Lausitz Energie Verwaltungs GmbH

Cottbus

Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 31.12.2023

Inhaltsverzeichnis

Konzernlagebericht

Konzernabschluss der Lausitz Energie Verwaltungs GmbH zum 31. Dezember 2023

Bilanz

Gewinn- und Verlustrechnung

Kapitalflussrechnung

Eigenkapitalveränderungsrechnung

Anhang

Konzernlagebericht

LEAG

Die Unternehmen der LEAG stehen für eine effiziente und nachhaltige Braunkohlegewinnung und Stromerzeugung. Ihre Aufträge an regionale Partnerfirmen im Umfeld von Bergbau und Energie sind ein wichtiger Wirtschaftsfaktor für die Lausitz. Mit der Ausbildung in ihren Unternehmen bietet die LEAG Perspektiven für junge Menschen vor Ort.

Als regionaler mittelständischer Konzern begleitet die LEAG die Energiewende und verfolgt das Ziel, sich von einem Bergbau- und Kraftwerksbetreiber zu einem innovativen und vielseitigen Energieunternehmen zu entwickeln.

Gesellschaftsstruktur

Mit Übernahme der Braunkohlensparte des Vattenfall-Konzerns durch das tschechische Konsortium bestehend aus der Energetický a Průmyslový Holding (EPH) und der PPF Investments entstand mit Ablauf des 30. September 2016 der LEAG-Konzern.

Die Lausitz Energie Verwaltungs GmbH (LEV) vereint als Mutterunternehmen die Geschäfte der Lausitz Energie Bergbau AG (LE-B), der Lausitz Energie Kraftwerke AG (LE-K) und ihrer jeweiligen Tochtergesellschaften.

Die Unternehmen der LEAG agieren auf den verschiedenen Stufen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette. Dazu gehören der Braunkohlebergbau und die Braunkohleveredlung, die Strom- und Wärmeerzeugung sowie der Vertrieb von Strom, Wärme und Veredlungsprodukten.

Strategie

Aufbauend auf ihren Erfahrungen als Bergbau- und Kraftwerksbetreiber optimiert und entwickelt die LEAG ihr Kerngeschäft weiter und ermöglicht so Investitionen in die Zukunft und die Sicherung bestehender Arbeitsplätze. Die Unternehmen der LEAG nutzen ihr im Kerngeschäft erworbenes Know-how in neuen Märkten, bauen ihre Geschäftsaktivitäten aus und wachsen in neue Geschäftsfelder hinein. Ziel dabei ist die Weiterentwicklung des Unternehmens zu einem vielseitigen und innovativen Energie-, Infrastruktur- und Serviceunternehmen.

Anpassung des Lausitzer Revierkonzeptes in Folge des KVBG

Die Regelungen des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes (KVBG) haben erhebliche Auswirkungen auf die Laufzeiten der LEAG-Tagebaue und Kraftwerke. Durch die verkürzten Kraftwerkslaufzeiten können gegenüber dem bisherigen Revierkonzept von 2017 über 300 Mio. t Kohle nicht mehr gefördert werden. Infolgedessen musste die LEAG eine neue Abbau- und Wiedernutzbarmachungskonzeption für die Tagebaue entwickeln (angepasste Revierplanung), die deutlich vom wirtschaftlich optimierten Revierkonzept von 2017 abweicht und daher zu erheblichen finanziellen Zusatzbelastungen führt. Folgende Eckpunkte ergeben sich aus der angepassten Revierplanung:

Tagebau Welzow-Süd

Der Tagebau Welzow-Süd wird, anders als im Revierkonzept 2017 vorgesehen und durch den Braunkohlenplan von 2014 bestätigt, nicht in den räumlichen Teilabschnitt II fortgeführt. Mit der Nichtinanspruchnahme des Teilabschnitts II ist ein Förderverlust von mehr als 200 Mio. t Braunkohle verbunden, die in diesem Feld lagern.

Tagebau Reichwalde

Aufgrund der Vorgaben des KVBG muss der Umfang des Tagebaus Reichwalde im Vergleich zu den bisherigen Planungen reduziert werden. Damit wird der Bereich der Kommandantur des Bundeswehr-Truppenübungsplatzes Oberlausitz am Standort Haide nicht mehr in Anspruch genommen.

Tagebau Nochten

Die angepasste Revierplanung sieht analog dem Lausitzer Revierkonzept 2017 weiterhin eine Inanspruchnahme des Teilfeldes Mühlrose vor. Aufgrund seiner Lage, dem für die Kraftwerke notwendigen Qualitätsanspruch der Rohbraunkohle sowie des Tagebaufortschritts gibt es keine Alternative, um insbesondere das Kraftwerk Boxberg langfristig zu versorgen. Daher wird die Umsiedlung des Trebendorfer Ortsteils Mühlrose weiter fortgeführt.

Entwicklung neuer Geschäftsfelder

Infolge des absehbaren Rückgangs des Braunkohlegeschäftes durch den politisch initiierten Kohleausstieg fokussiert sich die LEAG-Gruppe bereits seit 2018 auf den Aufbau neuer Geschäftsfelder, welche unabhängig von der Braunkohleverstromung am Markt bestehen können. Aufbauend auf vorhandenen Assets und Kompetenzen werden Geschäftsfelder auf- und ausgebaut, die eine Weiterentwicklung des Unternehmens in den Bereichen Energie, Infrastruktur und Service befördern.

Geschäftsfelder des Kerngeschäfts

Braunkohlegeschäft

Der regionale Schwerpunkt der Geschäftstätigkeit des Bergbaus liegt im Lausitzer Braunkohlerevier. Die Braunkohle wird in den drei Tagebauen des Lausitzer Reviers, Welzow-Süd (beide Brandenburg) sowie Nochten und Reichwalde (beide Sachsen) abgebaut. Die Kohleförderung im Tagebau Cottbus-Nord endete 2015 planmäßig, hier entsteht bis Mitte der 2020er Jahre der künftige Cottbuser Ostsee. Der Tagebau Jänschwalde hat zum Ende 2023 seine Endstellung planmäßig erreicht und den Regelbetrieb eingestellt. Seit dem 1. Januar 2024 befindet sich der Tagebau mit allen Maßnahmen in der Phase der Wiedernutzbarmachung inklusive der angeordneten Maßnahmen zur geotechnischen Sicherung.

Veredlungsbetrieb

Der Veredlungsbetrieb in Schwarze Pumpe verarbeitet einen Teil der geförderten Braunkohle zu hochwertigen Brennstoffen wie Briketts (REKORD) und Braunkohlenstaub, die in Deutschland sowie im Ausland verkauft werden. Durch den Erwerb zweier Pelletierwerke im Jahr 2022 und eines weiteren im Jahr 2023 wurde das Produktions- und Angebotsportfolio um Holzprodukte erweitert und ein weiterer Transformationsschritt in Richtung CO ₂ -armer und klimaneutraler Brennstoffe umgesetzt.

Stromgeschäft

Die LEAG betreibt die Lausitzer Braunkohlekraftwerke Jänschwalde, Schwarze Pumpe und Boxberg. Sie werden ausschließlich mit Braunkohle aus den eigenen Tagebauen beliefert. Zudem ist die LEAG Betreiber des Braunkohlekraftwerkes Lippendorf bei Leipzig und Eigentümer eines der beiden dortigen Kraftwerksblöcke. Daneben verfügt die LEAG über Gaskraftwerke an den Standorten Ahrensfelde, Thyrow und Leipheim, PV-Anlagen in Welzow, Zschornewitz und Böhlen sowie in Tschechien. Der erzeugte Strom wird am europäischen Strommarkt veräußert. Die LEAG steht damit im internationalen Wettbewerb mit anderen Stromproduzenten.

