energievertrieb Strom und Gas. Am Energiemarkt zeichnet sich seit Jahresbeginn ein rückläufiger Trend in der Energiepreisentwicklung ab. Die milde Witterung im ersten Quartal und eine damit verbundene sinkende Nachfrage nach Erdgas sowie volle Gasspeicher haben zu einer Marktberuhigung beigetragen. Die dementsprechend günstigeren Beschaffungskosten vor allem für Erdgas wirken sich positiv auf das Operative EBIT aus. Analog zu den bisherigen Preisanhebungen werden auch die rückläufigen Beschaffungskosten mit leichter Verzögerung an die Kunden weitergegeben. Ein weiterer positiver Ergebniseffekt im Energievertrieb resultiert aus dem Virtuellen Kraftwerk. In dieser Sparte wird der erzeugte Strom aus den im Virtuellen Kraftwerk zusammengeschlossenen Biogasanlagen an der Strombörse direktvermarktet. Daneben wurden bereits im Jahr 2022 Teile der im Jahr 2023 noch zu erzeugenden Strommenge über Terminmarktgeschäfte veräußert, die zu einem einmaligen Mehrergebnis im laufenden Geschäftsjahr führen. Darüber hinaus entwickelt sich das Operative EBIT im Bereich E-Mobilität positiv. Die zunehmenden Geschäftsaktivitäten und der zunehmende Ausbau der eigenen öffentlichen Ladeinfrastruktur sowie der steigende Bestand an elektrisch betriebenen Fahrzeugen führen zu steigenden Umsatzerlösen.

Segment swb

in Mio. Euro	01.01.-30.06.2023	01.01. -30.06.2022
Operatives EBIT	78,7	56,4
Derivate	80,5	58,8
Fair Value Bewertung übrige Finanzinstrumente	-3,5	-23,4
Wertminderungen	-0,3	-1,4
Beteiligungen	23,0
Restrukturierung		0,3
Nachträglicher Verkaufserlös im Zusammenhang mit der Veräußerung einer ehemals at-equity bilanzierten Finanzanlage		14,2
EBIT	178,4	104,9

Im Segment swb liegt der externe Umsatz im Berichtszeitraum mit 893,2 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 592,3 Mio. Euro) um 50,8 Prozent über Vorjahresniveau. Der Anstieg der Umsatzerlöse ist im Wesentlichen auf erhöhte Beschaffungskosten für Strom und Gas zurückzuführen, die aufgrund der beibehaltenen bzw. teilweise ausgeweiteten Margen im Geschäftskundenbereich des Vertriebs die Umsatzerlöse erhöhen. Außerdem besteht ein temporärer Effekt aus dem Privatkundenbereich, da über eine Preissenkung zum 1. Juli ein Teil der Marge wieder an den Markt ausgekehrt wird. Der Anteil des Segments am Gesamtumsatz des Konzerns beläuft sich auf 16,0 Prozent (1. Halbjahr 2022: 14,9 Prozent).

Das Operative EBIT beträgt 78,7 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 56,4 Mio. Euro). Die Verbesserung im Vergleich zum Vorjahr ist vor allem auf ein höheres Stromergebnis bei der swb Erzeugung AG & Co. KG, Bremen, aufgrund temporärer Effekte aus Kohlebewertung im Vergleich zum Vorjahr und eine temporär margenbedingte Verbesserung des Vertriebsergebnisses zurückzuführen. Gegenläufig senken der Einmaleffekt aus dem Verkauf von Kavernengas durch wesernetz Bremen GmbH, Bremen, aus dem Vorjahr und das schlechtere Ergebnis im Entsorgungsbereich aufgrund höherer Betriebskosten bei gleichzeitig sinkenden Abfallpreisen das Operative EBIT.

Die Entwicklung der nicht operativen Sachverhalte ist im Wesentlichen auf stichtagsbedingte Erträge aus der Bewertung von Finanzinstrumenten sowie dem Verkauf der Beteiligung an den Stadtwerken Soltau GmbH & Co. KG, Soltau, zurückzuführen.

Segment Sonstiges

in Mio. Euro	01.01. 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Operatives EBIT	-14,5	-11,1
Derivate	-5,6	8,7
Wertminderungen		-0,1
EBIT	-20,1	-2,5

Im Segment Sonstiges verzeichnen wir einen Anstieg des externen Umsatzes in Höhe von 82,0 Prozent auf 269,4 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 148,0 Mio. Euro). Der Anstieg der Umsatzerlöse ist im Wesentlichen auf die Sparte Strom in Polen aufgrund der gestiegenen Strompreise zurückzuführen. Der Anteil am Gesamtumsatz des Konzerns beträgt damit 4,9 Prozent (1. Halbjahr 2022: 3,7 Prozent).

Das Operative EBIT beträgt -14,5 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: -11,1 Mio. Euro). Der Bereich Innovation ist weiter durch den Wachstumspfad und dem damit verbundenen Ressourcenaufbau in den Geschäftsaktivitäten geprägt. Den höheren Aufwendungen stehen deutlich gestiegene Umsatzerlöse entgegen, wobei im Vorjahresvergleich insgesamt noch eine negative Ergebnisabweichung zu verzeichnen ist. Das Ergebnis im Bereich Informationstechnologie verringert sich gegenüber dem Vorjahr u. a. aufgrund höherer projektgetriebener Aufwendungen. In Polen verbessert sich das Ergebnis aufgrund preisbedingt gestiegener Roherträge für Gas und Strom.

Die Entwicklung der nicht operativen Sachverhalte resultiert vor allem aus der Fair Value Bewertung der Derivate im Strom- und Gasgeschäft der polnischen Gesellschaften.

Konzern-Zentralbereich

in Mio. Euro	01.01. 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Operatives EBIT	-24,9	-22,6
Derivate	-0,9	-0,1
Fair Value Bewertung übrige Finanzinstrumente	-4,6	-26,8
Beteiligungen		-1,9
EBIT	-30,4	-51,4

Der Konzern-Zentralbereich generiert vor allem Umsatzerlöse für konzerninterne Dienstleistungen.

Das Operative EBIT beträgt -24,9 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: -22,6 Mio. Euro). Es resultiert aus der Holdingfunktion der EWE AG und den dort zugeordneten sonstigen Beteiligungen.

Bei den nicht operativen Sachverhalten handelt es sich im Wesentlichen um die Fair Value Bewertung übriger Finanzinstrumente.

Vermögenslage

Aktiva

in Mio. Euro	30.06.2023	in %	31.12.2022	in %
Langfristiges Vermögen	10.806,6	61,4	11.172,1	54,8
Kurzfristiges Vermögen	6.797,2	38,6	9.226,6	45,2
Summe Aktiva	17.603,8	100,0	20.398,7	100,0

Passiva

in Mio. Euro	30.06.2023	in %	31.12.2022	in %
Eigenkapital	4.253,1	24,2	4.679,9	23,0
Langfristige Schulden	7.819,7	44,4	8.733,7	42,8
Kurzfristige Schulden	5.531,0	31,4	6.985,1	34,2
Summe Passiva	17.603,8	100,0	20.398,7	100,0

Die Bilanzsumme ist mit 17.603,8 Mio. Euro um 13,7 Prozent gegenüber dem Wert zum 31. Dezember 2022 (20.398,7 Mio. Euro) gesunken.

Ursächlich für den Rückgang im langfristigen Vermögen in Höhe von 365,5 Mio. Euro ist im Wesentlichen die Veränderung der Marktwerte der Derivate (30. Juni 2023: 715,5 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 1.304,0 Mio. Euro) sowie der Rückgang bei den Sachanlagen aufgrund von Wertminderungen im Bereich der Stromversorgungsanlagen (30. Juni 2023: 181,3 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 28,0 Mio. Euro) und bei den immateriellen Vermögenswerten im Bereich der Projektrechte (30. Juni 2023: 54,0 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 64,1 Mio. Euro). Gegenläufig wirkt der Anstieg der aktiven latenten Steuern (30. Juni 2023: 844,7 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 401,6 Mio. Euro).

Der starke Rückgang im kurzfristigen Vermögen um 26,3 Prozent resultiert vor allem ebenfalls aus der Veränderung der Marktwerte der Derivate (30. Juni 2023: 1.476,6 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 3.322,6 Mio. Euro) sowie einem mengenbedingten Rückgang der Gasvorräte (30. Juni 2023: 429,5 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 620,6 Mio. Euro). Dementgegen wirkt die Veränderung der Liquiden Mittel (30. Juni 2023: 1.659,5 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 1.374,3 Mio. Euro).

Die Eigenkapitalquote liegt mit 24,2 Prozent über dem Wert zum 31. Dezember 2022 (23,0 Prozent). Detaillierte Informationen sind der Eigenkapitalveränderungsrechnung zu entnehmen.

Die langfristigen Schulden gehen um 914,0 Mio. Euro auf 7.819,7 Mio. Euro zurück. Neben der Derivatebewertung (30. Juni 2023: 1.288,6 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 1.878,5 Mio. Euro) trägt auch die Inanspruchnahme und damit der Rückgang der Drohverlustrückstellungen für belastende Absatzverträge mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften (30. Juni 2023: 55,1 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 383,4 Mio. Euro) maßgeblich hierzu bei.

Der signifikante Rückgang der kurzfristigen Schulden um 1.454,1 Mio. Euro auf 5.531,0 Mio. Euro ist ebenfalls in wesentlichem Maße auf die Bewertung von Derivaten (30. Juni 2023: 2.544,0 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 3.728,6 Mio. Euro) und belastenden Absatzverträgen mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften (30. Juni 2023: 38,9 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 196,9 Mio. Euro) zurückzuführen. Gegenläufig wirkt der Anstieg der Ertragsteuerverbindlichkeiten (30. Juni 2023: 217,8 Mio. Euro; 31. Dezember 2022: 52,1 Mio. Euro).

Finanzlage

in Mio. Euro	01.01. 30.06.2023	01.01.- 30.06.2022	Veränderung in %
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	764,8	2.011,2	-62,0
Cash Flow aus Investitionstätigkeit	-341,7	-273,8	-24,8
Cash Flow aus Finanzierungstätigkeit	-138,5	-234,8	41,0
Zahlungswirksame Veränderungen des Finanzmittelfonds	284,6	1.502,6	-81,1
Wechselkurs-, konsolidierungskreis- und bewertungsbedingte Änderungen des Finanzmittelfonds	1,2	-1,2	>100
Finanzmittelfonds am Anfang der Periode	1.381,6	1.022,7	35,1
Finanzmittelfonds am Ende der Periode	1.667,4	2.524,1	-33,9

Für den EWE-Konzern ist der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit ein zentrales Element der Finanzierung. Im ersten Halbjahr 2023 beträgt der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit 764,8 Mio. Euro bei einem EBIT in Höhe von -338,4 Mio. Euro als Ausgangsbasis der Berechnung. Die Veränderungen der Forderungen und sonstiger Aktiva (1.500,9 Mio. Euro), ein zahlungsunwirksames Ergebnis aus derivativen Finanzinstrumenten (1.367,3 Mio. Euro) sowie Abschreibungen (544,1 Mio. Euro) erhöhen den Cash Flow, während vor allem die Veränderung der Verbindlichkeiten und sonstigen Passiva (-1.973,1 Mio. Euro) sowie ergebniswirksame Auflösungen von Rückstellungen (-484,0 Mio. Euro) diesen senken.

Der Cash Flow aus Investitionstätigkeit in Höhe von -341,7 Mio. Euro ist maßgeblich geprägt von Investitionen in das Sachanlagevermögen (-307,1 Mio. Euro) und das immaterielle Anlagevermögen (-42,9 Mio. Euro).

Der Cash Flow aus Finanzierungstätigkeit beträgt -138,5 Mio. Euro und beinhaltet im Wesentlichen neben der Aufnahme von Finanzverbindlichkeiten (25,0 Mio. Euro) auch die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten (-144,8 Mio. Euro) und Leasingverbindlichkeiten (-18,3 Mio. Euro).

Die finanzielle Flexibilität des EWE-Konzerns wird durch verschiedene Instrumente abgesichert. Darunter befinden sich syndizierte, revolvierende Kreditfazilitäten über 2.850,0 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 2.850,0 Mio. Euro). Eine bestehende Kreditfazilität in Höhe von 200 Mio. Euro mit Befristung bis August 2024 wurde Anfang Juli 2023 um 2 Jahre verlängert. Die Laufzeiten der verschiedenen Kreditfazilitäten enden im Juni 2024, August 2026 und Juni 2027. Alle Kreditlinien dienen grundsätzlich der allgemeinen Betriebsmittelfinanzierung. Zum 30. Juni 2023 wurden von diesen Kreditfazilitäten 30,4 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 14,4 Mio. Euro) in Anspruch genommen.

Die zum Bilanzstichtag zur Verfügung stehenden bilateralen Kreditlinien betrugen insgesamt 512,7 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 517,1 Mio. Euro). Von diesem Betrag wurden 167,8 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 161,2 Mio. Euro) unter anderem auch als Avale in Anspruch genommen.

Einen weiteren wesentlichen Bestandteil der Finanzierung stellen Anleihen und Bankverbindlichkeiten dar. Zum 30. Juni 2023 sind in Euro notierte, unbesicherte Anleihen mit einem Nominalvolumen von 1.100,0 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 1.100,0 Mio. Euro) ausstehend. Darin enthalten ist ein Green Bond in Höhe von 500,0 Mio. Euro, den die EWE AG im Juni 2021 emittiert hat. Die vorgenannten Anleihen sind 2028 bzw. 2032 fällig. Die Bankverbindlichkeiten des EWE-Konzerns belaufen sich auf 1.033,3 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 1.154,3 Mio. Euro) und betreffen überwiegend Projektfinanzierungen im Segment Erneuerbare Energien und Schuldscheindarlehen und Namensschuldverschreibungen der EWE AG. Die Projektfinanzierungen haben Laufzeiten, welche zwischen 2023 und 2041 enden. Die Schuldscheindarlehen und Namensschuldverschreibungen sind zwischen 2024 bzw. 2032 fällig.

Nichtfinanzielle Angaben

Entwicklung der Mitarbeitendenzahlen

Im ersten Halbjahr 2023 waren im EWE-Konzern im Durchschnitt 10.722 Mitarbeitende (31. Dezember 2022: 10.185 Mitarbeitende) beschäftigt. Einbezogen wurden die aktiven Voll- und Teilzeitbeschäftigten sowie Trainees und Aushilfen.

Anzahl Mitarbeitende nach Segmenten	30.06.2023	31.12.2022
Erneuerbare Energien	405	330
Infrastruktur	2.061	1.986
Markt	2.676	2.534
swb	2.259	2.260
Sonstiges	2.608	2.363
Konzern-Zentralbereich	713	712
Gesamt	10.722	10.185

Bericht über die voraussichtliche Entwicklung mit ihren wesentlichen Chancen und Risiken

Prognosebericht

Entwicklung der politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen

Europäische Ebene

"Fit für 55"- Paket

Zur Umsetzung des europäischen Green Deal, dessen Maßnahmen Auswirkungen auf nahezu alle Bereiche des EWE- Konzerns haben, müssen verschiedene Richtlinien und Verordnungen an das neue EU-Klimaziel von mindestens 55 Prozent weniger Emissionen bis 2030 angepasst werden. Der EWE-Konzern ist bei allen aufgeführten Maßnahmen betroffen, da das "Fit für 55"- Paket als integriertes Maßnahmenpaket zu betrachten ist, bei dem die einzelnen Komponenten ineinander verzahnt sind und einander bedingen.

Reduzierung der Methanemissionen im Energiesektor: Die EU-Kommission hat im Dezember 2021 eine Verordnung zur Reduzierung der Methanemissionen im Energiesektor vorgeschlagen. Hierfür sollen zum einen Vorgaben für die Quantifizierung, Meldung und Überprüfung von Emissionen festgelegt werden. Darüber hinaus sollen die Betreiber der Gasinfrastruktur zur engmaschigen Erkennung von Leckagen und deren kurzfristiger Reparatur (LDAR) verpflichtet werden. Vorgesehen ist zudem ein Verbot von Venting & Flaring für viele Anwendungsbereiche. Während der Rat die Vorgaben unter anderem zu LDAR etwas abschwächen will, fordert das EU-Parlament eine Verschärfung der Regelungen. Die Trilog-Verhandlungen sollen bis Ende 2023 abgeschlossen werden, die Verordnung in 2024 in Kraft treten. Der EWE-Konzern wird auf verschiedenen Erdgas-Wertschöpfungsstufen davon betroffen sein.

Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED): EU-Parlament, Rat und Kommission haben eine politische Einigung zur Überarbeitung der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie erzielt. Kernpunkte sind die Anhebung des EU-weiten Ziels für den Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch (von derzeit 32 Prozent) auf 42,5 Prozent, ergänzt durch ein indikatives "top-up" von 2,5 Prozent im Jahr 2030, eine Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren sowie (teils verbindliche) Zielvorgaben für Erneuerbare Energien in den Bereichen Fernwärme, Industrie, Gebäude, Wärme- und Kälte sowie Verkehr Des Weiteren werden Nachhaltigkeitskriterien für erneuerbare Brennstoffe nicht biogenen Ursprungs und Biomasse festgelegt. Weitere Änderungen betreffen das Recht der Herkunftsnachweise für erneuerbaren Strom. Das Europäische Parlament wird voraussichtlich in der zweiten Jahreshälfte 2023 über die Richtlinie abstimmen. Wirtschaftsminister Robert Habeck hat bereits eine zügige Umsetzung in nationales Recht angekündigt. Die Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren werden das Geschäft der ALTERRIC deutlich vereinfachen.

Energieeffizienzrichtlinie: Die im Frühjahr 2023 erzielte politische Einigung umfasst unter anderem die Verankerung des "efficiency first"-Prinzips bei großen Investitionsvorhaben, die EU-weit verbindliche Verringerung des Energieverbrauchs bis 2030 um 11,7 Prozent im Vergleich zum Referenzszenario 2020, eine Anhebung der jährlichen nationalen Einsparverpflichtung auf 1,9 Prozent in 2030, die Pflicht zur kommunalen Wärmeplanung ab 45.000 Einwohner sowie die Verschärfung der Definition für effiziente Fernwärmesysteme ab 2028, um bis zum Jahr 2050 schrittweise vollständig klimaneutrale Fernwärme zu erreichen. Die formale Annahme der Richtlinie wird in der zweiten Jahreshälfte 2023 erfolgen.

Gas- und Wasserstoffpaket: Ziel der Überarbeitung der Gasbinnenmarkt-Richtlinie und -Verordnung aus 2009 ist es, den Rechts- und Regulierungsrahmen für den Hochlauf erneuerbarer und CO ₂ -armer Gase zu aktualisieren und auf Wasserstoff zu erweitern. Kernpunkte sind die Anpassung der Verbraucherrechte an die aktualisierte Strom-Richtlinie, Entflechtungsregelungen für Wasserstoffnetzbetreiber, die schrittweise Anwendung der Gasmarktregeln auf Wasserstoff sowie Vorgaben zur Netzplanung und Organisation der Wasserstoffnetzbetreiber. Die am 1. Juni 2023 gestartete Trilog-Verhandlungen sollen bis Jahresende abgeschlossen werden.

Verordnung über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Antriebe: Im Frühjahr 2023 haben EU-Parlament, Rat und Kommission eine politische Einigung zum Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe (AFIR) erzielt. Neben verbindlichen Zielvorgaben für den Ausbau der öffentlichen Lade- und Wasserstoff-Tankinfrastruktur sind für EWE Go GmbH, Oldenburg, vor allem die Regelungen zu Bezahlsystemen und zu Abrechnungsinformationen an den Ladesäulen relevant. So schreibt die AFIR u.a. vor, dass neue Ladepunkte ab 50 kW über einen Kartenleser oder eine kontaktlose Bezahlfunktion mit Kartenauslesung ausgestattet sein müssen. Bis Januar 2027 müssen alle Ladepunkte ab 50 kW an bestimmten Standorten (Transeuropäische Verkehrsnetze (TEN-V), zertifizierte Rastplätze) entsprechend nachgerüstet sein. Die formale Annahme der Richtlinie wird in der zweiten Jahreshälfte 2023 erfolgen.

Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie: Am 6. Juni dieses Jahres haben die Trilog-Verhandlungen der Revision der Gebäudeenergieeffizienz-Richtlinie (EPBD) begonnen. Vorgesehen ist unter anderem, dass alle neu errichteten Gebäude schrittweise den Anforderungen eines "Null-Emissionsgebäudes" erfüllen und der Anteil der Gebäude mit energetisch schlechteren Effizienzklassen durch die Festlegung von Mindestanforderungen an Bestandsgebäuden deutlich verringert wird. Diskutiert wird zudem ein Phase-out von Gasheizungen. Die Trilog-Verhandlungen sollen bis Jahresende abgeschlossen werden.

"REPowerEU"-Plan

Der delegierte Rechtsakt zu den Strombezugskriterien für erneuerbaren Wasserstoff zur Umsetzung von Artikel 27 Absatz 3 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) ist am 10. Juli 2023 in Kraft getreten. Der delegierte Rechtsakt legt Kriterien fest, wann erneuerbare Kraftstoffe nicht biologischen Ursprungs (RFNBOs) als erneuerbar im Sinne der RED II gelten und somit auf die Erneuerbare-Energien-Ziele angerechnet werden können. Die Kriterien gelten zwar vorerst nur für im Verkehrsbereich eingesetzte RFNBOs, eine Ausweitung auf alle Anwendungsbereiche ist geplant. Die Regelungen sind besonders von Bedeutung für alle Aktivitäten im Wasserstoff-Bereich des EWE-Konzerns.

Maßnahmenpaket zum nachhaltigen Finanzwesen

Die Europäische Kommission veröffentlichte am 24. Mai 2018 ein Maßnahmenpaket zum nachhaltigen Finanzwesen. Mit diesem Paket möchte die EU den Übergang zu einer CO ₂ -armen, ressourceneffizienteren sowie nachhaltigeren Wirtschaft unterstützen. Ein zentrales Instrument zur Erreichung dieses Ziels ist die EU-Taxonomie. Als einheitliches EU-Klassifizierungssystem für ökologisch nachhaltige Wirtschaftsaktivitäten ermöglicht sie es Unternehmen, Investoren und politischen Entscheidungsträgern, Kapitalströme gezielt in nachhaltige Investitionen zu lenken. Mit der EU-Taxonomie werden die sechs Umweltziele Klimaschutz, Anpassung an den Klimawandel, nachhaltige Nutzung und Schutz von Wasser- und Meeresressourcen, Übergang zur Kreislaufwirtschaft, Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung sowie Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität verfolgt. Für das Geschäftsjahr 2022 liegen für die beiden erstgenannten Umweltziele detaillierte Bewertungskriterien vor. Kapitalmarktorientierte Unternehmen mit mehr als 500 Beschäftigten haben eine Berichtspflicht, so dass auch der EWE-Konzern betroffen ist. Erstmalig sind neben den Anteilen der taxonomiefähigen ("eligible") auch die Anteile der taxonomiekonformen ("aligned") Wirtschaftsaktivitäten hinsichtlich Umsatz, Investitionen (CapEx) sowie Betriebsausgaben (OpEx) auf Aktivitätsebene offen zu legen. In Kürze wird eine Ausweitung der Berichtspflichten auf die übrigen Umweltziele erwartet. Die EU-Taxonomie wird mittel- bis langfristig institutionellen Investoren bei ihren Anlageentscheidungen unterstützen und die künftige Bereitstellung von Finanzmitteln beeinflussen.

Gesetzespaket zum Digitalen Binnenmarkt

Zudem gibt es folgende weitere Gesetzesakte des oben genannten Gesetzespaketes zum Digitalen Binnenmarkt, die noch nicht in Kraft getreten sind:

Artificial Intelligence Act: Mit dem Vorschlag für einen "Artificial Intelligence Act" vom 21. April 2021 beabsichtigt die EU-Kommission einen EU-weiten Rechtsrahmen für den Bereich Künstliche Intelligenz (Kl) zu schaffen. Es handelt sich hierbei um einen risikobasierten Ansatz: Der Entwurf sieht vor, feste Kategorien für die Risikoeinstufung von KI zu etablieren und diese an bestimmte Anforderungen für Provider und andere Akteure zu knüpfen sowie KI-Systeme mit "unannehmbarem Risiko" grundsätzlich zu verbieten. Da die Definition von KI sehr weit gefasst ist, könnten weite Teile der Aktivitäten von EWE betroffen sein. Die Trilog-Verhandlungen sind im Juni 2023 gestartet.

Data Act/Datengesetz der EU: Im Februar 2022 legte die Kommission ihren Entwurf für ein europäisches Datengesetz vor. Im Kern erhalten Nutzer von Produkten das Recht, vom Hersteller Zugriff auf die von ihnen durch die Nutzung erzeugten Daten zu erhalten und diese auch mit einem Dritten zu teilen. Dies kann die Datenbasis für digitale Geschäftsmodelle von EWE verbessern. Des Weiteren soll der Anbieterwechsel von Cloud- und Edge-Diensten erleichtert werden, was EWE als Nutzer solcher Dienste in eine bessere Position gegenüber Anbietern bringen könnte. In Krisenfällen, wie z. B. Pandemien, sollen öffentliche Stellen Zugang zu Daten von Unternehmen erhalten, die für die Bewältigung der Situation erforderlich sind. Die Trilog-Verhandlungen wurden im Juni 2023 beendet, so dass der Data Act voraussichtlich bis Ende des Jahres in Kraft treten kann. Anschließend wird den Unternehmen eine mindestens 20-monatige Umsetzungsfrist eingeräumt.

ePrivacy-Verordnung

Ziel der Verordnung über die Achtung des Privatlebens und den Schutz personenbezogener Daten in der elektronischen Kommunikation (ePrivacy-Verordnung) ist es, die bisherigen Bestimmungen zum Persönlichkeitsschutz im Bereich der elektronischen Kommunikation an die rechtlichen Vorgaben der EU-Datenschutzgrundverordnung (EU-DSGVO) anzugleichen. Zudem soll auch die Datenverarbeitung in Unternehmen geregelt werden. Als Energieversorgungsunternehmen fällt der EWE-Konzern in dessen Anwendungsbereich u.a. durch die Sammlung und Weiterverarbeitung von Daten über Endgeräte, wie z. B. Smart Meter-Daten. Die Verhandlungen im ordentlichen Gesetzgebungsverfahren befinden sich seit geraumer Zeit in der finalen Phase (Trilog-Verhandlungen zwischen Parlament, Rat und Kommission).

F-Gase-Verordnung

Die Europäische Kommission hat im April 2022 einen Entwurf zur Revision der F-Gase-Verordnung vorgelegt. Mit der Novellierung der europäischen F-Gase-Verordnung sollen u.a. die Vorschriften für die Verwendung von stark klimaschädlichen Gasen wie Schwefelhexafluorid (SF6) in elektrischen Schaltanlagen verschärft werden. Die im zweiten Quartal 2023 begonnenen Trilog-Verhandlungen sollen in der zweiten Jahreshälfte abgeschlossen sein. EWE wird von den Ergebnissen betroffen sein, insbesondere im Bereich der Verteilnetze.

Europäischer Gaspreisdeckel

Die EU-Energieminister haben sich am 19. Dezember 2022 auf die Einführung eines Gaspreisdeckels an der europäischen Großhandelsplattform TTF geeinigt. Demnach kann der Deckel ab dem 15. Februar 2023 ab einem Preis von 180 Euro pro Megawattstunde ausgelöst werden. Zwei Bedingungen müssen eintreten, damit der "Marktkorrekturmechanismus" aktiviert wird: Am wichtigsten EU-Handelsplatz TTF muss der Preis zur Lieferung im kommenden Monat an drei Werktagen über 180 Euro pro Megawattstunde liegen und zweitens muss dieser Preis gleichzeitig mindestens 35 Euro über dem Weltmarktpreis für Flüssiggas (LNG) stehen. Der Deckel ist dabei dynamisch: Er behält die 35 Euro Abstand zum LNG-Preis bei, mit dem Ziel, dass Europa auf den Weltmärkten trotz Gasknappheit nicht mehr prioritär von LNG-Schiffen beliefert wird. Gelten soll das System an allen europäischen Gashandels-Knotenpunkten ("Hubs") und Handelsplattformen. Von der neuen Regelung ist unmittelbar die EWE TRADING betroffen.

Bundesebene

Richtlinie zur Förderung von klimaneutralen Produktionsverfahren in der Industrie durch Klimaschutzverträge

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz setzt bis August 2023 ein vorbereitendes Verfahren für das anstehende Bieterverfahren bis Ende 2023 um. Die Teilnahme am vorbereitenden Verfahren ist wesentlich für die Teilnahme am nachfolgenden Gebotsverfahren. Demnach werden Unternehmen mit dem effizientesten und emissionsärmsten Angebot den Zuschlag für den Abschluss eines Klimaschutzvertrages erhalten. Damit soll der Umstieg auf klimafreundliche Technologien unterstützt werden: Durch Zuschüsse zu den Betriebskosten und den Investitionskosten sollen die Mehrkosten gegenüber konventionellen Technologien ausgeglichen werden. Die Verträge sollen eine Laufzeit von 15 Jahren haben. Für die zu fördernden Verfahren werden Mindestanforderungen definiert, z. B. an den verwendeten Wasserstoff, den genutzten Strom, die Nutzung von Biomasse sowie Anlagen unvermeidbarer Prozessemissionen. Die Förderrichtlinie muss von der EU-Kommission noch beihilferechtlich genehmigt werden. Die geplante Förderrichtlinie ist sowohl für das Produkt- und Dienstleistungsportfolio von EWE relevant als auch für eigene Transformationsinvestitionen, beispielsweise in Wasserstofftechnologien.

Entwurf eines Gesetzes zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Änderung des Energiedienstleistungsgesetzes

Das Bundeskabinett hat im April 2023 den Entwurf eines Gesetzes zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Änderung des Energiedienstleistungsgesetzes vorgelegt. Neben einer Einsparverpflichtung für Bund und Länder enthält das Gesetz auch Vorgaben zur Einführung von Energie- oder Umweltmanagementsystemen für Unternehmen. Hinzu kommen Vorschriften zu Energieeffizienz, Abwärmenutzung sowie des Anteils erneuerbarer Energien in Rechenzentren. Das geplante Gesetz ist sowohl für das Dienstleistungsportfolio von EWE relevant als auch für das eigene Energie- und Umweltmanagement sowie die Umsetzung der Vorgaben in den bestehenden Rechenzentren.

Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften

Das Bundeskabinett hat im Mai 2023 den Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften verabschiedet. Die Änderungen betreffen im Wesentlichen zum einen die notwendige Umsetzung des Urteils des Europäischen Gerichtshofs vom 2. September 2021 zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde sowie die hierfür notwendigen Anpassungen. Zudem enthält der Beschluss Regelungen für ein neues Wasserstoff-Kernnetz im Hinblick auf Planung, Genehmigung und Finanzierung. Die Regelungen sind für EWE besonders von Bedeutung für alle Aktivitäten in den Bereichen Netze, Speicher und Wasserstoff.

Entwurf eines Gesetzes zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung ("Solarpaket 1")

Im Juni 2023 wurde ein Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) zum sogenannten "Solarpaket 1" für eine Konsultationsphase veröffentlicht. Das Gesetz enthält zahlreiche, grundsätzlich positive, Maßnahmen, die den Ausbau von Photovoltaik auf Dächern und Freiflächen fördern sollen. Auch für die Windenergie enthält das Paket einige relevante Regelungen. Realisierungsfristen (§ 36e EEG) und Pönalefristen (§ 55 EEG) sollen für Wind an Land um jeweils drei Monate verlängert werden. Für die Verlegung und den Betrieb von Erneuerbare-Energien- Anschlussleitungen werden gegen Entschädigung Duldungspflichten aufgenommen, die auch für Überfahrt und Überschwenkung bei Errichtung von Windenergieanlagen (WEA) gelten. Die Frist zur Ausstattung von Anlagen mit einer bedarfsgerechten Nachtkennzeichnung (BNK) soll zudem um 1 Jahr auf den 31. Dezember 2024 verlängert werden. Als Zwischenschritt sollen Betreiber bis spätestens 31. Dezember 2023 einen Antrag auf Zulassung bei der jeweiligen Luftfahrtbehörde nachweisen. ALTERRIC bewertet diese Änderungen grundsätzlich positiv, spricht sich aber dafür aus, die rückwirkende Verlängerung der Realisierungs- und Pönalefristen grundsätzlich nur auf Antrag des Vorhabenträgers (Opt-In) zu ermöglichen. Ansonsten müssten Projekte mit nicht-mehr-wirtschaftlichen Altzuschlägen aus 2021/2022 noch länger auf eine erneute Ausschreibungsteilnahme und damit eine Realisierung warten.

Open Access

Im Rahmen des Koalitionsvertrags der Ampelregierung und im Rahmen der Gigabitstrategie der Bundesregierung wird Open Access (wechselseitiger Netzzugang der Telekommunikationsanbieter) befürwortet. Für den Fall, dass einvernehmliche Einigungen ausbleiben, stellt der Koalitionsvertrag regulatorische Maßnahmen in Aussicht. Im Gigabitforum der BNetzA wird dazu an marktweiten Erklärungen, Standardisierungen und best-practice-Sammlungen gearbeitet. EWE TEL fordert, den wechselseitigen Zugang zu fairen Vorleistungen für alle Hochgeschwindigkeitsnetze, das heißt auch für 5G-Mobilfunk, zu diskutieren.

Landesebene

Zweite Novelle des Niedersächsischen Klimagesetzes in der parlamentarischen Beratung

Am 21. Juni 2023 hat der Landtag in erster Lesung über den Entwurf einer Novelle des Niedersächsischen Klimagesetzes (NKIimaG) beraten. Die Novelle verschärft einige Fristen für das Erreichen von Klimazielen und setzt darüber hinaus einen Schwerpunkt auf das Thema Photovoltaik (PV). Die verpflichtende PV-Installation bei Dächern soll ab 2025 auch bei grundlegenden Dachsanierungen gelten (bislang nur bei Neubauten). Ab 2025 soll Parkplatz-PV bei Neubau und Sanierung bereits ab einer Stellplatzzahl von 25 gelten (bislang 50). Freiflächen-PV soll nur noch auf Flächen mit einem Bodenwert unter 50 erlaubt sein. Ansonsten soll Agri-Photovoltaik (Agri-PV), ein Verfahren zur gleichzeitigen Nutzung von Flächen für die landwirtschaftliche Pflanzenproduktion (Photosynthese) und die PV-Stromproduktion (Photovoltaik) zum Zuge kommen. EWE beteiligt sich im Rahmen der Verbändeanhörung über den BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.) am parlamentarischen Verfahren. Die Vorhaben beeinträchtigen EWE nicht. Es ist eine weitere Zunahme an PV-Aufträgen zu erwarten. Die Koalition strebt eine Verabschiedung der Novelle im Landtag noch im November 2023 an.

Niedersächsisches Wind-an-Land-Gesetz in der parlamentarischen Beratung

Das Gesetz besteht aus zwei Teilen: dem Niedersächsischen Windflächenbedarfsgesetz (NWindBGUG) als Artikel 1 sowie dem Niedersächsischen Erneuerbaren-Energien-Vor-Ort-Beteiligungsgesetz (NEEBetG) als Artikel 2. Artikel 1 des Gesetzes legt die Ausweisung von 2,2 Prozent der Landesfläche für Windenergienutzung bis 2026 fest, weist den Trägern der Regionalplanung konkrete Teilflächenziele zu und legt eine Evaluation im Jahr 2026 fest. Werden regionale Teilflächenziele bis dahin nicht erreicht, ist eine Anhebung anderer Teilflächenziele bis zu einem Maximalwert von 4,0 Prozent möglich, um das Gesamtziel von landesweit 2,2 Prozent erreichen zu können. In Artikel 2 des Gesetzes werden Anlagenbetreiber zur Zahlung einer Akzeptanzabgabe von 0,2 Cent je Kilowattstunde an die jeweilige Kommune verpflichtet. Kommunen sollen zudem grundsätzlich eine laufende Zahlung nach EEG für Windkraftanlagen und PV-Freiflächen- anlagen erhalten. Außerdem sollen sich Kommunen bzw. Bürger direkt an großen Windkraft-oder Solarprojekten beteiligen können. Die Verbandsbeteiligung zum Gesetz läuft. EWE hat sich über den Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) daran beteiligt. Die Kabinettsentscheidung und anschließende Überweisung in den Landtag wird unmittelbar nach der Sommerpause erwartet. Denkbar ist eine Verabschiedung im Landtag noch im Jahr 2023. EWE begrüßt die Regelungen in Artikel 1, sieht die Regelungen in Artikel 2 allerdings wegen des hohen bürokratischen Aufwands skeptisch.

Niedersächsisches Windenergiebeschleunigungsgesetz

Das Windenergiebeschleunigungsgesetz wurde vor der Sommerpause 2023 von der Landesregierung zur Verbändebeteiligung vorgelegt. Das Gesetz könnte Flächenpotenziale für die Umsetzung der Energiewende in Niedersachsen deutlich schneller aktivieren. Die Träger der Regionalplanung sollen die vom Bund vorgegebenen Zielflächen für die Windenergie in einem Schritt und bereits bis Ende 2026 ausweisen. Dies ist besonders positiv auch für ALTERRIC, denn nur dadurch können rechtzeitig genügend Flächen bereitgestellt werden, um die ehrgeizigen Ausbauziele des Bundes und des Landes Niedersachsen zu erreichen. Das Vorziehen der Flächenziele ist allerdings aktuell noch politisch umstritten. Gleichzeitig widerspricht der Entwurf des "Gesetzes zur finanziellen Beteiligung am Ausbau Erneuerbarer Energien in Niedersachsen (NEEBetG)" dem übergeordneten Ziel einer Beschleunigung. Bürokratische und kostenintensive Anforderungen an die finanzielle Beteiligung würden den Fortschritt der Energiewende in Niedersachsen signifikant verlangsamen und das Erreichen der Ausbauziele gefährden. Zudem wird ein spezielles und kostenintensives Sparprodukt als nahezu einzige Beteiligungsmöglichkeit definiert. Die Branche und auch ALTERRIC lehnen diesen Teil des vorlegten Gesetzesentwurfs grundsätzlich ab und fordern bestenfalls eine Aussetzung des Vorhabens, um die Erfahrungen mit der erst 2023 eingeführten Kommunalabgabe nach § 6 EEG auszuwerten. Mindestens aber sollte das NEEBetG nicht in der jetzigen Form verabschiedet, sondern substanziell entbürokratisiert werden. Alternativen zum Sparprodukt könnten in einem Positivkatalog aufgezeigt werden, um die vielfältigen etablierten und regional zugeschnittenen Beteiligungsmodelle aus der Praxis nicht auszuschließen.

Masterplan Digitalisierung Niedersachsen

Es ist erklärtes Ziel der niedersächsischen Landesregierung, bis zum Jahr 2025 Übertragungsgeschwindigkeiten von 1 Gigabit pro Sekunde im Land zu ermöglichen. Die Landesregierung hat dazu einen Maßnahmenfinanzierungsplan für das Sondervermögen Digitalisierung verabschiedet. Damit werden bis 2023 Investitionen von bis zu 850 Mio. Euro beschlossen, die zur konkreten Umsetzung der in dem Masterplan vorgelegten Strategie für den Gigabit-Ausbau und die Digitalisierung Niedersachsens eingesetzt werden. Der EWE-Konzern kann hier insbesondere über Dienste und Produkte aus dem Telekommunikations- und Breitbandsegment profitieren.

Wegenutzungsverträge

Bei Verlust eines Wegenutzungsrechts ist nach § 46 Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) das betroffene Versorgungsnetz an den neuen Netzbetreiber gegen eine wirtschaftlich angemessene Vergütung zu verkaufen. Dadurch gehen den Netzgesellschaften die auf das Netz entfallenden Erlöse verloren. Aufgrund der wirtschaftlichen Bedeutung erfolgt fortlaufend eine intensive Beobachtung der Entwicklungen und Auswirkungen von auslaufenden Wegenutzungsverträgen im EWE-Konzern.

In den Vergabeverfahren um die Wegenutzungsrechte Strom und Gas in den Gemeinden Hammah (Landkreis Stade) und Asendorf (Landkreis Harburg) befindet sich EWE NETZ in konkreten Verhandlungen bzw. die Behandlung und Beschlussfassung durch die kommunalen Gremien steht in Kürze bevor.

Des Weiteren haben auch die Vergabeverfahren für Wegenutzungsverträge in den Gemeinden Süderholz (Landkreis Vorpommern-Rügen), Groß Meckelsen, Hamersen, Kalbe, Klein Meckelsen, Lengenbostel, Sittensen, Tiste, Vierden, Wohnste (alle Samtgemeinde Sittensen, Landkries Rotenburg), Worpswede (Landkreis Osterholz-Scharmbeck) und in der Stadt Emden begonnen.

Erwartete Branchenentwicklung

Ukraine-Krieg

Der Energiesektor war im ersten Halbjahr 2023 maßgeblich beeinflusst von den Ereignissen seit Beginn des Ukraine - Krieges am 24. Februar 2022. Seit Anfang September 2022 wurden die russischen Gasimporte nach Deutschland über Nordstream 1 eingestellt. Über die Ukraine (Transgas-Pipeline) wird jedoch nach wie vor auf niedrigem Niveau Gas aus Russland in die EU importiert. Zusätzliche Importe aus Norwegen, Belgien und den Niederlanden konnten im Verlauf der Jahre 2022 und 2023 zum Teil die fehlenden russischen Importe ausgleichen. Zusätzlich wurde mit Inbetriebnahme der ersten mobilen LNG-Terminals in Wilhelmshaven und Lubmin seit Beginn des Jahres 2023 zunehmend LNG importiert. Weitere Terminals in Brunsbüttel und Stade sollen bis Ende 2023 zu einer Gesamtimportkapazität von 30 Mrd. Kubikmeter beitragen. Die vor dem Ukrainekrieg importierte Menge aus Russland betrug demgegenüber 60 Mrd. Kubikmeter. Vor diesem Hintergrund gilt aktuell weiterhin die am 23. Juni 2022 von der Bundesregierung ausgerufene Alarmstufe des Notfallplans Gas.

Mit dem Ausfall der russischen Gasimporte kam es im Jahr 2022 zu erheblichen Anstiegen der Großhandelspreise im Strom- und Gassektor. Seit Oktober 2022 ist eine Beruhigung der Energiemärkte und damit verbunden sind sinkende Großhandelspreise festzustellen. Während im Verlaufe des Jahres 2023 die Spotmarktpreise unter Vorkrisenniveau fielen, liegen die Preise im Terminmarkt noch deutlich darüber. Es bleibt abzuwarten, ob Großhandelspreise auf Vorkrisenniveau auch im Terminmarkt erreicht werden.

Um einer Gasmangelsituation im Winter 2022/2023 entgegenzuwirken hat die Bundesregierung bereits im April 2022 das sogenannte Gasspeichergesetz beschlossen. Die laut Gasspeichergesetz vorgeschriebenen Mindestfüllstände wurden vorzeitig erreicht und sogar deutlich übertroffen. Die Speicherfüllstände in Deutschland betrugen Ende November 2022 über 99 Prozent. Temperaturbedingt wurde seit Anfang Dezember 2022 überwiegend ausgespeichert. In der Folge sanken die Speicherfüllstände bis zum 16. Dezember des Jahres auf rund 87 Prozent. Aufgrund der milden Witterung wurde zum Ende des Jahres wieder überwiegend eingespeichert, so dass die Speicherfüllstände sich in Deutschland leicht auf etwa 90 Prozent erhöhten. Bis Anfang März wurde zwar überwiegend ausgespeichert, trotzdem betrug der Gesamtspeicherfüllstand in Deutschland Mitte Februar 2023 noch über 70 Prozent. Das gesetzliche Füllstandsziel von mindestens 40 Prozent zum 1. Februar 2023 wurde somit übererfüllt. Zum Ende des ersten Halbjahres 2023 liegt der Füllstand bereits bei rund 80 Prozent. Das gesetzliche Füllstandsziel zum 1. September 2023 von 75 Prozent ist somit bereits übertroffen. Vor diesem Hintergrund werden Gasmangelsituationen im Winter 2023 / 2024 zunehmend unwahrscheinlicher.

Zur Vermeidung von Gasmangellagen wurde 2022 seitens der BNetzA ein Einsparziel für den Energieträger Gas in der Industrie, der Stromerzeugung (verstärkter Einsatz von Kohlekraftwerken) und dem Gebäudesektor in Höhe von mindestens 20 Prozent im Vergleich zum Durchschnittsverbrauch der Jahre 2018-2021 ausgerufen. Mit dem Ersatzkraftwerke-Gesetz hat die Bundesregierung im Juli 2022 eine hierfür notwendige gesetzliche Grundlage geschaffen. Im April 2022 hat die Bundesregierung zudem den Bau neuer LNG-Importterminals in Wilhelmshaven, Stade, Lubmin und Brunsbüttel beschlossen, um die Importabhängigkeit von russischen Gasimporten schnell und deutlich zu reduzieren. Bereits zum 16. Dezember 2022 konnte das mobile Terminal in Wilhelmshaven feierlich eröffnet werden. Zusätzlich hat das LNG-Importterminal in Lubmin zum Jahresende den Testbetrieb aufgenommen. Geringere Nachfrage und zusätzlicher LNG-Import können die Gasmarktsituation im Jahr 2023 deutlich entspannen.

Für russische Kohle wurde von der EU ein Embargo mit Wirkung zum 11. August 2022 beschlossen. Es folgte ein Öl-Embargo am 5. Dezember 2022 mit Wirkung zum 5. Februar 2023. Hiernach werden alle Ölimporte in die EU per Schiff gestoppt. Für Importe per Pipeline sind Ausnahmen möglich. Deutschland hat bereits mit Wirkung zum 1. Januar 2023 sämtliche Importe aus Russland gestoppt. Es wird erwartet das diese Maßnahmen nur moderate Auswirkungen auf die globalen Preise von Kohle und Öl haben werden.

Der Ukraine-Krieg hat damit den Fokus auf die Energiesicherheit und insbesondere die Gasversorgungssicherheit gelegt und stellt die Branche vor große Herausforderungen. Die Lieferketten für Kohle, Öl und Gas waren kurzfristig neu zu gestalten, LNG-Import-Infrastrukturen sind so schnell wie möglich zu bauen und an das deutsche Erdgassystem anzubinden. Mit dem LNG-Beschleunigungsgesetz hat die Bundesregierung im Juli 2022 die Voraussetzung geschaffen, um die erforderlichen Genehmigungsprozesse zu verkürzen. EWE leistet mit dem Bau einer 70 km langen Anbindungsleitung des geplanten LNG-Terminals in Wilhelmshaven an die Gasspeicher in Jemgum und Nüttermoor bis Ende 2023 kurzfristig einen Beitrag zur sicheren Gasversorgung der Region. Darüber hinaus sind infolge der nachhaltig hohen Energiepreise Finanz- und Liquiditätsrisiken zu managen.

Unabhängig vom Ukraine-Krieg sind die Ziele einer ambitionierten Energiewende zu bewältigen. Die Gasversorgung mittels LNG kann daher nur eine Übergangslösung sein, um kurzfristig eine sichere Erdgasversorgung ohne russische Gasimporte zu ermöglichen. Erdgas ist spätestens bis 2045 durch alternative CO ₂ -freie Energieträger wie grüner Wasserstoff oder Biomethan zu ersetzen. Die durch den Ukraine-Krieg bedingten Gaspreiserhöhungen und Versorgungsengpässe dürften den Druck zur Neuausrichtung der Geschäftsmodelle zusätzlich erhöhen. Im Strom- und Industriesektor bietet sich aus heutiger Sicht ein Ersatz von Erdgas durch Wasserstoff aufgrund fehlender Alternativen an. Im Gebäudesektor wird wahrscheinlich Erdgas zunehmend durch grünen Strom als Energieträger für hocheffiziente Wärmepumpen verdrängt. Erdgasversorger wie EWE, die ihren Gasabsatz prioritär in diesem Sektor generieren, sind somit besonders gefordert, ihre Geschäftsmodelle anzupassen.

Energiewende

Im April 2021 hat die Europäische Kommission ein umfassendes Maßnahmenpaket angenommen, das dazu beitragen soll, in der Europäischen Union mehr Investitionen in nachhaltige Tätigkeiten zu lenken. Die beschlossenen Maßnahmen umfassen unter anderem eine Verordnung zur EU-Klimataxonomie, die die Investitionen in eine nachhaltige dekarbonisierte Wirtschaft fördern und so maßgeblich zur Klimaneutralität Europas bis 2050 beitragen sollen. Ende 2022 wurde der Beschluss gefasst, dass Investitionen in Gas- und Kernkraftwerke sowie Gasinfrastrukturen als nachhaltig gelten. Damit dürfte ein wesentliches Hemmnis für zukünftige Investitionen in diesen Bereichen beseitigt worden sein. Bei der Investition in Gasinfrastrukturen wird die zukünftige Nutzung für Wasserstoff eine entscheidende Rolle spielen. Um die Ambitionssteigerung des Übereinkommens von Paris zu erfüllen, hat die Europäische Union mit dem neuen EU-Klimagesetz ihre klimapolitischen Zielsetzungen für 2030 (netto minus 55 Prozent gegenüber 1990) und Klimaneutralität um die Jahrhundertmitte im Frühjahr 2021 verschärft und gesetzlich festgelegt.

Ein Urteil des Bundesverfassungsgerichtes im März 2021 führte zur ersten Änderung des Bundes-Klimaschutzgesetzes (veröffentlicht am 18. August 2021). Der verschärfte Zielpfad für die Minderung der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 ist dort wie folgt festgelegt: Minderung der Treibhausgasemission bis 2030 um mindestens 65 Prozent, bis 2040 um mindestens 88 Prozent, bis 2045 um 100 Prozent (Netto-Treibhausgasneutralität) und nach 2050 sollen negative Treibhausgasemissionen erreicht werden. Die Sektorziele für die Jahre 2020 bis 2030 wurden entsprechend dem Gesamtminderungsziel von 65 Prozent bis 2030 angepasst. Im Juni 2023 hat das Bundeskabinett allerdings eine Änderung des Klimaschutzgesetztes beschlossen, nach der die verbindlichen Sektorziele zu Gunsten des Gesamtziels aufgehoben werden sollen.