Neue Geschäftsfelder

Erneuerbare Energien

Das Geschäftsfeld Erneuerbare Energien (EE) befasst sich mit dem Aufbau eines Erneuerbare-Energien-Portfolios im Bereich Wind und Photovoltaik (PV) vorrangig auf unternehmenseigenen Flächen sowie auf Flächen Dritter. Ziel ist die Diversifizierung des Erzeugungsportfolios basierend auf erneuerbaren Energien zur Kompensation der abnehmenden konventionellen Erzeugung.

Ausgehend von der Vorstellung des Vorhabens GigawattFactory, welches die Umsetzung von Wind- und PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 7 Gigawatt bis 2030 beschreibt, entwickelt sich die LEAG zu einem bedeutenden Anbieter für regenerative Energien.

Im Jahr 2023 wurde nach den bereits bestehenden Anlagen PV Park Welzow III (10 MWp) und PV-Park Zschornewitz (4,5 MWp) mit dem Solarpark IAA Böhlen (17 MWp) die dritte Photovoltaik-Freiflächenanlage des Unternehmens in Betrieb genommen.

Bei einer Reihe von Projekten wurden die Genehmigungsverfahren erfolgreich durchlaufen. So erhielt LEAG unter anderem die Genehmigung nach Bundesimmissionsschutzgesetz für den Windpark Forst Briesnig 2, welcher der zweitgrößte Onshore-Windpark in Deutschland ist. Zudem wurden erste bauvorbereitende Maßnahmen durchgeführt. Des Weiteren erhielt LEAG für die Floating-PV-Anlage auf dem Cottbuser Ostsee die Genehmigung, und die Dalben wurden gesetzt. Darüber hinaus wurde der Bau der PV-Anlagen Solarpark Kraftwerk Boxberg (25 MWp) und Solarpark Haidemühl (22 MWp) begonnen.

Zudem wurde das Projektentwicklungsbudget für 1,5 GW Solaranlagen und für 900 MW Windenergieanlagen freigegeben, wodurch sich nun insgesamt 4,2 GW Erneuerbare Energien-Anlagen in der aktiven Projektentwicklung befinden.

Speicher

An allen LEAG-Kraftwerksstandorten wird derzeit geprüft, welchen Beitrag neue Speicher zur Optimierung, Flexibilisierung und Verfügbarkeit leisten können. Die Speicherprojekte der LEAG dienen neben Optimierung, Flexibilisierung und Erbringung von Systemdienstleistungen v.a. der besseren Integration der Erneuerbaren durch Lastverschiebung. Diesen unterschiedlichen Einsatzszenarien tragen die derzeit geprüften und vorbereiteten Speichertechnologien Rechnung.

BigBattery Lausitz

Die sog. BigBattery Lausitz am Standort Schwarze Pumpe hat nach kontinuierlichen Optimierungen eine installierte Leistung von 58 MW präqualifiziert und kann eine Energiemenge von 54 MWh speichern. Damit ist die BigBattery Lausitz weiterhin einer der größten Batteriespeicher in Europa.

Der auf der Lithium-Ionen-Technologie basierende Speicher sichert das Stromnetz gegen kurzfristige Schwankungen ab und zeichnet sich durch einen innovativen, ganzheitlichen Ansatz zur Einsatzstrategie aus.

BigBattery Oberlausitz

Der zweite Großbatteriespeicher der LEAG wird am Standort Boxberg errichtet. Die BigBattery Oberlausitz soll eine installierte Leistung von ca. 100 MW und eine nutzbare Energiemenge von ca. 137 MWh aufweisen und soll im Jahr 2025 ihren Betrieb aufnehmen. Dieser Speicher dient der Kapazitätsvorhaltung und frequenzabhängigen Netzdienstleistungen.

Gaskraftwerk Leipheim

Am Standort Leipheim wird nach erfolgreicher Errichtung und Inbetriebnahme seit dem 31. Juli 2023 ein neues Gasturbinenkraftwerk betrieben, bei dem es sich um ein "besonderes netztechnisches Betriebsmittel" für den Übertragungsnetzbetreiber Amprion handelt. Dieses wird ausschließlich durch Amprion zur Gewährleistung der Stabilität des Stromnetzes eingesetzt und nimmt nicht am Strommarkt teil. Die elektrische Nettoleistung beträgt 300 MW.

Am Energie- und Industriestandort Leipheim wird zusätzlich zum "besonderen netzdienlichen Betriebsmittel" ein sog. H ₂ -ready-Kraftwerk geplant. Die Anlage wird als hochflexible H ₂ -ready-Gasturbine mit einer Leistung von 300 MW ausgelegt und soll Ende der 2020er Jahre den Betrieb aufnehmen. Die Anlage kann sequenziell zu einem hocheffizienten H ₂ -ready-Gas- und Dampfturbinenkraftwerk erweitert werden. Der Realisierungszeitpunkt ist von den genauen Ausprägungen der künftigen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen (Kraftwerksstrategie der Bundesregierung) abhängig.

Innovatives Speicherkraftwerk Jänschwalde

Am Industrie- und Energiestandort Jänschwalde plant LE-K ein innovatives Speicherkraftwerk (iSKW), das seinen Betrieb voraussichtlich Ende der 2020er Jahre aufnehmen und mit einer installierten Leistung von rund 900 MW geplant wird. Der Realisierungszeitpunkt ist von den genauen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen abhängig (Kraftwerksstrategie der Bundesregierung).

Wesentliche Komponenten des iSKW sind die Gewinnung von Wasserstoff aus erneuerbar erzeugtem Strom mittels Elektrolyse inklusive Wasserstoffspeicherung und ein mit erneuerbar erzeugtem Strom betriebener Feststoffwärmespeicher mit Dampferzeuger sowie eine H ₂ -ready Gas- und Dampfturbinenanlage. Durch die energetische und anlagentechnische Verknüpfung der Hauptkomponenten werden neben Erdgas und Erneuerbarer Wärme auch nachhaltig erzeugter Wasserstoff zur Stromerzeugung für die Besicherung der erforderlichen Residuallast genutzt. Des Weiteren kann der nachhaltig erzeugte Wasserstoff im Rahmen der Sektorenkopplung für Industrie und Mobilität bereitgestellt werden.

H-2UB Boxberg

Am Industrie- und Energiestandort Boxberg plant LE-K ein modulares Flexibilitätskraftwerk, das seinen Betrieb voraussichtlich Ende der 2020er Jahre aufnehmen wird. Der Realisierungszeitpunkt ist von den genauen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen abhängig (Kraftwerksstrategie der Bundesregierung). Dieses wird vollständig auf fossile Energieträger verzichten. Wesentliche Komponenten des H ₂ UB Boxberg sind Wasserstofferzeugung aus erneuerbar erzeugtem Strom mittels Elektrolyse inklusive Wasserstoffspeicherung, Wasserstoffverstromung und Energiespeicher auf Basis Erneuerbarer Energien. Die Anlage wird modular erweiterbar konzipiert, um einer zukünftig steigenden Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff Rechnung zu tragen. Im Rahmen der Sektorenkopplung kann "grüner" Wasserstoff für Industrie und/oder Mobilität bereitgestellt werden.

H-2-ready-Kraftwerke Schwarze Pumpe und Lippendorf

An den Industrie- und Energiestandorten Schwarze Pumpe und Lippendorf plant die LE-K, H ₂ -ready Kraftwerke zu errichten, die ihren Betrieb Ende der 2020er Jahre aufnehmen werden. Der Realisierungszeitpunkt ist von den genauen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen abhängig (Kraftwerksstrategie der Bundesregierung). Die Anlagen können auf den Betrieb mit nachhaltig erzeugtem Wasserstoff umgerüstet werden. Entsprechend der aktuellen Strategie der Bundesregierung wird diese Umstellung zwischen 2035 - 2040 erfolgen. Die Anlagen werden als hocheffiziente Kombination aus H ₂ -ready Gas- und Dampfturbinen errichtet.