Seit Anfang 2022 wird gemäß Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) erstmals ein CO ₂ -Preis für Benzin, Diesel, Heizöl und Erdgas für Gebäudewärme und Verkehr eingeführt. Der Einstiegspreis nach dem BEHG beträgt 25 Euro je Tonne CO ₂. Das entspricht etwa 7,0 Cent je Liter Benzin, 7,9 Cent je Liter Diesel und Heizöl sowie 0,6 Cent je Kilowattstunde für Erdgas jeweils bereits inklusive Mehrwertsteuer. Wenn auch die mit den 25 Euro pro Tonne CO ₂ verbundenen Klimaschutz-Effekte gering ausfallen werden, ist eine weitere Verteuerung fossiler Energieträger infolge der bereits verabschiedeten Steigerung des CO ₂ -Preises auf 55 Euro je Tonne im Jahr 2025 zu erwarten. Trotz der vorab geführten politischen Diskussion über eine weitere Anhebung ist laut Koalitionsvereinbarung der neuen Regierung eine weitere Steigerung des CO ₂ -Preises in den betroffenen Sektoren zumindest bis zum Jahr 2026 nicht zu erwarten. Mit Blick auf die aktuell hohen Energiepreise wurde die für den 1. Januar 2023 geplante Erhöhung um 5 Euro je Tonne CO ₂ sogar durch Änderungsbeschluss am 20. Oktober 2022 auf den 1. Januar 2024 verschoben. Zugleich werden die für die Jahre 2024 und 2025 vorgesehenen Festpreise im Vergleich zur ursprünglichen Fassung jeweils um 10 Euro abgesenkt. Der für das Jahr 2026 festgelegte Preiskorridor, der den Übergang von gesetzlichen Festpreisen in den Zertifikatehandel erleichtern soll, erfährt dagegen keine Anpassung.

Bereits im Jahr 2021 führte aber nicht nur die CO ₂ -Bepreisung gemäß BEHG zu höheren Endkundenpreisen für Gas, sondern insbesondere der stark gestiegene Großhandelspreis sowie die niedrigen Speicherfüllstände zu Beginn des Winters 2021/2022. In der Folge stiegen in der zweiten Jahreshälfte 2021 auch die Strompreise. Mit Beginn des Ukraine-Krieges im Februar 2022 haben sich diese noch einmal deutlich erhöht. Die zwischenzeitlich hohen Preise haben die Lenkungswirkung einer CO ₂ -Abgabe auf Erdgas deutlich übertroffen. Durch den seit Oktober 2022 feststellbaren Verfall des Gaspreises nimmt die Bedeutung des CO ₂ -Preises für den erforderlichen Energieträgerwechsel von Erdgas auf Strom oder grüne Gase allerdings wieder zu. Es bleibt abzuwarten, wie sich die Strompreise im Vergleich zu den Gaspreisen an den Börsen im Jahr 2023 weiterentwickeln.

Neben diesen jüngsten Energiemarktentwicklungen in Folge des Ukraine-Kriegs werden die aktuellen richtungsweisenden politischen und rechtlichen Entscheidungen zum Klimaschutz für die Energiewirtschaft eine deutlich schnellere Reduktion des Einsatzes fossiler Energieträger als bisher und eine Beschleunigung der Transformation des Energiesystems hin zu erneuerbaren Energien und alternativen Energieträgern erfordern. Zudem wird eine schnellere Verschiebung von Arbeitsplätzen der konventionellen Energieerzeugung hin zu Unternehmen in Bereichen der regenerativen Energien, Wasserstofftechnologien und zu gänzlich neuen Geschäftsmodellen notwendig.

Die Umsetzung der Pariser Klimaschutzziele 2030 erfordert einen hohen jährlichen Zubau erneuerbarer Energien, aber auch den Ausbau der Netze und Energiespeicher. Zudem müssen die Sektoren Verkehr, Wärme und Industrie vor dem Hintergrund sektoraler Klimaschutzziele in den Transformationsprozess einbezogen werden. Diese Umgestaltung ist nur durch einen hohen Standardisierungs- und Automatisierungsgrad zu erreichen. Neuere Studien (z.B. die Studie der Deutschen Energieagentur (dena) "Aufbruch Klimaneutralität" aus Oktober 2021) sowie die aktuellen Langfristszenarien des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) aus 2022 haben ergeben, dass das Ziel der Klimaneutralität die Entwicklung und den Hochlauf von negativen Emissionstechnologien erforderlich macht, um nicht vermeidbare Treibhausgasemissionen aus industriellen Prozessen oder der Landwirtschaft zu kompensieren. Negative Emissionstechnologien könnten auch im Rahmen der Energieerzeugung aus Abfall eine relevante Rolle einnehmen.

Markt und Wettbewerb

Das preisbereinigte Bruttoinlandsprodukt (BIP) ist im Jahr 2022 laut Berechnungen des Statistischen Bundesamtes um 1,9 Prozent höher als im Vorjahr. Im Vergleich zum Jahr 2019, dem Jahr vor Beginn der COVID-19-Pandemie, war das BIP 2022 trotz einer schwierigen gesamtwirtschaftlichen Lage infolge des Ukraine-Krieges (extreme Energiepreiserhöhungen, Lieferengpässe, Fachkräftemangel etc.) noch um 0,6 Prozent höher. Die führenden Wirtschaftsforschungsinstitute erwarten laut Gemeinschaftsdiagnose vom April 2023 im Auftrag des BMWK demgegenüber einen Anstieg des Bruttoinlandsprodukts um nur 0,3 Prozent im laufenden Jahr und um 1,5 Prozent im Jahr 2024.

Im Jahresdurchschnitt 2022 betrug die Inflationsrate 7,9 Prozent. Treiber für diesen enormen Preisanstieg waren vor allem die hohen Energie- und Nahrungsmittelpreise. Die Jahresteuerungsrate ohne Berücksichtigung von Energie und Nahrungsmitteln lag 2022 bei +4,0 Prozent und damit nur etwa halb so hoch wie die Gesamtinflationsrate. Trotz der aktuell fallenden Energiepreise liegt die gemittelte Inflationsrate im ersten Halbjahr 2023 immer noch in der gleichen Größenordnung. Das ifo Institut für Wirtschaftsforschung rechnet mit einem Anstieg der Verbraucherpreise um 6,4 Prozent. Andere Institute erwarten noch höhere Werte.

Der Primärenergieverbrauch in Deutschland reduzierte sich im Jahr 2022 laut AGEB um insgesamt 4,7 Prozent. Für das erste Quartal 2023 sank er sogar um fast 7 Prozent unter dem Wert des Vorjahreszeitraums. Dies ist eine Folge der durch die Ukraine-Krise verursachten hohen Energiepreise sowie das fehlende Wirtschaftswachstum. Erst 2024 ist mit einer Änderung dieses Trends zu rechnen.

Die Wettbewerbsintensität und der Margendruck in der Energiewirtschaft sind weiterhin anhaltend und durch ein hohes Maß an Konkurrenz im Bereich von Standard- und Bündelprodukten über alle Kundensegmente gekennzeichnet. Zunehmend drängen auch Wettbewerber aus anderen Branchen sowie Kunden in Form von Energiegemeinschaften in den Energiesektor ein. Im Ergebnis führt dies zu einem steigenden Wettbewerb im deutschen Energiesektor und wird u. a. den Wettbewerbs- und Kostendruck in der Branche weiter erhöhen. Der anhaltende Trend zur Selbstversorgung und Autarkie von Kunden reduziert die Bedeutung des konventionellen Energieversorgers und erfordert zur Kompensation neue Geschäftsmodelle.

Der Transformationsbedarf bei den konventionellen Geschäftsmodellen der Energiewirtschaft im Strom- und Wärmesektor wird weiter zunehmen. Neue, überwiegend digitale und plattformbasierte Geschäftsmodelle rücken zunehmend in den Fokus der Energiewirtschaft. Digitale Schnittstellen und Internet-Plattformen bringen Konsumenten und Produzenten zusammen und sind damit auch für Energieversorger eine attraktive Option zur Steigerung des Absatzes. Sie sind in vielen Bereichen des Handels längst zum Standard geworden. Strom und Gas bilden hier keine Ausnahme. Sie lassen sich ebenfalls gut über digitale Plattformen vermarkten wie auch andere Güter.

Die fortschreitende Energiewende führt zu einer steigenden Vernetzung der Sektoren Gebäude, Verkehr und Industrie, wodurch zunehmend übergreifende Geschäftsmodelle mit deutlich steigender Komplexität erforderlich werden. Damit verbunden ist ein steigender Bedarf an Digitalisierung und Partnerschaften mit branchenfremden Unternehmen, um ganzheitliche Kundenlösungen anbieten zu können. Zudem erfordert der bestehende Kostendruck eine hohe Skalierbarkeit von Geschäftsmodellen. Zur Erzielung eines volkswirtschaftlichen Optimums wird eine integrierte Planung von Strom-, Gas- und Wärmenetzen zunehmend an Bedeutung gewinnen.

Entwicklungen im politischen und regulatorischen Umfeld erhöhen zusätzlich zu den Folgen des Ukraine-Kriegs den Veränderungsdruck insbesondere im Wärmemarkt. Zu nennen sind hier die CO ₂ -Bepreisung der Energieträger Heizöl und Erdgas sowie das aktuell diskutierte Gebäudeenergiegesetz. In der Folge wird der Absatz von Strom als alternativer Energieträger im Wärmemarkt voraussichtlich zunehmen. Mit der Abschaffung der EEG-Umlage im Juli dieses Jahres kann sich der Trend einer steigenden Elektrifizierung des Wärmemarktes verstärken, sobald sich die aktuell hohen Strompreise im Vergleich zu den Gaspreisen wieder normalisieren. Andererseits eröffnet die nationale Wasserstoffstrategie neue Perspektiven für die Gaswirtschaft insbesondere im Industrie- und Verkehrssektor.

Die Bundesregierung ist überdies in Zukunft verpflichtet, für die Einhaltung des jährlichen Emissionszieles zu sorgen. Dabei steht das Gesamtziel im Fokus. Der individuelle Beitrag der Sektoren - also in der Energiewirtschaft, der Industrie, im Gebäudebereich und im Verkehr - wird jährlich von der Bundesregierung festgelegt. Dies wird zwangsläufig u. a. den Bedarf nach entsprechenden Dienstleistungen, Produkten und Lösungen im Energiesektor erhöhen. Hieraus ergeben sich für die Branche zahlreiche Chancen, die es zu nutzen gilt.

Strom

Als Folge der aktuellen Gaskrise und der voraussichtlich anhaltend hohen Preise geraten alternative Energieträger wie Strom oder Wasserstoff in den Fokus. Mit zunehmender Elektrifizierung des Energiesystems durch mehr Elektromobilität, Wärmewende und einen politisch forcierten Ausbau der grünen Wasserstoffproduktion bedarf es zudem einer an die steigenden Strombedarfe angepassten Erhöhung der Zubau-Ziele für die erneuerbaren Energieträger sowie einem an die steigende Nachfrage gekoppelten Ausbau der Stromnetze auf allen Spannungsebenen. Das derzeitige Ausbautempo der erneuerbaren Energien und der Netze hält mit dem wachsenden Strombedarf aber nicht Schritt. Die aktuelle politische Debatte sowie die neuen ambitionierteren Ziele der Bundesregierung scheinen eine Trendwende einzuleiten. Diese gilt es aber noch durch geeignete Maßnahmen zu untermauern. Beispielsweise müssen die Genehmigungsverfahren beschleunigt und die Akzeptanz in der Bevölkerung insbesondere für Wind Onshore und Netzausbau deutlich erhöht werden, um die erforderlichen Ausbauraten zu erreichen. Darüber hinaus sind die Ausbaureserven für Wind Offshore zu nutzen und der Ausbau der Photovoltaik Dach- und Freiflächenanlagen zu erhöhen.

Mit der im Koalitionsvertrag verankerten deutlichen Erhöhung des Ausbauziels auf 200 Gigawatt bis 2030 für Photovoltaik und einer Erhöhung der geplanten Ausbaukapazitäten für Wind Offshore auf 70 Gigawatt im Jahr 2045 hat die neue Bundesregierung ein deutliches Signal für einen beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien zur Erreichung der ambitionierten Ziele bis 2030/2045 bereitet. Die von der Bundesregierung beschlossene Strompreisbremse, die über eine Abschöpfung von Übergewinnen der Erneuerbaren-Energien-Branche finanziert werden soll, gefährdet allerdings den geplanten Zubau. Zudem erfordern Material- und Lohnkostensteigerungen eine angemessene Anpassung der Preisdeckel im Rahmen von Erneuerbare-Energien-Ausschreibungen. Zum Jahresende erhöhte die BNetzA die bestehenden Preisdeckel um 25 Prozent. Es bleibt abzuwarten, ob damit die geplanten Ausschreibungskontingente für 2023 vollständig bedient werden.

Darüber hinaus steht neben dem Ausstieg aus der Kernenergie am 15. April 2023 der Kohleausstieg fest. Laut Koalitionsvertrag soll der Kohleausstieg bereits im Jahr 2030 statt bisher 2038 angestrebt werden. Der Bundestag hat daher im Dezember 2022 für den vorgezogenen Braunkohleausstieg in Nordrhein-Westfalen gestimmt. Ob ein vorgezogener Kohleausstieg bis 2030 für ganz Deutschland gelingen wird, bleibt mit Blick auf den Importstopp von russischem Erdgas infolge des Ukraine-Kriegs abzuwarten. Bei einem um acht Jahre vorgezogenen Kohleausstieg sind mit Blick auf die Versorgungssicherheit und benötigten Vorlaufzeiten für eine Realisierung kurz- bis mittelfristig bedarfsgerechte Back-up-Kapazitäten an Gaskraftwerken aufzubauen. Es ist fraglich, ob der derzeit bestehende Energy only Markt (EOM) dies gewährleisten kann oder ob hierzu ein Kapazitätsmarkt eingeführt werden muss.

Der dynamischere Ausbau der erneuerbaren Energien führt allerdings infolge von Kannibalisierungseffekten zu einem Verfall der Marktwerte und könnte die notwendige Investitionsbereitschaft und damit die Erreichung der Ziele gefährden. Einen Beitrag zur Stabilisierung der Marktwerte könnte der beschleunigte Ausbau zusätzlicher flexibler Nachfrage wie Batteriespeicher oder Power-to-Gas Anlagen liefern. Denkbar wäre auch eine deutliche Steigerung der CO ₂ -Preise im EU-ETS Handel, um einen Preisverfall der erneuerbaren Energiepreise zu kompensieren, da Gaskraftwerke bis 2030 und darüber hinaus bei dem aktuellen Strommarktdesign preissetzend für die Großhandelspreise im Strom bleiben dürften. Allerdings wird in politischen Kreisen vor dem Hintergrund der Strompreisentwicklungen eine Anpassung des Strommarktdesigns diskutiert.

Kritisch ist weiterhin der schleppende Übertragungsnetzausbau, der zu erheblichen Ineffizienzen im Strommarkt in den vergangenen zehn Jahren geführt hat und speziell auch die Netzgebiete der EWE durch hohe Abregelungen der subventionierten Windeinspeisung belastet. Dem entgegen wirkt der avisierte Ausbau von Power-to-Gas Anlagen, die im Fall von Netzengpässen oder fehlender Abnahme als zusätzliche Flexibilitätspotenziale zur Verfügung stehen könnten. Dabei kann ein wirtschaftlicher Betrieb von Power-to-Gas Anlagen nur über eine angemessene Auslastung aber nicht allein über die Überschussstrommengen im Rahmen von Netzengpässen erreicht werden. Power-to-Gas Anlagen lösen damit nicht das Problem von Netzengpässen. Eine weitere Verzögerung des Übertragungsnetzausbaus durch Power-to-Gas Anlagen gefährdet das Erreichen der Klimaschutzziele.

Die zunehmend fehlende Akzeptanz in der Bevölkerung zur Errichtung neuer Windenergieanlagen an Land und nach wie vor lang andauernde Genehmigungsverfahren belasten weiterhin die Windenergiebranche und gefährden den notwendigen Ausbau von Wind Onshore. Das Windflächenbedarfsgesetz zur Erhöhung und Beschleunigung des Ausbaus von Windenergieanlagen an Land wurde im Juli 2022 verabschiedet. Ziel des Windflächenbedarfsgesetzes ist eine Ausweisung von 2 Prozent der Gesamtfläche der Bundesrepublik Deutschlands für den Bau von Windenergieanlagen bis spätestens 2032 - bisher sind es lediglich 0,5 Prozent. Demnach müssen dem Entwurf zufolge in Brandenburg, Hessen, Niedersachsen, Rheinland-Pfalz, Sachsen-Anhalt und Thüringen jeweils 2,2 Prozent der Fläche für Windkraft nutzbar machen. Dagegen gilt für Baden-Württemberg, Bayern, Nordrhein-Westfalen und das Saarland eine Vorgabe von lediglich 1,8 Prozent. Die anderen Flächenländer liegen dazwischen. Für die Stadtstaaten Berlin, Hamburg und Bremen gilt eine Mindestfläche von lediglich 0,5 Prozent ihres Gebiets.

Die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien wird weiterwachsen und konventionelle Kraftwerke ersetzen. Damit verbunden ist mit Blick auf die Versorgungssicherheit zwangsläufig eine ausreichende Kapazität von Back-Up-Kraftwerken. Dabei lag der Fokus bis zum Februar 2022 auf dem Ausbau von Gaskraftwerken im Zuge des geplanten Kohleausstieges. Die sich seit Februar 2022 zunehmend verschärfende Gasversorgungskrise führte zur Anpassung des sogenannten Energiesicherungsgesetzes aus 1975 und einem Beschluss zur Bereithaltung von Ersatzkraftwerken zur Reduzierung des Gasverbrauchs im Stromsektor. Mit den Gesetzesänderungen soll der Einsatz von Gas im Stromsektor begrenzt werden. Befristet sollen dazu Erzeugungskapazitäten im Bereich Kohle und Öl reaktiviert oder länger betrieben werden. Dazu wurden das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und Energiesicherheitsgesetz (EnSiG) geändert. Zudem wurden umweltrechtliche Erleichterungen für den Brennstoffumstieg geschaffen. Die aktuelle Einigung der Bundesregierung mit der EU über die Leitplanken einer Förderung wasserstofffähiger Gaskraftwerke ist ein weiterer wichtiger Beitrag zur Versorgungssicherheit. Damit kann der notwendige Ausbau steuerbarer Gaskraftwerkskapazitäten bei gleichzeitigem Ausstieg aus Kohle gelingen.

Die volatile dezentrale Stromproduktion über Photovoltaik und Wind Onshore, der Ausbau Wind Offshore sowie die Sektorenkopplung bedingen darüber hinaus einen massiven Netzausbau, insbesondere auf der Verteilnetzebene, sowie technische Maßnahmen zur Sicherung der Netzstabilität (Smart Grids). Die zunehmende Volatilität der Energieerzeugung erhöht den Bedarf an Flexibilität zur Netzstabilität. Zu den Flexibilitätsoptionen gehören ein Stromgroßhandel mit 15-Minuten-Produkten, KWK-Anlagen, Stromspeicher, regionale Flexibilitätsmärkte, Demand-Side-Management und die Europäisierung des Stromhandels über Marktkopplung und Diversifizierung des erneuerbaren Energienportfolios in Europa. Als weitere sinnvolle Flexibilitätsoptionen kommen Power-to-Gas und Power-to-Heat, also die Wandlung von grünem Strom zu Wasserstoff, Erdgas oder Wärme in Betracht. Der Bedarf an Flexibilität wird damit weiter steigen, wohingegen die jeweiligen Marktanteile offen sind. Ein relevanter Marktanteil für Stromspeicher-, Power-to-Gas- und Power-to-Heat-Anwendungen bedingt neben einer Kostendegression im Bereich der Anlagentechnik eine Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen und Anreize.

Gas und Wärme

Zur Erreichung der Klimaschutzziele ist der Ersatz fossiler Energieträger und damit auch Erdgas zwingend notwendig. Als Ersatz für Erdgas kommen sogenannte "Grüne Gase" wie Biomethan, synthetisches Methan und Wasserstoff in Betracht. Wasserstoff und Biomethan werden zur Erreichung der Klimaschutzziele unter Berücksichtigung verfügbarer Mengen und bestehender sektorspezifischer Preisniveaus mittelfristig in erster Linie der Industrie als Rohstoff oder Energieträger sowie dem Verkehrssektor vorbehalten bleiben. Mittelfristig ist ein Wasserstoffeinsatz auch in der Stromerzeugung wahrscheinlich. Für einen schnellen Ersatz von Erdgas im Wärmemarkt zeichnen sich mittelfristig insbesondere im unsanierten Altbau kaum Alternativen ab. Allerdings wird die zunehmende, durch Fördermittel angereizte, energetische Sanierung von Gebäuden, der Einsatz neuer technischer Alternativen wie Hybridwärmepumpen bzw. Hochtemperaturwärmepumpen die Nachfrage nach fossilem Erdgas und klimaneutralen Gasen mittel- bis langfristig deutlich reduzieren. Damit verbunden ist die Frage nach dem zukünftigen Bedarf an Gasnetzen und deren alternativer Nutzung für den Transport von Wasserstoff für den Wärmemarkt.

Auf langfristige Sicht werden Wasserstofftechnologien aber insbesondere im Industrie- und Verkehrssektor sowie der Stromerzeugung stetig bedeutender. Es sollten Lösungen für Herausforderungen der Erzeugung, des Transports und der benötigten Infrastruktur gezielt entwickelt und gefördert werden.

Mit zunehmender Elektrifizierung im Neubau und im Gebäudebestand werden die Auswirkungen der Energiewende und des Ukraine-Kriegs auf die Erdgasnachfrage voraussichtlich in den kommenden Jahren spürbar werden. Hieran wird auch die ab 2021 über das Klimaschutzgesetz eingeführte zusätzliche nationale CO ₂ -Besteuerung für Erdgas bis 2026 einen Beitrag leisten. Durch das Klimaschutzgesetz müssen jedoch unter anderem ölbefeuerte Heizkessel in Deutschland ausgetauscht werden. Weitere Veränderungen über das bundesdeutsche Klimaschutzgesetz hinaus zeichneten sich bereits auf deutscher und europäischer Ebene ab. Dazu gehören beispielsweise der aktuelle deutsche Gesetzentwurf, der bei einem Heizungstausch ab 2024 einen Einsatz von 65 Prozent erneuerbare Energien fordert, die Ende 2022 vorgestellten Maßnahmen im Rahmen des EU-Gaspakets zum Einsatz von Wasserstoff und Biogas bzw. der Green Deal der EU mit dem Ziel einer Treibhausgasneutralität bis 2050. Im Kern wird damit die weitere Dekarbonisierung (auch des Wärmesektors) auf deutscher und europäischer Ebene einschließlich der Anpassung der klimapolitischen Ziele für 2030 und 2050 eingeführt werden.

Neben energetischer Sanierung von Bestandsgebäuden und einer zunehmenden Elektrifizierung im Neubausektor kommt alternativ auch ein Einsatz von Wasserstoff, Biomethan oder synthetischem Methan in Betracht. Dessen Einsatz im Wärmemarkt ist aber vor dem Hintergrund der derzeit absehbaren vergleichsweise hohen Herstellkosten und bestehender technischer Alternativen wie Wärmepumpen in Einfamilienhäusern sowie Großwärmepumpen bei der Fern- und Nahwärmeversorgung unsicher. Ein Gaseinsatz im Rahmen von KWK-Quartierslösungen, also der Kopplung von Strom- und Wärmeerzeugung in Verbindung mit Nah- oder Fernwärmenetzen ist nicht auszuschließen, wird aber im Vergleich zu heute eine eher untergeordnete Bedeutung haben. Darüber werden flexible Elektroheizkessel und Geothermie eine relevante Rolle in Fernwärmesystemen einnehmen.

Im Einfamilienhausbestand wird daher bis etwa 2030 Erdgas als Energieträger dominieren. Gleichwohl wird durch eine zunehmende Besteuerung Erdgas für Kunden teurer werden, wodurch der Druck im Wärmemarkt zu emissionsärmeren Lösungen steigt - insbesondere im Neubausektor. Insgesamt wird sich der Erdgasabsatz im Wärmemarkt daher langfristig deutlich reduzieren.

Die Liquidität des deutschen Gasmarktes war bislang trotz zurückgehender deutscher und niederländischer Gasproduktionen durch zusätzliche Importe aus Russland gewährleistet. Bereits im Juni 2022 hat Russland trotz bestehender Verträge einseitig den Import über die Gaspipeline Nordstream 1 auf 40 Prozent der Kapazität eingeschränkt und dies mit den westlichen Sanktionen der EU aufgrund des Ukraine-Krieges begründet. Es folgten eine weitere Reduzierung auf 20 Prozent Ende Juli und ein Importstopp am 2. September 2022. Zur Sicherstellung der Gasversorgung mussten die russischen Importe so schnell wie möglich ersetzt werden. Neben zusätzlichen Importen aus Norwegen, Belgien und den Niederlanden kommen kurzfristig zusätzliche LNG (Flüssigerdgas) Importe in Betracht. Mit Blick auf begrenzte Transportkapazitäten von bestehenden Importterminals in den Niederlanden, Belgien, Frankreich oder Spanien sowie fehlender eigener LNG-Importinfrastruktur hat die Bundesregierung daher im Jahr 2022 den Bau neuer Importterminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Stade und Lubmin sowie deren Anbindung an das deutsche Erdgassystem forciert. Zum Ende des Jahres 2022 wurden bereits zwei mobile Terminals in Betrieb genommen und seit Anfang 2023 werden erste LNG Mengen in das deutsche Erdgasnetz eingespeist Ein alternativer Import von Wasserstoff oder aber die weitergehende Elektrifizierung des Wärmemarktes wirken demgegenüber eher langfristig.

Verkehr

Der positive Trend alternativer Antriebe (Battery Electric Vehicle (BEV), Hybrid Plug-In) hält weiterhin an. 2022 umfasste der Bestand an Personenkraftwagen mit reinem Elektroantrieb (BEV) in Deutschland laut Kraftfahrt-Bundesamt, erstmals über eine Millionen Fahrzeuge. Der Anteil der Elektroautos am Pkw-Bestand in Deutschland stieg in den vergangenen Jahren kontinuierlich und lag Ende des ersten Quartals 2023 bei 3,9 Prozent (BEV und PHEV). Bei den Neuzulassungen betrug der Anteil der Elektroautos 17,7 Prozent (BEV) bzw. 13,7 Prozent (PHEV). Der Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur nimmt weiter an Fahrt auf: Laut Zahlen der BNetzA vom 1. November 2022 waren in Deutschland insgesamt 72.091 Ladesäulen im Betrieb gemeldet. Davon sind 60.229 Normalladepunkte, also mit einer Ladeleistung bis 22 kW, und 11.862 Schnellladepunkte mit einer Leistung ab 22 kW. Das Ladesäulenregister der BNetzA enthält zum 1. April 2023 bereits 72.441 Normalladepunkte (Steigerung 20 Prozent) und 15.875 Schnellladepunkte (Steigerung 33 Prozent).

Ein weiterhin dynamischer Markthochlauf der E-Mobilität wird vor dem Hintergrund weiterhin hoher Herstellkosten und aus Kundensicht nicht ausreichender Ladeinfrastruktur in den kommenden Jahren maßgeblich von Subventionen in Kauf und Betrieb der Fahrzeuge sowie den subventionierten Aufbau von Lade- und H2-Tankstelleninfrastuktur abhängen. Mit der verringerten Förderung der E-Mobilität im Jahr 2023, den vergleichsweise hohen prognostizierten Strompreisen und hoher Inflation ist ein weiterer dynamischer Hochlauf wie bisher unsicher.

Der Fokus der Entwicklungen wird absehbar auf batterieelektrisch betriebenen Fahrzeugen oder Plug-in-Hybridfahrzeugen liegen. Aus heutiger Perspektive wird aber über eine reine Elektrifizierungsstrategie allein keine ausreichende Treibhausgasminderung des Verkehrssektors erreicht werden können und auch zukünftig noch Bedarf für gasförmige und flüssige Kraftstoffe insbesondere im Schwerlast-, Schiffs- oder Flugverkehr bestehen. Ob die nationale Wasserstoffstrategie mittelfristig zu relevanten Marktanteilen von Wasserstoff-Antrieben im Mobilitätssektor führt, hängt insbesondere vom Engagement der Hersteller zur Entwicklung serienreifer Wasserstofffahrzeuge sowie dem Ausbau der erforderlichen wettbewerblichen Wasserstoffproduktion und -infrastruktur ab. Mit Blick auf das in der EU geplante "Verbrennerverbot" für Pkw ab 2035 zeichnet sich ab, dass sich Wasserstoff als Energieträger in der Mobilität neben synthetischen Kraftstoffen für den Schiffs- oder Luftverkehr etablieren wird.

Kundenzentrierung

Anhaltender Margendruck, der durch hohe Energiepreise in Folge des Ukraine-Kriegs verstärkte Trend zur Eigenerzeugung und die Etablierung ausgereifter technischer Lösungen zur Erhöhung des Autarkie- und Effizienzgrades setzten den klassischen Vertrieb von Strom und Gas auch 2023 zunehmend unter Druck. Die Bedürfnisse von Endkunden und Konsumenten, die gleichzeitig Produzenten sind (sogenannte "Prosumer"), über die reine Energieversorgung hinaus, geraten zunehmend in den Fokus. Zu einem erweiterten Produktportfolio können neben regionalen Produkten für grünen Strom und grünes Gas beispielsweise Angebote zur Energieeffizienz, Stromspeicherung, Elektromobilität, Smart-Home-Anwendungen, Telekommunikation, grüne Wärme etc. angeboten werden. Die Unternehmen des Energievertriebs entwickeln sich damit weg vom reinen Energielieferanten zum nachhaltigen Gesamtdienstleister für Fragen rund um Gebäudetechnik, Energie und Verkehr. Somit geht es in der Energiewirtschaft darum, dem Kunden nicht nur marktfähige Produkte anzubieten, sondern ihn als Partner zu begreifen, der nicht nur Strom abnimmt, sondern auch herstellt.

Digitalisierung

Der beschleunigte Trend zur Digitalisierung der Arbeitswelt infolge der COVID-19-Pandemie hat sich im ersten Halbjahr 2023 fortgesetzt. Dies betrifft neben der Automatisierung von Produktionsprozessen insbesondere die Digitalisierung der gesamten Arbeitswelt und eine zunehmende Verlagerung der Arbeit zum Mobilen Arbeiten mit steigenden Anforderungen an die digitale Kommunikation, die Übertragungskapazitäten und die Stabilität der dazu erforderlichen benötigten Infrastrukturen. Es zeichnet sich ab, dass dieser Trend sich auch längerfristig fortsetzen wird und einen zusätzlich beschleunigten bundesweiten Glasfaserausbau erfordert. Darüber hinaus nimmt die digitale Kommunikation mit Kunden einen immer breiteren Raum ein.

Mit fortschreitender Digitalisierung ist ein zunehmender Trend zu Cloud basierten IT-Lösungen und vermehrten Hackerattacken verbunden. Diesem gilt es durch höhere Aufwendungen für Informations- und Datensicherheit zu begegnen.

Erwartete Entwicklung im EWE-Konzern

Beeinflusst durch die Entwicklungen an den Energiemärkten, erwarten wir insbesondere durch Gasauslagerungen in den Sommermonaten positive Ergebniseffekte im Marktsegment. Vor diesem Hintergrund gehen wir für das laufende Geschäftsjahr 2023 für den EWE-Konzern von einer Entwicklung des Operativen EBIT im oberen Bereich des im Konzernlagebericht 2022 genannten Ergebniskorridors aus.

Risiko- und Chancenbericht

Gegenüber der im Konzernlagebericht zum Jahresende 2022 dargestellten Risiko- und Chancensituation haben sich im Berichtszeitraum Änderungen ergeben, die das Risiko- und Chancenprofil des EWE-Konzerns positiv beeinflussen.

Aufgrund der Stabilisierung am Energiemarkt haben sich die damit verbundenen Marktpreis- und Volumenrisiken sowie Kreditrisiken weiter von "hoch" auf "mittelschwer" verringert. In Folge reduziert sich das aggregierte Gesamtrisiko des EWE-Konzerns.

Darüber hinaus gibt es keine wesentlichen neuen Risiken oder Risikoveränderungen.

Ausgehend vom Expected Shortfall 95 Prozent (ES95) als zentrale Kennzahl zur Bewertung und Einordnung der Risiken werden die Risiken in die folgenden Schadensstufen eingeordnet:

Risikostufe	in Mio. Euro
gering	<15
moderat	15 - 60
mittelschwer	60 - 150
hoch	150 - 400
katastrophal	> 400

Insgesamt sind aus heutiger Sicht weiterhin einzeln sowie aggregiert keine mit hinreichender Wahrscheinlichkeit den Fortbestand des EWE-Konzerns gefährdenden Entwicklungen erkennbar.