H-2-ready Kraftwerk Leipheim

Am Energie- und Industriestandort Leipheim wird zusätzlich zum "besonderen netztechnischen Betriebsmittel" ein sog. H ₂ -ready Kraftwerk geplant. Die Anlage wird als hochflexible H ₂ -ready Gasturbine mit einer Leistung von 350 MW ausgelegt und soll Ende der 2020er Jahre den Betrieb aufnehmen. Der Realisierungszeitpunkt ist von den genauen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen abhängig (Kraftwerksstrategie der Bundesregierung).

Dezentrale Wärme- und Energielösungen

Um die bestehenden Wärmelieferverträge der LEAG fortzusetzen, auszubauen und zu dekarbonisieren werden in Abhängigkeit vom Bedarf der jeweiligen Kommunen sowohl zentrale als auch dezentrale Wärmelösungen geprüft. Dies schließt als dezentrales Wärmekonzept die Kooperation mit Kommunen bei der Errichtung einer Seewasser-Thermie-Anlage sowie Wärmepumpen- und Erdwärmelösungen im mittleren und großen Maßstab ein. LEAG prüft darüber hinaus die Möglichkeit, die geologisch geschaffene Tagebaustruktur für eine energetische Nachnutzung zu erschließen.

Grüne Wasserstofferzeugung bzw. -derivate

Die LE-K plant die Errichtung von ca. 500 MW Elektrolyseleistung bis zum Jahr 2030 zur Erzeugung von grünem Wasserstoff. Dieser soll direkt oder indirekt in verschiedenen Sektoren, insbesondere der Mobilität (z.B. ÖPNV-Mobilitätsprojekte mit der Stadt Cottbus sowie den Landkreisen Spree-Neiße und Dahme-Spree), dem Luftverkehr (Flughafenstandorte Halle/Leipzig und Dresden) und der Industrie (Technologiepark Brehna-Sandersdorf) zum Einsatz kommen. Dabei sind sowohl kleine Elektrolyseleistungen von 1 bis 10 MW als auch Großelektrolyseure mit Leistungen von 50 bis 200 MW, einschließlich innovativer Ansätze, vorgesehen. Zu Letzterem zählt beispielsweise ein Großelektrolyseur innerhalb des Verbundprojektes "green bridge", der zusammen mit der Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH in Mitteldeutschland entwickelt wird.

MCR Engineering Lausitz

Im Geschäftsfeld MCR Lausitz baut die LE-B die Vermarktung der Leistungen der Hauptwerkstatt für externe Kunden unter der Marke "MCR Engineering Lausitz" aus. Die einzelnen Geschäftsfeldsegmente der MCR Engineering Lausitz GmbH setzen sich aus der Schienenfahrzeuginstandsetzung, den Maschinen- und Stahlbauleistungen, den Anlagen- und Industrieservices sowie dem Service an Windenergieanlagen zusammen.

Das Geschäft mit Drittkunden, insbesondere im Schienenfahrzeugsektor, leistet bereits einen positiven Beitrag zum Geschäftsergebnis. Durch die Inbetriebnahme des additiven Laseraufschweißzentrums konnten Drittaufträge vor allem aus dem Bereich Kiese und Erden sowie der Siliziumherstellung realisiert werden.

SERO GmbH

Gegenstand des Unternehmens ist die Errichtung und der Betrieb eines Sekundär-Rohstoff-Zentrums, die Erbringung von Leistungen im Bereich der Kreislaufwirtschaft, insbesondere Rückbau, Herstellung, Vermarktung von und Handel mit Sekundär- und Begleitrohstoffen sowie die Entsorgung von Abfällen. Der Fokus liegt auf dem Stoffstrom mineralischer Abfälle mit dem Ziel, zertifizierte Sekundär-Rohstoffe zu vermarkten, erweitert um den Stoffstrom Aschen und Schlamm zur Aufbereitung vor Deponierung.

Steuerungsgrößen

Die Steuerung erfolgt nach den für den Geschäftsverlauf bedeutsamen finanziellen Leistungsindikatoren, wie dem Ergebnis nach Steuern, und wichtigen nichtfinanziellen Leistungsindikatoren, wie der Kohleförderung, der erzeugten Strommenge, der Verfügbarkeit der Kraftwerke, der Anzahl der Mitarbeiter in Full Time Equivalent (FTE) und der Anzahl der Arbeitsunfälle mit einer Ausfallzeit pro einer Million Arbeitsstunden.

Im Hinblick auf die Erläuterungen zu dem Ergebnis nach Steuern und den weiteren Kennzahlen des Geschäftsjahres 2023, speziell auch im Zusammenhang mit der rückläufigen Strommarkt- bzw. CO ₂ -Emissionspreisentwicklung gegenüber dem Jahr 2022, wird auf die Ausführungen in den diesbezüglichen Abschnitten im Lagebericht verwiesen.

Forschung und Entwicklung

Rekultivierung und Naturschutzmanagement

Die in der hergestellten Bergbaufolgelandschaft etablierten Beobachtungs-, Untersuchungs- und Forschungsflächen im Lausitzer Revier dienen der Nachweissicherung für die künftigen Flächenpotentiale. Die gesetzten Initiale zeigen über die Flächenbegleitung die Entwicklung einer nachhaltigen und wirtschaftlichen Folgenutzung auf. Mit den regionalen wissenschaftlichen Einrichtungen werden praxisnahe Anwendungen und Monitoring-Aktivitäten zu den unterschiedlichen Fragestellungen, wie zur Ertragssicherheit, Wirtschaftlichkeit, Mehrfachnutzung, Flächenerschließung und Bewirtschaftungsfähigkeit, vereinbart.

Bei der Herstellung von landwirtschaftlichen Nutzflächen wird an den Ansätzen zur Optimierung von Meliorationstiefen, zum Gefügeaufbau, der Bodenentwicklung, der Vermeidung von Bodenerosionen sowie zu Möglichkeiten des Anbaues von Sonderkulturen gearbeitet. Eine Option für die jungen Agrarstandorte bieten die Etablierung alternativer, stresstoleranter Sonderkulturen mit erhöhten Wertschöpfungspotentialen. Mit Blick auf die energetischen Nutzungspotentiale von landwirtschaftlichen Flächen wurde mit der konzeptionellen Variantenbearbeitung von Mehrfachnutzungen zwischen Kulturanbau und Agriphotovoltaik gestartet.

Die im Tagebau Welzow-Süd angelegte Kurzumtriebsplantage mit einem Robinienbestand dient der Gewinnung von Biomasse. Wissenschaftlich wurden die Themen der Sortenauswahl, der Ertragsfähigkeit, der praxisrelevanten Erntemöglichkeiten sowie der landwirtschaftlichen Flächennutzung mit Robinien begleitet.

Wasserwirtschaft

Im Jahr 2022 gestaltete sich die Situation der Niederschläge wie in den Trockenjahren 2018 bis 2020, sodass es aus hydrologischer Sicht keine Entspannung hinsichtlich der niedrigen Abflüsse in den Vorflutern gab. Das Jahr 2023 begann vergleichsweise niederschlagsreich, jedoch entwickelten sich die Niederschläge in den Monaten Mai bis September, mit Ausnahme des Augusts, zum Teil deutlich unterdurchschnittlich. Sehr hohe Niederschläge im Oktober und November führen aufgrund der Trockenheit der vergangenen Jahre noch nicht dazu, dass die Dürre im Gesamtboden bis 1,8 m Tiefe beendet wurde.

Die Abflüsse der Hauptvorfluter im Lausitzer Revier bewegten sich je nach Abschnitt vorrangig im Bereich von mittlerem Niedrigwasser, zeitweise auch von mittleren Abflüssen. Die kontinuierliche Einleitung von Sümpfungswasser durch die LE-B trug weiterhin zur Stabilisierung des Abflussverhältnisses insbesondere der Spree bei.