Zukunftsgerichtete Aussagen

Alle Aussagen beruhen auf derzeitigen Erkenntnissen und Annahmen. Sie stellen Einschätzungen dar, die wir auf Basis aller uns zum jetzigen Zeitpunkt zur Verfügung stehenden Informationen getroffen haben. Sollten die getroffenen Annahmen gegebenenfalls nicht eintreffen oder zusätzliche Risiken entstehen, so können die tatsächlichen Ergebnisse von den zu erwartenden Ergebnissen abweichen. Insofern kann für die Aussagen keine Gewähr übernommen werden.

Oldenburg, den 22. August 2023

Der Vorstand

Stefan Dohler

Dr. Christian Friege

Dr. Urban Keussen

Wolfgang Mücher

Vera Weidemann

Gewinn- und Verlustrechnung

des EWE-Konzerns

in Mio. Euro	Anhang	01.01. - 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Umsatzerlöse	5	5.785,1	4.206,6
Strom- und Energiesteuer		-206,6	-226,1
Umsatzerlöse (ohne Strom- und Energiesteuer)		5.578,5	3.980,5
Bestandsveränderungen		29,1	28,0
Andere aktivierte Eigenleistungen		81,5	22,9
Sonstige betriebliche Erträge		74,6	73,3
Materialaufwand	6	-4.788,3	-1.889,4
Personalaufwand		-485,0	-449,2
Abschreibungen	7	-544,1	-358,5
Sonstige betriebliche Aufwendungen		-250,4	-247,6
Wertminderungsaufwendungen / -erträge gemäß IFRS 9.5.5		-17,2	-7,5
Ergebnis aus at-equity bilanzierten Finanzanlagen		-39,5	-0,3
Erträge aus übrigen Beteiligungen		31,8	12,8
Aufwendungen aus übrigen Beteiligungen		-9,4	-50,3
EBIT ¹⁾		-338,4	1.114,7
Zinserträge		39,3	36,1
Zinsaufwendungen	9	-68,0	-39,2
Ergebnis vor Ertragsteuern		-367,1	1.111,6
Ertragsteuern		107,3	-399,2
Periodenergebnis		-259,8	712,4
Davon entfallen auf:
Eigentümer des Mutterunternehmens		-213,8	710,1
Anteile ohne beherrschenden Einfluss		-46,0	2,3
		-259,8	712,4

¹⁾ Earnings before interest and taxes

Gesamtergebnisrechnung des EWE-Konzerns

in Mio. Euro	Anhang	01.01. 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Periodenergebnis		-259,8	712,4
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	9	-2,8	494,0
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		1,4	-141,0
Fair Value Bewertung von Eigenkapitalinstrumenten		-19,0	-60,4
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten sonstigen Aufwendungen und Erträge ohne zukünftige ergebniswirksame Umgliederung		-20,4	292,6
Ausgleichsposten aus der Währungsumrechnung ausländischer Tochterunternehmen		7,1	-2,5
Cash Flow Hedges		-199,1	741,6
Latente Steuern auf Rücklage für Cash Flow Hedges		59,7	-222,5
Anteil am sonstigen Ergebnis der at-equity bilanzierten Finanzanlagen		-0,7	19,8
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten sonstigen Aufwendungen und Erträge mit zukünftiger ergebniswirksamer Umgliederung		-133,0	536,4
Sonstiges Ergebnis nach Steuern		-153,4	829,0
Gesamtergebnis nach Steuern		-413,2	1.541,4
Davon entfallen auf:
Eigentümer des Mutterunternehmens		-368,2	1.539,1
Anteile ohne beherrschenden Einfluss		-45,0	2,3
		-413,2	1.541,4

Bilanz

des EWE-Konzerns

AKTIVA

in Mio. Euro	Anhang	30.06.2023	31.12.2022
Langfristiges Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	7	1.525,5	1.583,0
Sachanlagen	7, 10	6.764,5	6.882,4
Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien		3,5	3,6
Nach der Equity-Methode bilanzierte Finanzanlagen		253,3	282,9
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	12	1.344,9	1.949,2
Sonstige nichtfinanzielle Vermögenswerte		70,2	69,4
Latente Steuern		844,7	401,6
		10.806,6	11.172,1
Kurzfristiges Vermögen
Vorräte		632,5	779,2
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	12	2.082,1	2.086,1
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	12	2.008,1	4.570,4
Ertragsteuererstattungsansprüche		95,9	134,2
Sonstige nichtfinanzielle Vermögenswerte		319,1	282,4
Liquide Mittel	12	1.659,5	1.374,3
		6.797,2	9.226,6
Summe Aktiva		17.603,8	20.398,7

PASSIVA

in Mio. Euro	Anhang	30.06.2023	31.12.2022
Eigenkapital	8
Gezeichnetes Kapital		243,0	243,0
Kapitalrücklage		1.590,1	1.590,1
Angesammelte Ergebnisse		2.095,4	2.345,9
Kumuliertes sonstiges Konzernergebnis		-414,9	-282,1
Auf die Eigentümer des Mutterunternehmens entfallendes Eigenkapital		3.513,6	3.896,9
Anteile ohne beherrschenden Einfluss		739,5	783,0
		4.253,1	4.679,9
Langfristige Schulden
Bauzuschüsse		690,3	686,9
Rückstellungen	9	2.075,0	2.416,3
Anleihen	12	1.091,7	1.091,2
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	12	937,5	977,4
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	10, 12	2.028,9	2.621,5
Ertragsteuerverbindlichkeiten		7,0	6,7
Sonstige nichtfinanzielle Verbindlichkeiten		30,0	28,8
Latente Steuern		959,3	904,9
		7.819,7	8.733,7
Kurzfristige Schulden
Bauzuschüsse		49,2	49,2
Rückstellungen	9	148,3	336,3
Anleihen	12	3,1	2,4
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	12	95,8	176,9
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	12	1.841,3	1.973,3
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	10, 12	2.937,1	4.164,5
Ertragsteuerverbindlichkeiten		217,8	52,1
Sonstige nichtfinanzielle Verbindlichkeiten		238,4	230,4
		5.531,0	6.985,1
Summe Passiva		17.603,8	20.398,7

Eigenkapitalveränderungsrechnung des EWE-Konzerns

	Gezeichnetes Kapital	Kapitalrücklage
in Mio. Euro
Stand: 31.12.2021	243,0	1.590,1
Periodenergebnis
Sonstiges Ergebnis
Gesamtergebnis
Kapitalherabsetzung
Dividendenzahlungen
Konsolidierungskreisänderung
Übrige Veränderungen
Stand: 30.06.2022	243,0	1.590,1
Stand 31.12.2022	243,0	1.590,1
Periodenergebnis
Sonstiges Ergebnis
Gesamtergebnis
Dividenden
Übrige Veränderungen
Stand: 30.06.2023	243,0	1.590,1

	Angesammelte Ergebnisse	Kumuliertes sonstiges Konzernergebnis (OCI - Other Comprehensive Income)
in Mio. Euro		Eigenkapitalinstrumente	Cash Flow Hedges
Stand: 31.12.2021	2.072,7	130,6	566,6
Periodenergebnis	710,1
Sonstiges Ergebnis		-60,4	519,1
Gesamtergebnis
Kapitalherabsetzung
Dividendenzahlungen	-84,1
Konsolidierungskreisänderung	-0,9
Übrige Veränderungen	-2,1		-126,2
Stand: 30.06.2022	2.695,7	70,2	959,5
Stand 31.12.2022	2.345,9	55,0	-60,1
Periodenergebnis	-213,8
Sonstiges Ergebnis		-19,0	-139,4
Gesamtergebnis
Dividenden	-35,5
Übrige Veränderungen	-1,2		21,6
Stand: 30.06.2023	2.095,4	36,0	-177,9

	Kumuliertes sonstiges Konzernergebnis (OCI - Other Comprehensive Income)
in Mio. Euro	Währungsumrechnung	Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	At-equity bewertete Unternehmen
Stand: 31.12.2021	-16,3	-617,3	-21,7
Periodenergebnis
Sonstiges Ergebnis	-2,5	353,0	19,8
Gesamtergebnis
Kapitalherabsetzung
Dividendenzahlungen
Konsolidierungskreisänderung
Übrige Veränderungen
Stand: 30.06.2022	-18,8	-264,3	-1,9
Stand 31.12.2022	-18,6	-267,3	8,9
Periodenergebnis
Sonstiges Ergebnis	7,1	-2,4	-0,7
Gesamtergebnis
Dividenden
Übrige Veränderungen
Stand: 30.06.2023	-11,5	-269,7	8,2

	Auf die Eigentümer des Mutterunternehmens entfallendes Eigenkapital	Anteile ohne beherrschenden Einfluss
in Mio. Euro
Stand: 31.12.2021	3.947,7	767,4
Periodenergebnis	710,1	2,3
Sonstiges Ergebnis	829,0
Gesamtergebnis	1.539,1	2,3
Kapitalherabsetzung		-5,0
Dividendenzahlungen	-84,1
Konsolidierungskreisänderung	-0,9
Übrige Veränderungen	-128,3	3,1
Stand: 30.06.2022	5.273,5	767,8
Stand 31.12.2022	3.896,9	783,0
Periodenergebnis	-213,8	-46,0
Sonstiges Ergebnis	-154,4	1,0
Gesamtergebnis	-368,2	-45,0
Dividenden	-35,5
Übrige Veränderungen	20,4	1,5
Stand: 30.06.2023	3.513,6	739,5

	Eigenkapital
in Mio. Euro
Stand: 31.12.2021	4.715,1
Periodenergebnis	712,4
Sonstiges Ergebnis	829,0
Gesamtergebnis	1.541,4
Kapitalherabsetzung	-5,0
Dividendenzahlungen	-84,1
Konsolidierungskreisänderung	-0,9
Übrige Veränderungen	-125,2
Stand: 30.06.2022	6.041,3
Stand 31.12.2022	4.679,9
Periodenergebnis	-259,8
Sonstiges Ergebnis	-153,4
Gesamtergebnis	-413,2
Dividenden	-35,5
Übrige Veränderungen	21,9
Stand: 30.06.2023	4.253,1

Kapitalflussrechnung des EWE-Konzerns

Mittelherkunft (+), Mittelverwendung (-)

in Mio. Euro	Anhang, Tz. 14	01.01. 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
EBIT 1)		-338,4	1.114,7
Abschreibungen		544,1	358,5
Wertaufholungen		-0,1
Auflösung von Bauzuschüssen		-25,3	-25,7
Gezahlte Zinsen		-32,6	-27,1
Erhaltene Zinszahlungen		35,6	6,1
Ertragsteuerzahlungen / -erstattungen		-25,4	-36,6
Ergebnis aus dem Abgang von Gegenständen des Anlagevermögens		-0,2	-5,9
Zahlungsunwirksame Fremdwährungsgewinne / -verluste			-0,2
Zahlungsunwirksame Veränderungen der Rückstellungen		-484,0	1.216,0
Ergebniswirksame Veränderungen aus der at-equity Bewertung		41,0	0,6
Zahlungsunwirksames Ergebnis aus derivativen Finanzinstrumenten		1.367,3	-2.238,6
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge		8,0	63,6
Veränderung der Vorräte		147,0	-300,0
Veränderung der Forderungen und sonstiger Aktiva		1.500,9	-3.132,6
Veränderung der Verbindlichkeiten und sonstiger Passiva		-1.973,1	5.018,4
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit		764,8	2.011,2
Einzahlungen aus Bauzuschüssen		28,1	20,6
Einzahlungen aus Abgängen von immateriellen Vermögenswerten		2,8	2,8
Auszahlungen für Investitionen in das immaterielle Anlagevermögen	13	-42,9	-17,2
Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des Sachanlagevermögens		3,5	9,1
Auszahlungen für Investitionen in das Sachanlagevermögen	13	-307,1	-195,8
Einzahlungen aus Abgängen von anderen langfristigen Vermögenswerten		19,7	6,2
Auszahlungen für Investitionen in andere langfristige Vermögenswerte	13	-42,9	-108,4
Einzahlungen aus Abgängen von Anteilen vollkonsolidierter Gesellschaften			8,9
Auszahlungen für Investitionen in Anteile vollkonsolidierter Gesellschaften	13	-2,9
Cash Flow aus Investitionstätigkeit		-341,7	-273,8

^E arnings Before Interest and Taxes

in Mio. Euro	Anhang, Tz. 14	01.01. 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Auszahlungen aus Eigenkapitalveränderungen			-5,0
Gezahlte Dividenden			-84,1
Einzahlungen aus der Aufnahme von Finanzverbindlichkeiten		25,0	125,2
Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten		-144,8	-251,8
Auszahlungen für die Tilgung von Verbindlichkeiten aus Leasing		-18,3	-18,4
Sonstige Zahlungen (netto) Finanzierungstätigkeit		-0,4	0,7
Cash Flow aus Finanzierungstätigkeit		-138,5	-234,8
Zahlungswirksame Veränderungen des Finanzmittelfonds		284,6	1.502,6
Wechselkurs-, konsolidierungskreis- und bewertungsbedingte Änderungen des Finanzmittelfonds		1,2	-1,2
Finanzmittelfonds am Anfang der Periode		1.381,6	1.022,7
Finanzmittelfonds am Ende der Berichtsperiode		1.667,4	2.524,1
davon als "Liquide Mittel" ausgewiesen		1.659,5	2.523,1
davon als "Forderungen aus Cash Pool" ausgewiesen		7,9	1,0

Anhang zum verkürzten EWE-Konzernzwischenabschluss

1. Informationen zum Unternehmen

Die EWE Aktiengesellschaft (im Folgenden EWE AG) mit Sitz in 26122 Oldenburg (Deutschland), Tirpitzstraße 39, ist Mutterunternehmen des EWE-Konzerns.

Der vorliegende verkürzte Konzernzwischenabschluss für das erste Halbjahr 2023 wurde am 22. August 2023 vom Vorstand zur Vorlage an den Aufsichtsrat freigegeben.

Der verkürzte Konzernzwischenabschluss und der Konzernzwischenlagebericht wurden einer prüferischen Durchsicht unterzogen.

2. Grundlagen der Aufstellung des Abschlusses

Der verkürzte Konzernzwischenabschluss für das erste Halbjahr 2023 wurde nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, aufgestellt. In Übereinstimmung mit IAS 34 enthält dieser nicht alle für einen Konzernabschluss zum Geschäftsjahresende erforderlichen Informationen und Angaben und ist daher in Verbindung mit dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2022 zu lesen.

Aufgrund von Rundungen können sich im Halbjahresfinanzbericht bei Summenbildungen und bei der Berechnung von Prozentangaben geringfügige Abweichungen ergeben.