Bodenmechanik

Mit dem Ziel der Steigerung der Energieeffizienz bei der Rütteldruckverdichtung (RDV) konnte die LEAG gemeinsam mit Forschungspartnern erhebliche Fortschritte erzielen.

Basierend auf den Untersuchungen der Vorjahre zur Dauerstandsicherheit von flachwelligen Innenkippenbereichen wurde das reguläre Planungstool für künftige Planungen von Bergbaufolgelandschaften angepasst. Gegenwärtig und in den kommenden Jahren laufen die Erkundungsmaßnahmen in den rückwärtigen Kippenbereichen der aktiven Tagebaue zur Untermauerung der bodenmechanischen Kennwertansätze.

Forschungsprojekte Kraftwerksbereich

Das Forschungsvorhaben VeRa (Vorhersage von Verschmutzungen bis zum kalten Ende des Rauchgasweges), welches im Jahr 2021 gestartet wurde, ist weiter in Bearbeitung und wird planmäßig bis zum Jahr 2025 fortgesetzt. Die Projektpartner werden sich an den geplanten Projektkosten in Höhe eines mittleren einstelligen Millionen-Euro-Betrages beteiligen. Ziel dieses Projektes ist es, die Bildungsmechanismen von Verschmutzungen im Detail zu verstehen und deren Auftreten durch eine softwaregestützte Vorhersage zu minimieren.

Wirtschaftliches Umfeld

Die LEAG agierte im Jahr 2023 in einem Markt- und Wettbewerbsumfeld, welches zwar weiterhin durch die Folgen des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine und dessen energiepolitische, konjunkturelle und regulatorische Einflüssen bestimmt, aber nicht mehr so stark von diesen geprägt war wie noch im Jahr 2022.

Durch politische Eingriffe (vgl. u.a. Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz) und die Schaffung neuer Gasbezugswege (z.B. neue Lieferverträge und den Bau von LNG-Terminals) konnte die allgemeine Versorgungslage - trotz der Abschaltung der letzten Atomkraftwerke - verbessert und das Strompreisniveau sowie die Volatilität an den Energiemärkten deutlich reduziert werden. Die anhaltend schwache Konjunktur hat dazu ebenfalls einen Beitrag geleistet.

In diesem Zusammenhang waren bereits ab Januar 2023 rückläufige Strompreise an den Märkten zu verzeichnen, die dazu führten, dass das Jahr 2022 noch omnipräsente Risiko hoher Sicherheitsleistungen im Zuge der Börsen- und OTC-Vermarktung im Jahr 2023 für die Gesellschaft keine Relevanz entfaltete. Neben dieser marktlichen Entwicklung hat die LEAG selbst durch geeignete Vereinbarungen mit Handelspartnern und internationalen Banken vertragliche Lösungen abgeschlossen, die das Margining-Risiko auf der Strom- und CO ₂ -Seite weitestgehend minimierten.

Die Inflationsrate in Deutschland hat sich im Laufe des Jahres 2023 kontinuierlich abgeschwächt und im November 2023 einen Wert von 3,2 % und damit den niedrigsten Wert seit Juni 2021 (+2,4 %) erreicht. Auch wenn die Inflationsrate aufgrund eines Sondereffekts im Dezember 2023 nochmals angestiegen ist, manifestiert sich damit ein kontinuierlich sinkender Trend. Ursächlich für den Rückgang waren insbesondere günstigere Energieprodukte, die in der Folge auch günstigerer Verbraucherpreise begründeten.

Zu den maßgeblich wirkenden Faktoren des deutsch-europäischen Energiemarktumfeldes zählten im Jahr 2023 neben der Strombedarfsdeckung erneut die langfristige Transformation des Energiesystems, die Entwicklung der Erzeugungskapazitäten und die Einspeisung aus erneuerbaren Quellen sowie die Verfügbarkeit konventioneller Erzeugungskapazitäten.

Auf nationaler Ebene hat der Gesetzgeber darüber hinaus entschieden, den Anwendungszeitraum für das Strompreisbremsengesetz und die damit einhergehende Abführung von Gewinnen, die oberhalb eines gestatteten Erlöses liegen, nicht über den 30. Juni 2023 hinaus zu verlängern. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt läuft die Prüfung der Ergebnisse für die beiden Abschöpfungsperioden Dezember 2022 bis März 2023 sowie April bis Juni 2023.

Auch wenn sich die wesentlichen Ergebnistreiber - i. W. die Strompreise - im Laufe des Jahres 2023 einer rückläufigen Entwicklung ausgesetzt sahen, konnte die LEAG aufgrund abgeschlossener Termingeschäfte das Jahresergebnis im Vergleich zum Jahr 2022 steigern.

Der durchschnittliche Day-Ahead-Strompreis im Jahr 2023 betrug 95,18 €/MWh und blieb damit deutlich unterhalb des Vorjahreswertes (235,45 €/MWh), aber auch unterhalb des Niveaus aus dem Jahr 2021 (96,85 €/MWh).

Daneben sanken auch die Preise für Emissionszertifikate (EUA) im Jahr 2023, gleichwohl diese Entwicklung geringer ausgeprägt war. Die Preise variierten im Jahresverlauf zwischen 97,04 €/t in der Spitze und 66,33 €/t im Minimum, wobei im Jahresmittel ein Preis von 83,48 €/t zu verzeichnen war. Zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2023 betrug der Preis 77,25 €/t (Vorjahr 80,76 €/t).

Im Regelenergiemarkt sind die Preise dem Trend der allgemeinen Entwicklung folgend ebenso gesunken.

Laut Bundesnetzagentur reduzierte sich in Deutschland sowohl die (Netto-)Stromerzeugung (448,5 TWh, -9,1 %) als auch die Netzlast (456,8 TWh, -5,3 %) im Jahr 2023 im Vergleich zu 2022.

Die Erneuerbaren Energien leisteten bezogen auf die Nettostromerzeugung einen Beitrag von 251,2 TWh und damit 7,5 % mehr als im Vorjahr. Insbesondere der Anteil von Windenergieanlagen an Land stieg im Vergleich zum Vorjahr an (+18,0 %) und kompensierte damit auch die geringere Erzeugung aus Offshore-Windkraftanlagen.

Als Konsequenz aus gesunkener Stromnachfrage bei zugleich höherer Einspeisung aus Erneuerbaren Energien reduzierte sich der Anteil der konventionellen Energieträger an der gesamten Nettostromerzeugung um 24,0 % auf 197,2 TWh. Die größte Veränderung zeigt sich in diesem Zusammenhang bei der Kernenergie, da nach den bereits erfolgten Abschaltungen Ende 2021 schlussendlich am 15. April 2023 die letzte Anlage vom Netz genommen wurde. Gleichzeitig erhöhte sich die Erzeugung aus Erdgas infolge der rückläufigen Erdgaspreise um 31,3 % gegenüber dem Vorjahr. Demnach setzen sich Gaskraftwerke in der Einsatzreihenfolge (sogenannte "Merit-Order") verstärkt vor Steinkohlekraftwerke, deren Erzeugung sich um 36,8 % gegenüber dem Vorjahr verringerte. Weniger stark reduzierte sich die Erzeugung aus Braunkohle, und zwar im Vergleich zum Vorjahr um 24,8 %.

Erstmals seit 2002 war Deutschland im Jahr 2023 kein Nettostromexporteur, sondern -importeur. Dies ist insbesondere auf die um 63,0 % gestiegenen Stromimporte (54,1 TWh) zurückzuführen, bei gleichzeitig um 24,7 % gesunkenen Stromexporten (42,4 TWh).

Im Jahresverlauf 2023 wurden durch die LE-K für Folgezeiträume Stromterminmarktgeschäfte abgeschlossen und insbesondere das Jahr 2024 zu attraktiven Preisen weitestgehend abgesichert. Hierbei profitierte die Gesellschaft von einem erneut gewachsenen Portfolio an OTC-Partnern mit EFET-Verträgen, die zum weit überwiegenden Anteil eine Absicherung ohne Margin-Verpflichtungen ermöglicht haben.