3. Rechnungslegungsmethoden

Änderungen der Rechnungslegung

Für die Aufstellung des verkürzten Konzernzwischenabschlusses wurden die für die Aufstellung des Konzernabschlusses zum 31. Dezember 2022 angewandten Rechnungslegungsmethoden unverändert übernommen. Eine Ausnahme bilden folgende erstmals verpflichtend anzuwendende Standards, deren Anwendung keine bzw. keine materiellen Auswirkungen auf den Konzernabschluss hatte:

•	Änderung an IAS 1 Darstellung des Abschlusses und an IFRS-Practice Statement 2 - Angabe von Rechnungslegungsmethoden
•	Änderungen an IAS 8 Rechnungslegungsmethoden, Änderungen von rechnungslegungsbezogenen Schätzungen und Fehler - Definition rechnungslegungsbezogener Schätzungen
•	Änderungen an IAS 12 Ertragsteuern - Latente Steuern, die sich auf Vermögenswerte und Schulden beziehen, die aus einem einzigen Geschäftsvorfall entstehen
•	IFRS 17 Versicherungsverträge
•	Änderungen an IFRS 17 Versicherungsverträge - Erstmalige Anwendung von IFRS 17 und IFRS 9 - Vergleichsinformationen

Veröffentlichte, jedoch noch nicht verpflichtend anzuwendende und auch nicht vorzeitig angewendete Standards

Für folgende veröffentlichte, jedoch noch nicht verpflichtend anzuwendende Standards hält der EWE-Konzern nach vernünftigem Ermessen die Auswirkungen auf die Angaben und/oder die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage aus der zukünftigen Anwendung für nicht gegeben bzw. unwesentlich:

•	Änderung an IAS 1 Darstellung des Abschlusses - Klassifizierung von Schulden als kurz- oder langfristig und langfristige Verbindlichkeiten mit Covenants
•	Änderung an IAS 7 Kapitalflussrechnungen und IFRS 7 Finanzinstrumente: Angaben - Lieferantenfinanzierungsvereinbarungen
•	Änderung an IAS 12 Ertragsteuern - Internationale Steuerreform - Säule-2-Modellregeln
•	Änderung an IFRS 16 Leasingverhältnisse - Leasingverbindlichkeit in einer Sale-and-Leaseback-Transaktion

4. Konsolidierungskreis

In den verkürzten Konzernzwischenabschluss einbezogen sind neben der EWE AG alle wesentlichen in- und ausländischen Tochterunternehmen, die die EWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht. Wesentliche assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert. Der Konsolidierungskreis stellt sich wie folgt dar:

Art der Konsolidierung und Anzahl	30.06.2023	31.12.2022
Vollkonsolidierte Unternehmen	297	295
At-equity bewertete Unternehmen	30	29
Gesamt	327	324

5. Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse nach Produkten und Dienstleistungen stellen sich wie folgt dar:

01.01. - 30.06.2023	Erneuerbare Energien	Infrastruktur	Markt
in Mio. Euro
Strom
Energie	199,7	0,9	1.659,1
Netznutzung		215,3
Übrige	0,1	10,4
Gas
Energie		0,5	1.612,2
Netznutzung		208,3
Übrige		8,1
IT
Telekommunikation
Privatkunden			137,8
Geschäftskunden			73,5
Carrier & Wholesale		1,7	31,8
Übrige			13,5
Sonstiges
Wärme			101,8
Wasser		3,0	0,1
Abfall
Übrige	0,9	88,9	47,5
Externe Verkäufe	200,7	537,1	3.677,3

01.01. - 30.06.2023	swb	Sonstiges	Konzern-Zentralbereich	Konzern
in Mio. Euro
Strom
Energie	361,4	85,7		2.306,8
Netznutzung	52,7			268,0
Übrige	1,5			12,0
Gas
Energie	277,7	75,0		1.965,4
Netznutzung	19,7	0,6		228,6
Übrige	1,0			9,1
IT		82,7		82,7
Telekommunikation
Privatkunden				137,8
Geschäftskunden				73,5
Carrier & Wholesale				33,5
Übrige				13,5
Sonstiges
Wärme	54,2	0,6		156,6
Wasser	61,2			64,3
Abfall	32,4			32,4
Übrige	31,4	24,8	0,8	194,3
Externe Verkäufe	893,2	269,4	0,8	5.578,5

In den Sonstigen Übrigen Umsatzerlösen der Segmente Infrastruktur, Markt sowie swb sind Erlöse aus Leasingverhältnissen in Höhe von 12,2 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 11,6 Mio. Euro) enthalten.

01.01. - 30.06.2022	Erneuerbare Energien	Infrastruktur	Markt
in Mio. Euro
Strom
Energie	225,7	0,8	1.288,1
Netznutzung		191,2
Übrige	0,3	10,5
Gas
Energie		55,3	945,8
Netznutzung		147,5	8,1
Übrige		8,2
IT
Telekommunikation
Privatkunden			135,4
Geschäftskunden			90,9
Carrier & Wholesale		1,5	16,5
Übrige			13,8
Sonstiges
Wärme			50,9
Wasser		0,1	2,8
Abfall
Übrige	3,4	15,7	26,8
Externe Verkäufe	229,4	430,8	2.579,1

01.01. - 30.06.2022	swb	Sonstiges	Konzern-Zentralbereich	Konzern
in Mio. Euro
Strom
Energie	216,2	12,6		1.743,4
Netznutzung	61,8			253,0
Übrige	1,5			12,3
Gas
Energie	132,2	57,6		1.190,9
Netznutzung	15,8	0,6		172,0
Übrige	1,0			9,2
IT		68,9		68,9
Telekommunikation
Privatkunden				135,4
Geschäftskunden				90,9
Carrier & Wholesale				18,0
Übrige				13,8
Sonstiges
Wärme	44,2	0,4		95,5
Wasser	62,0			64,9
Abfall	36,8			36,8
Übrige	20,8	7,9	0,9	75,5
Externe Verkäufe	592,3	148,0	0,9	3.980,5

6. Materialaufwand

Der Materialaufwand ist aufgrund der im laufenden Jahr negativen Nettogröße in Höhe von 881,0 Mio. Euro aus Bewertungseffekten von Derivaten und belastenden Absatzverträgen mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften (1. Halbjahr 2022: positive Nettogröße in Höhe von 1.065,4 Mio. Euro) sowie der Entwicklung der Energiepreise angestiegen.

7. Abschreibungen

Im Berichtszeitraum wurden in Folge des Zinsanstiegs sowie geringerer Strompreisprämissen Wertminderungen in Höhe von 236,6 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 56,6 Mio. Euro) erfasst. Davon entfallen 181,3 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 0,0 Mio. Euro) auf Stromversorgungsanlagen und 54,0 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 37,3 Mio. Euro) auf Projektrechte.

Die Zuordnung der Wertminderungen zu den Segmenten kann der Segmentberichterstattung entnommen werden.

8. Eigenkapital

Beschlossene und gezahlte Dividende

Die Hauptversammlung der EWE AG hat am 30. Juni 2023 beschlossen, eine Dividende für das Geschäftsjahr 2022 in Höhe von 35.524.845,60 Euro an die Gesellschafter auszuschütten. Dies entspricht einer Ausschüttung in Höhe von 146,20 Euro je dividendenberechtigter Aktie. Die Dividende wurde am 3. Juli 2023 an die Anteilseigner ausbezahlt.

9. Rückstellungen

Pensionsrückstellungen

Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen zum 30. Juni 2023 in Höhe von 1.352,1 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 1.353,1 Mio. Euro) wurden mit einem Zinssatz von 3,60 Prozent p.a. (31. Dezember 2022: 3,60 Prozent p.a.; 30. Juni 2022: 3,20 Prozent p.a.) abgezinst.

Rückstellungen für Rekultivierung, Rückbau und Entfernung

Bei den Rückstellungen für Rekultivierung, Rückbau und Entfernung in Höhe von 589,7 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 591,7 Mio. Euro) wurde zum Bilanzstichtag ein Zinssatz von 1,94 Prozent bis 6,10 Prozent p.a. (31. Dezember 2022: 1,89 Prozent bis 6,95 Prozent p. a.) zugrunde gelegt.

Drohverlustrückstellungen

Die Rückstellungen für belastende Absatzverträge mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften haben sich aufgrund der Entwicklungen an den Energiemärkten auf 94,0 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 580,3 Mio. Euro) vermindert.

10. Leasingverhältnisse

Leasing in der Gewinn- und Verlustrechnung (EWE als Leasingnehmer)

in Mio. Euro	01.01. - 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Abschreibungen
Planmäßige Abschreibungen auf Nutzungsrechte	17,5	17,1
Zinsergebnis
Zinsaufwendungen	2,3	2,0

Leasing in der Bilanz (EWE als Leasingnehmer)

in Mio. Euro Aktiva	30.06.2023	31.12.2022
Langfristiges Vermögen
Sachanlagen (Nutzungsrechte)	316,6	321,5
Passiva
Langfristige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten
Leasingverbindlichkeiten	292,9	298,0
Kurzfristige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten
Leasingverbindlichkeiten	33,4	33,4
Gesamt	326,3	331,4

11. Eventualforderungen, Eventualverbindlichkeiten und sonstige Verpflichtungen

Eventualforderungen

Zum 30. Juni 2023 bestehen Eventualforderungen in Höhe von 99,8 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 54,4 Mio. Euro).

Bürgschaften, Garantien und Patronatserklärungen und Liquiditätsverpflichtungen

Zum 30. Juni 2023 bestehen Bürgschaften, Garantien, Patronatserklärungen und Liquiditätsverpflichtungen in Höhe von 879,6 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 684,4 Mio. Euro), wovon 0,5 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 0,5 Mio. Euro) gegenüber Gläubigern von assoziierten Unternehmen und 8,2 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 4,7 Mio. Euro) gegenüber Gläubigern eines Gemeinschaftsunternehmen eingegangen wurden sowie 52,3 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 23,6 Mio. Euro) in Zusammenhang mit Finanzverbindlichkeiten stehen.

Verpflichtungen zum Erwerb von Sachanlagen

Die vertraglichen Verpflichtungen für den Erwerb von Sachanlagen belaufen sich zum 30. Juni 2023 auf 518,3 Mio. Euro (31. Dezember 2022: 254,5 Mio. Euro).

12. Zusätzliche Angaben zu den Finanzinstrumenten

Im Nachfolgenden sind die Buchwerte sowie die beizulegenden Zeitwerte der finanziellen Vermögenswerte und der finanziellen Verbindlichkeiten dargestellt.

Buchwerte, Wertansätze und beizulegende Zeitwerte nach Bewertungskategorien (I/II)

in Mio. Euro	Buchwert 30.06.2023	Bewertungskategorie nach IFRS 9			Fair Value 30.06.2023
Aktiva		Fortgeführte Anschaffungskosten	Fair Value erfolgswirksam	Fair Value erfolgsneutral ohne Recycling
Sonstige langfristige Vermögenswerte
Anteile	203,4		64,5	138,9	203,4
Ausleihungen	324,9	324,9			326,6
Derivate
Derivate ohne Hedge-Beziehung	615,1		615,1		615,1
Derivate mit Hedge-Beziehung (n.a.)	100,4				100,4
Forderungen aus Finanzierungsleasing (n.a.)	92,3				79,6
Übrige langfristige finanzielle Vermögenswerte	8,8	8,8			8,8
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	2.082,1	2.082,1			2.082,1
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte
Ausleihungen	23,7	23,7			23,7
Wertpapiere	203,8		203,8		203,8
Derivate
Derivate ohne Hedge-Beziehung	1.374,6		1.374,6		1.374,6
Derivate mit Hedge-Beziehung (n.a.)	102,0				102,0
Forderungen aus Finanzierungsleasing (n.a.)	10,8				10,8
Geleistete Barsicherheiten (Energiehandel)	223,0	223,0			223,0
Übrige kurzfristige finanzielle Vermögenswerte	70,1	70,1			70,1
Liquide Mittel	1.659,5	1.659,5			1.659,5
Gesamt	7.094,5	4.392,1	2.258,0	138,9	7.083,5
Passiva
Anleihen	1.094,8	1.094,8			879,9
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.033,3	1.033,3			1.249,3
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	1.841,3	1.841,3			1.841,3
Verbindlichkeiten aus Leasing (n.a.)	326,3				326,3
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	807,1	806,7	0,4		780,9
Derivate
Derivate ohne Hedge-Beziehung	3.444,2		3.444,2		3.444,2
Derivate mit Hedge-Beziehung (n.a.)	388,4				388,4
Gesamt	8.935,4	4.776,1	3.444,6		8.910,3

n.a. = nicht anwendbar: Finanzinstrument wird keiner der drei Bewertungskategorien nach IFRS 9 zugeordnet.

Buchwerte, Wertansätze und beizulegende Zeitwerte nach Bewertungskategorien (II/II)

in Mio. Euro	Buchwert 31.12.2022	Bewertungskategorie nach IFRS 9			Fair Value 31.12.2022
Aktiva		Fortgeführte Anschaffungskosten	Fair Value erfolgswirksam	Fair Value erfolgsneutral ohne Recycling
Sonstige langfristige Vermögenswerte
Anteile	231,8		72,1	159,7	231,8
Ausleihungen	315,3	315,3			311,6
Derivate
Derivate ohne Hedge-Beziehung	976,8		976,8		976,8
Derivate mit Hedge-Beziehung (n.a.)	327,2				327,2
Forderungen aus Finanzierungsleasing (n.a.)	91,2				73,3
Übrige langfristige finanzielle Vermögenswerte	6,9	6,9			6,9
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	2.086,1	2.086,1			2.086,1
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte
Ausleihungen	27,2	27,2			27,2
Wertpapiere	303,6		303,6		303,6
Derivate
Derivate ohne Hedge-Beziehung	3.269,9		3.269,9		3.269,9
Derivate mit Hedge-Beziehung (n.a.)	52,7				52,7
Forderungen aus Finanzierungsleasing (n.a.)	11,4				11,4
Geleistete Barsicherheiten (Energiehandel)	837,4	837,4			837,4
Übrige kurzfristige finanzielle Vermögenswerte	68,2	68,2			68,2
Liquide Mittel	1.374,3	1.374,3			1.374,3
Gesamt	9.980,0	4.715,4	4.622,4	159,7	9.958,4
Passiva
Anleihen	1.093,6	1.093,6			837,9
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.154,3	1.154,3			1.342,8
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	1.973,3	1.973,3			1.973,3
Verbindlichkeiten aus Leasing (n.a.)	331,4				331,4
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	847,5	847,5			812,3
Derivate
Derivate ohne Hedge-Beziehung	5.215,7		5.215,7		5.215,7
Derivate mit Hedge-Beziehung (n.a.)	391,4				391,4
Gesamt	11.007,2	5.068,7	5.215,7		10.904,8

n.a. = nicht anwendbar: Finanzinstrument wird keiner der drei Bewertungskategorien nach IFRS 9 zugeordnet.

Die Bemessungen des beizulegenden Zeitwerts erfolgen ausschließlich auf wiederkehrender Grundlage.

Die folgende Tabelle zeigt eine Zuordnung der zum Fair Value bilanzierten Finanzinstrumente zu den drei Stufen der Fair Value-Hierarchie:

30.06.2023

in Mio. Euro	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Gesamt
Finanzielle Vermögenswerte, bewertet zum Fair Value
Anteile			203,4	203,4
Wertpapiere	203,8			203,8
Derivative Finanzinstrumente	55,9	2.123,8	12,4	2.192,1
Gesamt	259,7	2.123,8	215,8	2.599,3
Finanzielle Verbindlichkeiten, bewertet zum Fair Value
Derivative Finanzinstrumente	27,1	3.803,9	1,6	3.832,6
Andere Finanzinstrumente			0,4	0,4
Gesamt	27,1	3.803,9	2,0	3.833,0

31.12.2022

in Mio. Euro	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Gesamt
Finanzielle Vermögenswerte, bewertet zum Fair Value
Anteile			231,8	231,8
Wertpapiere	303,6			303,6
Derivative Finanzinstrumente	52,8	4.519,4	54,4	4.626,6
Gesamt	356,4	4.519,4	286,2	5.162,0
Finanzielle Verbindlichkeiten, bewertet zum Fair Value
Derivative Finanzinstrumente	26,7	5.547,2	33,2	5.607,1
Gesamt	26,7	5.547,2	33,2	5.607,1

Im ersten Halbjahr 2023 gab es keine Umgruppierungen zwischen Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert der Stufe 1 und Stufe 2 sowie keine Umgruppierungen in oder aus Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert der Stufe 3.

Die folgende Übersicht zeigt die Entwicklung der Finanzinstrumente, die der Fair Value-Stufe 3 zugeordnet wurden:

in Mio. Euro	Anteile (Aktiva)	Derivative Finanzinstrumente (Aktiva)	Derivative Finanzinstrumente (Passiva)	Sonstige Finanzinstrumente (Passiva)
Stand: 01.01.2023	231,8	54,4	33,2
Materialaufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung		-42,0	-33,2	3
Übriges Beteiligungsergebnis in der Gewinn- und Verlustrechnung	-9,4
Erträge / Aufwendungen im sonstigen Gesamtergebnis	-16,7		1,6
Zugänge / Käufe	3,5			0,4
Abgänge / Veräußerungen	-5,3
Umbuchungen	-0,5
Stand: 30.06.2023	203,4	12,4	1,6	0,4

in Mio. Euro	Anteile (Aktiva)	Derivative Finanzinstrumente (Aktiva)	Derivative Finanzinstrumente (Passiva)	Sonstige Finanzinstrumente (Passiva)
Stand: 01.01.2022	363,5	327,7	47,7
Materialaufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung		-257,0	-14,5
Übriges Beteiligungsergebnis in der Gewinn- und Verlustrechnung	-72,4
Erträge / Aufwendungen im sonstigen Gesamtergebnis	-75,6	-16,3
Zugänge / Käufe	18,5
Abgänge / Veräußerungen	-0,2
Veränderung Konsolidierungskreis	-0,1
Umbuchungen	-1,9
Stand: 31.12.2022	231,8	54,4	33,2

Die Fair Values der in Stufe 3 klassifizierten Anteile werden mithilfe der Discounted Cash Flow-Methode auf Grundlage mehrperiodiger Planwerte für die zu diskontierenden Cash Flows sowie unter der Annahme einer nachhaltigen ewigen Rente errechnet. In dieser Kategorie sind die nicht börsennotierten Eigenkapitalinstrumente enthalten. Eine hypothetische Änderung des WACC um +/-1 Prozent würde zu einer theoretischen Minderung der Fair Values um 32,3 Mio. Euro (31. Dezember 2022: Minderung um 41,2 Mio. Euro) bzw. zu einem Anstieg um 49,5 Mio. Euro (31. Dezember 2022: Anstieg um 66,6 Mio. Euro) führen. Eine hypothetische Änderung des EBIT um +/-10 Prozent würde zu einer theoretischen Erhöhung der Fair Values um 19,6 Mio. Euro (31. Dezember 2022: Erhöhung um 22,9 Mio. Euro) bzw. zu einem Rückgang um 19,6 Mio. Euro (31. Dezember 2022: Rückgang um 22,9 Mio. Euro) führen.

Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen vorwiegend Verträge der Bezugs- und Absatzseite, die Flexibilität beinhalten. Die Preise für diese Flexibilität werden nicht an einem hochliquiden Markt notiert, sondern im Einzelfall in bilateralen Verhandlungen festgelegt. Für die Bewertung der Verträge mit Flexibilität wird unter Verwendung von Monte-Carlo-Simulationen ein Bewertungsmodell herangezogen, welches die Bepreisung der vertraglichen Optionalitäten ermöglicht.

13. Segmentinformationen

01.01. - 30.06.2023	Erneuerbare Energien	Infrastruktur	Markt
in Mio. Euro
Außenumsatz	200,7	537,1	3.677,3
Innenumsatz	70,4	532,1	736,5
Umsatzerlöse	271,1	1.069,2	4.413,8
Segmentergebnis (Operatives EBIT)	28,4	182,4	524,4
Wertminderungen	245,5		0,7
davon auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	235,6		0,7
Planmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	99,9	99,1	33,7
Wertaufholungen			0,1
davon auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen			0,1
Auszahlungen für Investitionen	45,5	161,3	79,2
Mitarbeitende (Durchschnitt)	405	2.061	2.676

01.01. - 30.06.2023	swb	Sonstiges	Konzern-Zentralbereich	Konzern
in Mio. Euro
Außenumsatz	893,2	269,4	0,8	5.578,5
Innenumsatz	158,5	52,6	-1.550,1
Umsatzerlöse	1.051,7	322,0	-1.549,3	5.578,5
Segmentergebnis (Operatives EBIT)	78,7	-14,5	-24,9	774,5
Wertminderungen	0,3			246,5
davon auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	0,3			236,6
Planmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	49,0	9,0	16,8	307,5
Wertaufholungen				0,1
davon auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen				0,1
Auszahlungen für Investitionen	86,1	16,8	6,9	395,8
Mitarbeitende (Durchschnitt)	2.259	2.608	713	10.722

01.01. - 30.06.2022	Erneuerbare Energien	Infrastruktur	Markt
in Mio. Euro
Außenumsatz	229,4	430,8	2.579,1
Innenumsatz	44,9	443,0	444,7
Umsatzerlöse	274,3	873,8	3.023,8
Segmentergebnis (Operatives EBIT)	101,5	188,7	-176,2
Wertminderungen	55,2
davon auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	55,2
Planmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	96,4	99,9	32,4
Auszahlungen für Investitionen	46,0	89,8	105,7
Mitarbeitende (Durchschnitt)	310	1.969	2.479

01.01. - 30.06.2022	swb	Sonstiges	Konzernzentralbereich	Konzern
in Mio. Euro
Außenumsatz	592,3	148,0	0,9	3.980,5
Innenumsatz	64,5	48,0	-1.045,1
Umsatzerlöse	656,8	196,0	-1.044,2	3.980,5
Segmentergebnis (Operatives EBIT)	56,4	-11,1	-22,6	136,7
Wertminderungen	1,4	0,1		56,7
davon auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	1,4			56,6
Planmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	47,2	8,9	17,1	301,9
Auszahlungen für Investitionen	53,7	18,9	7,3	321,4
Mitarbeitende (Durchschnitt)	2.271	2.263	729	10.021

Das Operative EBIT lässt sich wie folgt auf das Ergebnis vor Steuern (EBT) überleiten:

in Mio. Euro	01.01. 30.06.2023	01.01. 30.06.2022
Operatives EBIT	774,5	136,7
Derivate	-1.367,3	2.238,6
Belastende Absatzverträge mit gegenüberstehenden derivativen Beschaffungsgeschäften	486,3	-1.173,2
Fair Value Bewertung übrige Finanzinstrumente	-8,2	-50,2
Wertaufholungen	0,1
Wertminderungen	-246,5	-56,7
Beteiligungen	23,0	5,0
Restrukturierung	-0,3	0,3
Nachträglicher Verkaufserlös im Zusammenhang mit der Veräußerung einer ehemals at-equity bilanzierten Finanzanlage		14,2
EBIT	-338,4	1.114,7
Zinserträge	39,3	36,1
Zinsaufwendungen	-68,0	-39,2
EBT	-367,1	1.111,6

14. Kapitalflussrechnung

Die Einzahlungen aus Abgängen von Anteilen vollkonsolidierter Gesellschaften resultieren zum ersten Halbjahr 2022 aus der Entkonsolidierung der Alkkian Energia Oy, Kauhajoki, Finnland.

Die Auszahlungen für Investitionen in Anteile vollkonsolidierter Gesellschaften betreffen den Erwerb der Anteile an der GP + S Consulting GmbH, Bad Homburg v. d. Höhe, nach Abzug der erworbenen Finanzmittel in Höhe von 0,9 Mio. Euro.

Im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit sind Dividenden an die Anteilseigner der EWE AG in Höhe von 0,0 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 84,1 Mio. Euro) enthalten. Für das Geschäftsjahr 2022 erfolgte am 3. Juli 2023 eine Dividendenzahlung in Höhe von 35,5 Mio. Euro an die Anteilseigner der EWE AG.

Die nicht zahlungswirksamen Investitionen in Höhe von 15,2 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 29,6 Mio. Euro) betreffen im Wesentlichen die Anschaffungskosten für Nutzungsrechte aus Leasingverhältnissen in Höhe von 13,0 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 14,3 Mio. Euro) sowie die Aktivierung von Rückbau- und Entfernungsrückstellungen in Höhe von 0,5 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 15,3 Mio. Euro).

Die nicht zahlungswirksamen Finanzierungsvorgänge in Höhe von 13,4 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 14,3 Mio. Euro) betreffen insbesondere die Passivierung von Leasingverbindlichkeiten nach IFRS 16 in Höhe von 13,0 Mio. Euro (1. Halbjahr 2022: 14,3 Mio. Euro), die aus dem Erwerb der Anlagengegenstände im Wege eines Leasingverhältnisses resultieren.

15. Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

In der folgenden Tabelle werden Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen im ersten Halbjahr 2023 und 2022 sowie die zum 30. Juni 2023 und 31. Dezember 2022 bestehenden offenen Salden aus Transaktionen gezeigt:

in Mio. Euro	2023	2022
Erträge
Gesellschafter der EWE AG	0,1	0,1
Assoziierte Unternehmen	3,5	1,6
Gemeinschaftsunternehmen	29,4	110,8
Sonstige Unternehmen	8,9	6,9
Aufwendungen
Gesellschafter der EWE AG	0,2	0,4
Assoziierte Unternehmen	4,6	6,3
Gemeinschaftsunternehmen	17,4	39,5
Sonstige Unternehmen	15,5	13,9
Forderungen
Gesellschafter der EWE AG	0,1
Assoziierte Unternehmen	82,0	90,8
Gemeinschaftsunternehmen	165,8	209,2
Sonstige Unternehmen	66,5	37,4
Verbindlichkeiten
Gesellschafter der EWE AG	300,2	300,0
Assoziierte Unternehmen	4,5	5,3
Gemeinschaftsunternehmen	4,1	3,3
Sonstige Unternehmen	14,1	12,2
Eventualschulden
Assoziierte Unternehmen	0,5	0,5
Gemeinschaftsunternehmen	8,2	4,7
Liquiditätsverpflichtungen
Gemeinschaftsunternehmen	430,0	430,0

16. Angaben zu den Organen der EWE AG

Aufsichtsrat

Heinz Feldmann (seit 30. Juni 2023)

Vorsitzender des Aufsichtsrates (seit 30. Juni 2023)

Sparkassendirektor a. D., Nortmoor

Bernhard Bramlage (bis 30. Juni 2023)

Vorsitzender des Aufsichtsrates (bis 30. Juni 2023)

Landrat a. D., Leer

Carsten Hahn

1. stellv. Vorsitzender

Technischer Sachbearbeiter der EWE NETZ GmbH, Osterholz-Scharmbeck

Herbert Winkel

2. stellv. Vorsitzender (seit 30. Juni 2023)

Verbandsgeschäftsführer EWE-Verband/Landrat a. D., Lohne

Heiner Schönecke (bis 30. Juni 2023)

2. stellv. Vorsitzender (bis 30. Juni 2023)

Kaufmann, Neu Wulmstorf

Johann Wimberg

3. stellv. Vorsitzender

Landrat des Landkreises Cloppenburg, Friesoythe

Dr. Andreas Radmacher

4. stellv. Vorsitzender

Geschäftsführer R3AMP GmbH, Essen

Patrick Assing (seit 30. Juni 2023)

Consultant der EWE TEL GmbH, Oldenburg

Christian Blömer

Leiter Konzernkommunikation & Marke der EWE AG, Oldenburg

Henning R. Deters

Vorstandsvorsitzender der Gelsenwasser AG, Essen

Sigrid Flegel (bis 30. Juni 2023)

Kaufmännische Angestellte der swb Vertrieb Bremen GmbH, Bremen

Frank Gawrischtschuk

Betriebsratsvorsitzender der swb Erzeugung AG & Co. KG, Bremen

Petra Gerlach (seit 30. Juni 2023)

Oberbürgermeisterin der Stadt Delmenhorst, Ganderkesee

Lars Giegling (bis 30. Juni 2023)

Sales Trader / Diplom-Geologe, technischer Betriebswirt (IHK) der EWE TRADING GmbH, Wardenburg

Karin Harms (seit 30. Juni 2023)

Landrätin des Landkreises Ammerland, Bad Zwischenahn

Mareike de Jonge (am 30. Juni 2023)

Gewerkschaftssekretärin, Bremen

Aloys Kiepe (bis 30. Juni 2023)

Rentner, Emden

Jürgen Krogmann

Oberbürgermeister der Stadt Oldenburg, Oldenburg

Jürgen Franz Löcke

Geschäftsführer des Sparkassenverbandes Niedersachsen, Barsinghausen

Immo Schlepper

Fachbereichsleiter im ver.di Landesbezirk Niedersachsen-Bremen, Oldenburg

Ulrike Schlieper (bis 30. Juni 2023)

Qualitätsmanagerin im Gesundheitswesen, Sande

Paul Schneider

Wasserstoffbotschafter, Diplom-Ingenieur der EWE GASSPEICHER GmbH, Oldenburg

Dr. Daniel Graf von der Schulenburg

Senior Managing Director/Head of Ardian Infrastructure Germany, Benelux & Northern Europe, Frankfurt/Main

Almut Siems (seit 30. Juni 2023)

Kaufmännische Mitarbeiterin der EWE AG, Oldenburg

Vera Visser

Gewerkschaftssekretärin ver.di im Bezirk Weser-Ems, Bremen

Thomas Walter (seit 30. Juni 2023)

Senior Consultant der BTC AG, Bremen

Ingo Wührmann (bis 30. Juni 2023)

Betriebsratsvorsitzender der EWE VERTRIEB GmbH, Zentraler Bereich, Stadland

Vorstand

Stefan Dohler

Vorsitzender des Vorstands der EWE AG, Oldenburg

Dr. Christian Friege (seit 1. März 2023)

Mitglied des Vorstands der EWE AG, Markt, Oldenburg

Dr. Urban Keussen

Mitglied des Vorstands der EWE AG, Technik, Schliersee

Wolfgang Mücher

Mitglied des Vorstands der EWE AG, Finanzen, Oldenburg

Marion Rövekamp (bis 30. April 2023)

Mitglied des Vorstands der EWE AG, Personal & Recht, Arbeitsdirektorin, Oldenburg

Vera Weidemann (seit 1. Juni 2023)

Mitglied des Vorstands der EWE AG, Personal & Recht, Arbeitsdirektorin, Immenstadt

17. Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Es sind keine Vorgänge von besonderer Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des EWE-Konzerns nach Ende der Berichtsperiode bis zur Aufstellung des verkürzten Konzernzwischenabschlusses eingetreten.

Oldenburg, den 22. August 2023

Der Vorstand

Stefan Döhler

Dr. Christian Friege

Dr. Urban Keussen

Wolfgang Mücher

Vera Weidemann

Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen für die Zwischenberichterstattung der verkürzte Konzernzwischenabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernzwischenlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.

Oldenburg, den 22. August 2023

Der Vorstand

Stefan Dohler

Dr. Christian Friege

Dr. Urban Keussen

Wolfgang Mücher

Vera Weidemann

Bescheinigung nach prüferischer Durchsicht

An die EWE Aktiengesellschaft

Wir haben den verkürzten Konzernzwischenabschluss - bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung, Gesamtergebnisrechnung, Bilanz, Eigenkapitalveränderungsrechnung, Kapitalflussrechnung sowie ausgewählten erläuternden Anhangangaben - und den Konzernzwischenlagebericht der EWE Aktiengesellschaft, Oldenburg, für den Zeitraum vom 1. Januar 2023 bis 30. Juni 2023, die Bestandteile des Halbjahresfinanzberichts nach § 115 WpHG sind, einer prüferischen Durchsicht unterzogen. Die Aufstellung des verkürzten Konzernzwischenabschlusses nach den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, und des Konzernzwischenlageberichts nach den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG liegt in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, eine Bescheinigung zu dem verkürzten Konzernzwischenabschluss und dem Konzernzwischenlagebericht auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht abzugeben.

Wir haben die prüferische Durchsicht des verkürzten Konzernzwischenabschlusses und des Konzernzwischenlageberichts unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze für die prüferische Durchsicht von Abschlüssen vorgenommen. Danach ist die prüferische Durchsicht so zu planen und durchzuführen, dass wir bei kritischer Würdigung mit einer gewissen Sicherheit ausschließen können, dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, und der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG aufgestellt worden sind. Eine prüferische Durchsicht beschränkt sich in erster Linie auf Befragungen von Mitarbeitern der Gesellschaft und auf analytische Beurteilungen und bietet deshalb nicht die durch eine Abschlussprüfung erreichbare Sicherheit. Da wir auftragsgemäß keine Abschlussprüfung vorgenommen haben, können wir einen Bestätigungsvermerk nicht erteilen.

Auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht sind uns keine Sachverhalte bekannt geworden, die uns zu der Annahme veranlassen, dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, oder dass der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG aufgestellt worden sind.

Bremen, 22. August 2023

PricewaterhouseCoopers GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Hubert Ahlers, Wirtschaftsprüfer

Carsten Engelhardt, Wirtschaftsprüfer

Disclaimer

Der Halbjahresfinanzbericht enthält zukunftsgerichtete Aussagen, die auf Annahmen und Schätzungen der Unternehmensleitung der EWE AG beruhen. Auch wenn die Unternehmensleitung der Ansicht ist, dass diese Annahmen und Schätzungen zutreffend sind, können die künftige tatsächliche Entwicklung und die künftigen tatsächlichen Ergebnisse von diesen Annahmen und Schätzungen aufgrund vielfältiger Faktoren erheblich abweichen. Zu diesen Faktoren können beispielsweise die Veränderung der gesamtwirtschaftlichen Lage, der gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen in Deutschland und der EU sowie Veränderungen in der Branche gehören. Die EWE AG übernimmt keine Gewährleistung und keine Haftung dafür, dass die künftige Entwicklung und die künftig erzielten tatsächlichen Ergebnisse mit den in diesem Halbjahresfinanzbericht geäußerten Annahmen und Schätzungen übereinstimmen werden. Es ist von der EWE AG weder beabsichtigt noch übernimmt die EWE AG eine gesonderte Verpflichtung, zukunftsbezogene Aussagen zu aktualisieren, um sie an Ereignisse oder Entwicklungen nach dem Datum des Berichts anzupassen.

Dieses Dokument enthält - in IFRS nicht genau bestimmte - ergänzende Finanzkennzahlen, die sogenannte Non-GAAP-Measures sind oder sein können. Für die Beurteilung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des EWE-Konzerns sollten diese nicht isoliert oder als Alternative zu den im Konzernabschluss dargestellten und im Einklang mit IFRS ermittelten Finanzkennzahlen herangezogen werden. Andere Unternehmen, die Finanzkennzahlen mit einer ähnlichen Bezeichnung darstellen oder berichten, können diese anders berechnen.

Aufgrund von Rundungen ist es möglich, dass sich einzelne Zahlen in diesem und anderen Dokumenten nicht genau zur angegebenen Summe addieren und dass dargestellte Prozentangaben nicht genau die absoluten Werte widerspiegeln, auf die sie sich beziehen.

Der Halbjahresfinanzbericht liegt ebenfalls in englischer Übersetzung vor; bei Abweichungen geht die deutsche Fassung des Halbjahresfinanzberichts vor. Er steht in beiden Sprachen im Internet unter www.ewe.com zum Download bereit.

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