Das am 12. Dezember 2019 in Kraft getretene Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) zur CO ₂ -Bepreisung für die Bereiche Wärme und Verkehr führt zu einer Bepreisung dieser CO ₂ -Emissionen, soweit diese nicht vom EU-Emissionshandel erfasst sind. Bund und Länder einigten sich darauf, den CO ₂ -Preis ab Januar 2021 auf 25 €/t festzulegen. Kurz vor dem Jahresende 2023 hat die Bundesregierung entschieden, 2024 nun 45 €/t CO ₂ abzurechnen und 2025 bereits 55 €/t. Dies führt zu einer weiteren deutlichen Belastung der deutschen Kunden im Hausbrandbereich sowie der Industrie mit Anlagen bis 20 MW.

Politische Rahmenbedingungen

Die im "Kohleverstromungsbeendigungsgesetz" (KVBG) für den 15. August 2022 vorgesehene Evaluierung der Voraussetzungen für den Ausstieg aus der Kohleverstromung bereits bis 2030 hat sich weiter verzögert. Ein konkretes Veröffentlichungsdatum im Jahr 2024 hat die Bundesregierung bis Ende des Jahres 2023 nicht bekanntgegeben.

Mit der Entlassung von Bundesfinanzminister Lindner am 6. November 2024 zerbrach die bisherige Ampelkoalition. Bundeskanzler Scholz wird voraussichtlich am 16. Dezember 2024 im Bundestag die Vertrauensfrage stellen. Im Falle eines Misstrauensvotums wird Bundespräsident Steinmeier nach heutigem Stand spätestens Anfang Januar 2025 den Bundestag vorzeitig auflösen und Neuwahlen - voraussichtlich am 23. Februar 2025 - festsetzen. Durch den Verlust der parlamentarischen Mehrheit kann die verbleibende Regierungskoalition aus eigener Kraft keine Gesetze mehr durch den Bundestag verabschieden lassen, sondern ist auf die Unterstützung der Opposition angewiesen. Energiepolitisch betroffen sind davon u.a. die nationale Umsetzung der Europäischen Erneuerbaren Richtlinie III (RED III) und das bereits in Grundzügen konsultiere Kraftwerkssicherheitsgesetz als legislative Grundlage für die Ausschreibung neuer regelbarer (auf Wasserstoff umrüstbare) Gaskraftwerke. Ob die Opposition die noch im Legislativverfahren befindlichen Gesetze und Verordnungen unterstützt, ist derzeit offen; es mehren sich jedoch die Signale, dass diese Verfahren vor der vorgezogenen Bundestagswahl Anfang 2025 nicht mehr abgeschlossen werden können. Sollten die Gesetzgebungsverfahren erst in der kommenden Legislaturperiode abgeschlossen werden können, wird sich dies zwangsläufig u.a. auch verzögernd auf mögliche Investitionen in neue gesicherte Kraftwerkskapazitäten auswirken, da deren geplante Ausschreibungen ebenfalls mangels Rechtsgrundlage später als von der Bundesregierung derzeit geplant durchgeführt werden können.

Die Bewältigung der durch den russischen Angriffskrieg in der Ukraine bedingten europäischen Energiekrise nahm auch im Jahr 2023 einen breiten Raum in der energiepolitischen Debatte in Deutschland ein. Auf der Grundlage des bereits im Jahr 2022 verabschiedeten "Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes" zur kurzfristigen Einsparung von Erdgas bei der Verstromung hat die Bundesregierung durch eine Änderung der "Versorgungsreserveabrufverordnung" entschieden, dass die beiden LE-K Kraftwerksblöcke Jänschwalde E und F - wie bereits im Jahr 2022 - ab dem 11. Oktober 2023 bis zum 31. März 2024 wieder in den Markt zurückkehren dürfen.

Die europäische Notfallverordnung (EU) 2022/1854 wurde in Deutschland mit dem "Gesetz zur Einführung von Preisbremsen für leitungsgebundenes Erdgas und Wärme und zur Änderung weiterer Vorschriften" vom 20. Dezember 2022 (StromPBG) umgesetzt. Durch das Gesetz wurden Obergrenzen für Markterlöse in der Stromerzeugung u.a. aus Braunkohle gesetzt. Erlöse, die diese gesetzlich fixierte Obergrenze überschreiten, wurden ab dem 1. Dezember 2022 technologiespezifisch abgeschöpft. Die Laufzeit der Abschöpfung endete zum 30. Juni 2023. Die LEAG ist von der Gewinnabschöpfung betroffen und überzeugt, dass das StromPBG den Vorgaben der Finanzverfassung nicht entspricht und hat entsprechende Rechtsmittel eingelegt.

Durch das am 22. Dezember 2023 verabschiedete "Haushaltsfinanzierungsgesetz" wurde das "Brennstoffemissionshandelsgesetz" dahingehend geändert, dass die bislang geltende Anhebung des Festpreises zum 01. Januar 2024 von 30,00 € pro Zertifikat auf 45,00 € pro Zertifikat erhöht wird. Dies führt zu entsprechenden finanziellen Mehrbelastungen für die Kohleprodukte der Veredelung sowie für Abfall-Brennstoffe.

Mit der Novelle des "Energiewirtschaftsgesetzes" vom 10. November 2023 hat der Gesetzgeber die Grundlagen für die Planung und Errichtung eines Wasserstoff-Kernnetzes geschaffen. Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) sind hiernach verpflichtet, einen gemeinsamen Antrag für das Wasserstoff-Kernnetz der Bundesnetzagentur zur Genehmigung vorzulegen. Die Konsultation eines Zwischenentwurfs der FNB startete am 15. November 2023; mit einer finalen Entscheidung der Bundesnetzagentur ist frühestens Ende des ersten Halbjahres 2024 zu rechnen. Im ersten Halbjahr 2024 wird das Ausschreibungsdesign für neue gesicherte Leistung (sog. "EEG-Osterpaket" und sog. "Kraftwerksstrategie") erwartet.

Mit dem "Wärmeplanungsgesetz" vom 29. Dezember 2023 hat der Gesetzgeber die Grundlage für die bis zum Jahr 2045 zu erfolgende vollständige Umstellung der Wärmeversorgung über Wärmenetze auf Erneuerbare Energien und unvermeidbare Abwärme sowie für eine verbindliche flächendeckende Wärmeplanungspflicht der Kommunen in Deutschland geschaffen. Die sukzessive Dekarbonisierung der netzgeführten Wärmeversorgung hat auch Auswirkungen auf die kommunalen Wärmelieferverträge sowie die Wärmestrategie der LEAG.

Durch die am 20. November 2023 in Kraft getretene Novelle der europäischen "Erneuerbare-Energien-Richtlinie" (sog. "RED III") wurde das verbindliche EU-Ziel für den Anteil Erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch bis 2030 von 32 % auf 42,5 % angehoben sowie Regelungen zur Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren für den Ausbau von Erneuerbaren Energien, Energiespeichern und Netzen verabschiedet. Die Richtlinie muss durch die Mitgliedstaaten bis spätestens zum 21. Mai 2025 in nationales Recht umgesetzt werden.

Anpassung der Vorsorgevereinbarungen Brandenburg und Sachsen aus dem Jahr 2021

Der Abschluss des öffentlich-rechtlichen-Vertrages (örV) zur Reduzierung und Beendigung der Braunkohlenverstromung in Deutschland mit der Bundesrepublik Deutschland regelt unter anderem die Modalitäten der Entschädigungszahlungen an LE-K und deren Einbringung in die Vorsorgegesellschaften LEVEB und LEVES der LE-B. Daraus und infolge der angepassten Revierplanung wurde am 2. September 2021 eine an das KVBG, den örV und die neue Revierplanung angepasste Vorsorgevereinbarung mit dem Land Brandenburg abgeschlossen. Gemäß dieser angepassten Vorsorgevereinbarung wurde am 28. November 2023 eine weitere Einzahlung der LE-B in die Vorsorgegesellschaft LEVEB getätigt.

Auch mit dem Freistaat Sachsen wurde am 30. Juni 2021 eine an das KVBG, den örV und die neue Revierplanung angepasste Vorsorgevereinbarung abgeschlossen und gemäß dieser am 31. Dezember 2023 eine weitere Einzahlung der LE-B in die Vorsorgegesellschaft LEVES getätigt.

Wettbewerbsumfeld

Nachdem das Jahr 2022 durch den Angriff Russlands auf die Ukraine durch außergewöhnlich hohe Commodity-Preise und eine extreme Unsicherheit bei den Marktteilnehmern geprägt gewesen war, hat sich das Marktpreisniveau im Laufe des Jahres 2023 deutlich zurückgebildet und die Volatilität ist spürbar gesunken. Hintergrund hierfür war im gesamten Jahr 2023 die gute Versorgungslage, u.a. hervorgerufen durch ein weiterhin konjunkturbedingt niedriges Nachfrageniveau, neue LNG-Terminals sowie den Aufruf im Rahmen der Versorgungsreserve und dadurch ausbleibende Engpässe. Als Folge dieser Entwicklung hat sich auch die Inflationsrate rückläufig entwickelt, da die Verbraucherpreise in vielen Bereichen unmittelbar von den Energiekosten für die Produktion abhängen. Auch wenn diese Entwicklung volkswirtschaftlich tendenziell als positiv zu bewerten ist, ist in Deutschland eine schwache konjunkturelle Situation zu verzeichnen, was sich unter anderem auch in der Stromnachfrage zeigt. Mit der Stilllegung der verbliebenen Kernkraftwerke Ende April 2023 sind die gesicherten Grundlastkapazitäten in Deutschland weiter gesunken und haben die Wettbewerbsposition der LEAG gestärkt.

Im Zuge der rückläufigen Strompreise und somit gesunkenen Anforderungen für Sicherheitszahlungen ist auch das Risiko von Liquiditätsengpässen bei den Marktteilnehmern wieder auf ein Normalmaß gesunken.

Unverändert werden darüber hinaus der normierte Ausstiegspfad für die Braun- und Steinkohleanlagen und der weiter forcierte Ausbau der Erneuerbaren Energien den Strommix und die Wettbewerberstruktur in Deutschland nachhaltig verändern. Die Zukunft des Energiesektors wird künftig durch Strom aus Erneuerbaren Energiequellen in Kombination - abhängig von den noch zu definierenden Rahmenbedingungen der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung - mit emissionsarmen BackUp - und Speichertechnologien bestimmt werden. Ebenso wird das Bestreben zur Reduzierung der bisherigen Abhängigkeit in der Gasversorgung das Handeln der Entscheidungsträger leiten.

Die Wettbewerber reagieren mit unterschiedlichen Strategien auf diese Herausforderungen, u.a. durch starke Konzentration der Geschäftstätigkeit auf zukunftsfähige Marktsegmente, Kostensenkungsprogramme, Abspaltungen/Ausgründungen von Geschäftsfeldern und nachfolgende Verkäufe bzw. Asset-Swaps.

Umweltschutz

Die LEAG dokumentiert ihr hohes Verantwortungsbewusstsein für den Umweltschutz durch den Einsatz von modernen, effizienten und umweltfreundlichen Technologien.

Die LEAG hat durch ein externes Re-Zertifizierungsaudit im Jahr 2023 nachgewiesen, dass die Anforderungen der internationalen Managementsystemnormen DIN EN ISO 14001 und DIN EN ISO 50001 vollständig erfüllt sind. Das Zertifikat ist bis zum 30. Juli 2026 gültig. Die erneute Re-Zertifizierung ist für 2026 vorgesehen.

Die Geschäftstätigkeit der LEAG - insbesondere das Geschäftsfeld Bergbau - bedeutet einen stetigen Eingriff in die Natur und hat zum Teil großen Einfluss auf verschiedenste Schutzgüter. Die gesellschaftliche Akzeptanz der Tätigkeiten der LEAG ist nur durch einen umweltverträglichen Bergbau und geeignete Minderungsmaßnahmen zu erreichen. Daher ist es ein wesentliches Ziel der LEAG, die Beeinträchtigungen im Umfeld der Tagebaue für die Menschen und die Natur auf ein Minimum zu beschränken.

Um bergrechtliche Betriebspläne zulassungsfähig zu erstellen, ist insbesondere im Immissionsschutz der gutachterliche Nachweis des Standes der Technik der maßgeblichen Großgeräte und Förderanlagen notwendig. Die Reduzierung der Geräusch- und Staubimmissionen im Umfeld der Tagebaue und Anlagen ist hier zentrales Anliegen des Umweltschutzes. Umfangreiche Gutachten untermauern die Möglichkeit einer umweltverträglichen Gewinnung des einheimischen Energieträgers Braunkohle. Mit dem eingeleiteten Transformationsprozess stellt sich die LEAG den klimapolitischen Herausforderungen unserer Zeit.

Dem Besorgnisgrundsatz beim Umgang mit wassergefährdenden Stoffen wird durch entsprechende Anlagen- und Sicherungskonzepte Rechnung getragen.

Im Geschäftsfeld Kraftwerke stellt sich die LEAG den Anforderungen an einen flexibleren Einsatz ihrer Anlagen unter den Bedingungen der verstärkten Stromeinspeisung aus Erneuerbaren Energiequellen. Gleichzeitig wurde der Kraftwerkspark mit effektiverer Rauchgasreinigungstechnik zur Stickoxidminderung mit Harnstoffdosierung im Kraftwerk Boxberg Werk III ausgestattet.

Die luftseitigen Emissionsgrenzwerte werden durch kontinuierliche Emissionsmessungen bzw. durch periodische Messungen überwacht. Die kontinuierlich überwachten Emissionswerte sind jederzeit online durch die Überwachungsbehörden einsehbar und unterliegen einer genauen Bewertung hinsichtlich der vorgegebenen Grenzwerte. Die periodischen Messungen werden durch bekannt gegebene Messinstitute durchgeführt und die Berichte an die Überwachungsbehörden übermittelt. Veröffentlichungspflichten entsprechend den gesetzlichen Anforderungen werden durchgeführt.

Abfälle und Sekundärbrennstoffe werden entsprechend den geltenden Genehmigungen und unter Einhaltung der festgelegten Grenzwerte mitverbrannt. Alle Kraftwerke, in denen eine Mitverbrennung stattfindet, sind als Entsorgungsfachbetrieb zertifiziert.

Durch Kreislauf- und Mehrfachnutzung des Brauchwassers in den Kraftwerken lag der durchschnittliche spezifische Wasserbedarf auch im Jahr 2023 wieder unter dem europäischen Niveau für Kühlsysteme.

Im Bereich der Abfallwirtschaft werden die Entsorgungssicherheit und die rechtskonforme Durchführung der Entsorgungsleistungen gewährleistet. Im Vordergrund der Abfallwirtschaft steht primär der Gedanke der Abfallvermeidung, erst dann der der Abfallverwertung bzw. -beseitigung. Die elektronische Führung abfallrechtlicher Nachweise erfolgte vollumfänglich.

Mit der Erfüllung aller umweltrelevanten Anforderungen an den Bergbaubetrieb und den Betrieb der Kraftwerksanlagen wird die LEAG ihrer Verantwortung gegenüber der Umwelt und der Gesellschaft gerecht.

Lage des Konzerns

Geschäftsverlauf

Im Berichtzeitraum 2023 wurden 41,7 Mio. t (Vorjahr: 48,5 Mio. t) Rohbraunkohle gefördert. Ursächlich für diesen Mengenrückgang im Vergleich zum Energiekrisen-Jahr 2022 war die allgemeine Beruhigung an den Commodity-Märkten und die gute Versorgungslage infolge der Maßnahmen zur Steigerung des Angebots. Dieser Effekt wurde durch die milden Witterungsbedingungen und die schwache Konjunktur insbesondere in Deutschland verstärkt. Die geplante Menge in Höhe von 59,3 Mio. t wurde signifikant unterschritten.

Aufgrund deutlich unter den Erwartungen liegender Strompreise und des sich daraus ergebenden geringeren Kraftwerkseinsatzes bei der LE-K wurde die geplante Kohlefördermenge im Jahr 2023 nicht erreicht.

Zur Stromerzeugung in den Lausitzer Kraftwerken der LE-K wurden 38,2 Mio. t Rohbraunkohle eingesetzt. Der Veredlungsbetrieb Schwarze Pumpe der LE-B verarbeitete 3,5 Mio. t Rohbraunkohle zu Briketts und Braunkohlenstaub.

Braunkohlebriketts

Der Absatz von Braunkohlenbriketts betrug für das Geschäftsjahr 2023 712 kt (Vorjahr: 738 kt), davon 421 kt (Vorjahr: 382 kt) verpackte und 291 kt (Vorjahr: 356 kt) lose Ware. Nach dem Rekordjahr 2022 entwickelte sich der Absatz 2023 deutlich rückläufig. Hintergrund ist im Privatkundensegment vor allem, dass sich Endkunden und Händler in Befürchtung einer Energie- und Gasmangellage bereits 2022 verstärkt mit Ware eingedeckt hatten. Zusätzlich war die Winterwitterung deutlich milder als der langjährige Mittelwert.

Braunkohlenstaub

Der Braunkohlenstaubabsatz lag für das Geschäftsjahr 2023 bei 1.075 kt (Vorjahr: 1.228 kt).

Der Industriemarkt zeigte 2023 deutliche Absatzrückgänge gegenüber 2022. Die Wirtschaft, insbesondere die Baubranche, befindet sich in einer Rezession, und Bauprojekte gingen auch aufgrund steigender Preise und Zinsen deutlich zurück.

Stromerzeugung und -vermarktung

Am 31. Dezember 2023 betrug die installierte Kraftwerksleistung der Braunkohle- und Gaskraftwerke der LEAG 8.745 MW (Vorjahr: 8.433 MW). Davon wurden 500 MW zum 1. Oktober 2018 und weitere 500 MW zum 1. Oktober 2019 in die Sicherheitsbereitschaft überführt und dem Strommarkt entzogen. Die Blöcke E und F des Kraftwerkes Jänschwalde sind im Rahmen der Verordnung zum Abruf der Versorgungsreserve ab Oktober 2022 schrittweise wieder ans Netz gegangen. Neu enthalten ist die Kapazität vom Gaskraftwerk Leipheim (Bruttoleistung 312 MW). Nicht enthalten ist der Batteriespeicher in Schwarze Pumpe. Der Speicher verfügt über eine nutzbare Kapazität von 54 Megawattstunden und ist kein Energieerzeuger. Die installierte Leistung aus Photovoltaikanlagen beträgt 37 MW (Vorjahr: 15 MW).

Während die Nachfrage nach Braunkohlestrom im Jahr 2023 noch ein hohes Niveau aufwies, blieben die Erzeugungsmengen hinter dem Vorjahresniveau zurück. Ursächlich für diesen Mengenrückgang im Vergleich zum Energiekrisen-Jahr 2022 war die allgemeine Beruhigung an den Commodity-Märkten und die gute Versorgungslage infolge der Maßnahmen zur Steigerung des Angebots. Dieser Effekt wurde durch die milden Witterungsbedingungen und die schwache Konjunktur insbesondere in Deutschland verstärkt.

Die eigenen Braunkohlekraftwerke (exklusive der Blöcke in Sicherheitsbereitschaft) erreichten eine Arbeitsverfügbarkeit von 80,9 % (Vorjahr: 85,6 %). Die Arbeitsausnutzung betrug 57,0 % (Vorjahr: 77,1 %).

Durch die Mitverbrennung in den Kraftwerken von LE-K wurden 628,2 kt (Vorjahr: 802,7 kt) Sekundärbrennstoffe thermisch verwertet.

Die Stromvermarktung und die Beschaffung von CO ₂ -Emissionszertifikaten für die Braunkohlekraftwerke der LE-K erfolgt eigenständig durch die LE-K innerhalb festgelegter Mandate am Terminmarkt. Restmengen werden über den Spothandel vermarktet. Auch im Jahr 2023 war die EP Commodities a.s. (EPC) auf der Basis eines Dienstleistungsvertrages für die kurzfristige Optimierung des Portfolios im Rahmen von Day-Ahead- und Intraday-Geschäften zuständig.

Die Erlössituation ist maßgeblich von der Entwicklung der Strompreise an den Strombörsen abhängig.

Im Jahresverlauf 2023 wurden durch die LEAG für die Folgezeiträume Stromterminmarktgeschäfte abgeschlossen.

Das Stromaufkommen belief sich auf insgesamt 51.906 GWh, (Vorjahr: 53.368 GWh). Davon entfielen 36.193 GWh (Vorjahr: 45.780 GWh) auf die Eigenerzeugung in den Braunkohlekraftwerken und den Gasturbinenkraftwerken. Der Anteil der Eigenerzeugung am Stromaufkommen lag bei 69,68 %, (Vorjahr: 85,89 %). Aufgrund der deutlich unter den Erwartungen liegenden Strompreise des Jahres 2023 konnte die prognostizierte Stromerzeugung nicht erreicht werden.

Die Strombezüge betrugen 15.629 GWh und liegen somit über denen des Vorjahres (7.588 GWh).

Der Stromabsatz von Januar bis Dezember 2023 belief sich auf 37.159 GWh (Vorjahr: 52.165 GWh).

Die Lieferungen von Prozessdampf und Fernwärme betrugen von Januar bis Dezember 2023 1.378 GWh _th (Vorjahr: 1.982 GWh _th ). Davon entfielen 75,1 % auf Lieferungen an Stadtwerke (Vorjahr: 86,4 %).

Ertragslage

Durch konsequente und kontinuierliche Hedging-Aktivitäten konnte der weit überwiegende Teil der Positionen für das Jahr 2024 zu attraktiven Preisen geschlossen und das Ergebnis entsprechend abgesichert werden. Geringere Aufwendungen für Strombezüge haben ebenfalls wesentlich zu dem positiven Ergebnis beigetragen.

Die offenen Positionen konnten hingegen nicht zu den geplanten Preisen vermarktet werden, da die Strompreise im Laufe des Jahres 2023, anders als erwartet, deutlich geringer ausfielen. Infolgedessen lag das Ergebnis nach Steuern unter dem für 2023 prognostizierten Wert.

Das Jahresergebnis nach Steuern beläuft sich auf 2.135,9 Mio. € (Vorjahr: 430,5 Mio. €)

	01.01. - 31.12.2023 Mio. €	01.01. - 31.12.2022 Mio. €
Umsatzerlöse und Erträge	11.625,6	9.488,4
Operative Aufwendungen	-8.968,4	-8.809,6
Finanzergebnis	60,0	-252,2
Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	-17,1	4,7
Steuern vom Einkommen und Ertrag	-564,2	-0,8
Ergebnis nach Steuern	2.135,9	430,5

Die Umsatzerlöse und Erträge betrugen 11.625,6 Mio. € (Vorjahr: 9.488,4 Mio. €). Der Umsatz von insgesamt 10.521,0 Mio. € (Vorjahr: 8.019,9 Mio. €) entfiel mit 9.870,3 Mio. € (Vorjahr: 7.387,1 Mio. €) auf Stromlieferungen und Systemdienstleistungen, mit 367,1 Mio. € (Vorjahr: 254,0 Mio. €) auf Kohleprodukte, mit 39,5 Mio. € (Vorjahr: 65,7 Mio. €) auf Wärmelieferungen sowie mit 244,1 Mio. € (Vorjahr: 313,1 Mio. €) auf Nebenprodukte und sonstige Erlöse.

Die Inanspruchnahme der in Vorjahren gebildeten Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften führte im Berichtsjahr zu einer Aufwandsentlastung. Infolge des steuerlichen Passivierungsverbots für Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften stellt sich ein gegenüber dem handelsrechtlichen Ergebnis niedrigeres zu versteuerndes Einkommen ein.

Den Umsatzerlösen und Erträgen stehen operative Aufwendungen von 8.968,4 Mio. € (Vorjahr: 8.809,6 Mio. €) gegenüber. Sie beinhalten den Materialaufwand mit 6.384,8 Mio. € (Vorjahr: 7.032,6 Mio. €), den Personalaufwand mit 634,5 Mio. € (Vorjahr: 559,3 Mio. €), Abschreibungen mit 298,7 Mio. € (Vorjahr: 265,6 Mio. €) und sonstige betriebliche Aufwendungen mit 1.650,4 Mio. € (Vorjahr: 952,1 Mio. €).

Der Materialaufwand setzt sich hauptsächlich aus Aufwendungen für CO ₂ -Emissionszertifikate in Höhe von 4.128,1 Mio. € (Vorjahr: 3.946,4 Mio. €) und für Strombezüge in Höhe von 1.474,0 Mio. € (Vorjahr: 2.324,0 Mio. €) zusammen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen in Höhe von 1.650,4 Mio. € (Vorjahr: 952,1 Mio. €) beinhalten hauptsächlich die Zuführung für Rückstellungen aus dem Strompreisbremsengesetz 422,5 Mio. € (Vorjahr: 13,1 Mio. €), Zuführungen für bergbaubedingte Rückstellungen in Höhe von 32,6 Mio. € (Vorjahr: 439,8 Mio. €), Zuführungen für Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften aus dem Stromgeschäft und für CO ₂ -Emissionszertifikate in Höhe von 61,5 Mio. € (Vorjahr: 208,3 Mio. €) und Serviceleistungen in Höhe von 65,0 Mio. € (Vorjahr: 57,5 Mio. €).

Das positive Finanzergebnis von 60,0 Mio. € (Vorjahr: -252,2 Mio. €) ergibt sich hauptsächlich aus Zinserträgen in Höhe von 156,6 Mio. € (Vorjahr: 4,4 Mio. €). Dem standen Zinsaufwendungen für Margining-Darlehen in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 157,0 Mio. €), die Bürgschaftsprovisionen im Zusammenhang mit Kreditlinien in Höhe von 48,5 Mio. € (Vorjahr: 47,2 Mio. €) und aus der Aufzinsung von Rückstellungen in Höhe von 38,2 Mio. € (Vorjahr: 33,6 Mio. €) entgegen.

Vom Jahresüberschuss in Höhe von 2.128,1 Mio. € (Vorjahr: 423,8 Mio. €) sind 425,6 Mio. € (Vorjahr: 83,2 Mio. €) anderen Gesellschaftern zuzuordnen.

Es ergibt sich ein Bilanzergebnis von 2.032,0 Mio. € (Vorjahr: 332,8 Mio. €).

Vermögenslage

Aktiva

	31.12.2023 Mio. €	31.12.2022 Mio. €	Veränderung Mio. €
Anlagevermögen	1.528,9	1.484,0	44,9
Vorabraum	54,0	51,5	2,5
Umlaufvermögen (einschließlich RAP)	9.964,7	8.916,1	1.048,6
	11.547,6	10.451,6	1.096,0
Passiva
Eigenmittel	2.611,8	483,5	2.128,3
Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung	342,0	342,0	0,0
Langfristige Fremdmittel	2.873,6	2.970,7	-97,1
Mittel- und kurzfristige Fremdmittel	5.720,2	6.655,4	-935,2
	11.547,6	10.451,6	1.096,0

Die Übersicht beinhaltet kein Sonderverlustkonto.

Die Bilanzsumme ² hat sich zum Ende des Berichtsjahres gegenüber dem Vorjahr um 1.096,0 Mio. € erhöht.

² Nach Abzug des aktivisch ausgewiesenen Sonderverlustkontos in Höhe von 44,3 Mio. €
(Vorjahr: 47 Mio. €)

Aktiva

Das Anlagevermögen besteht aus immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen in Höhe von 1.416,2 Mio. €. Unter Berücksichtigung von Abschreibungen in Höhe von 298,7 Mio. € und Anlagenabgängen bei Sachanlagen und immateriellen Vermögensgegenständen in Höhe von 7,9 Mio. € haben sich die Buchwerte der Sachanlagen und immateriellen Vermögensgegenstände um 58,8 Mio. € erhöht.

Gegenläufig wurden in Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände im Geschäftsjahr insgesamt 261,7 Mio. € investiert. Schwerpunkte bei den Investitionen bildeten neben dem Bau eines Gaskraftwerkes Maßnahmen zur Errichtung von Entwässerungsanlagen einschließlich der Dichtwände, die Weiterführung der Errichtung des Depots II Jänschwalde und die Ortsumsiedlung Mühlrose. Weiterhin wurde in die Errichtung der Hilfsdampferzeugeranlage und einer Sekundärbrennstoff-Mitverbrennungsanlage am Standort Boxberg sowie in die Umsetzung der BigBattery Oberlauitz investiert. Das gesamte Investitionsvolumen wurde vollständig aus eigenen Mitteln finanziert.

Das Anlagevermögen ist in vollem Umfang durch Eigenmittel und langfristige Fremdmittel gedeckt.

Die Bewertung langfristiger Vermögensgegenstände zum Zeitpunkt der Erstkonsolidierung erfolgte zum beizulegenden Zeitwert.

Für das Geschäftsjahr 2023 lag kein wesentlicher außerplanmäßiger Abschreibungsbedarf vor.

Das Umlaufvermögen einschließlich der Rechnungsabgrenzungsposten erhöhte sich um 1.048,6 Mio. €. Bedingt wurde dies durch den Anstieg der Vorräte um 2.000,3 Mio. €, insbesondere durch den höheren Bestand an CO ₂ -Zertifikaten, sowie den Anstieg der flüssigen Mittel um 1.566,0 Mio. €. Gegenläufig wirken sich die geringeren Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 190,3 Mio. € sowie die geringeren sonstigen Vermögensgegenstände 2.346,9 Mio. € aus.

Passiva

Die Eigenmittel betragen 2.611,8 Mio. €. Sie errechnen sich aus dem Eigenkapital, zuzüglich der anteiligen Einrechnung des Sonderpostens für steuerpflichtige Zuschüsse in Höhe von 70 %, abzüglich des Sonderverlustkontos.

Die Veränderung der langfristigen Fremdmittel ist hauptsächlich auf die Auflösung des Bestands an bergbaubedingten Rückstellungen zurückzuführen. Dies resultiert im Wesentlichen aus den gestiegenen Abzinsungszinssätzen, welche von der Deutschen Bundesbank als Siebenjahresdurchschnitt veröffentlicht werden. Infolge der Durchschnittsberechnung steigen die Abzinsungssätze langsam, aber kontinuierlich und überkompensieren damit die Inflation, welche leicht rückläufig ist. Die Auflösungen der bergbaubedingten Rückstellungen betreffen dabei hauptsächlich die Restraumgestaltung. Der Anteil der langfristigen Fremdmittel ist von 28 % auf 25 % gesunken. Auf der Passivseite stellen die bergbaubedingten Rückstellungen mit 2.561,2 Mio. € (Vorjahr: 2.644,0 Mio. €) den bedeutendsten Posten der langfristigen Fremdmittel dar.

Die mittel- und kurzfristigen Fremdmittel sind von 6.655,4 Mio. € im Vorjahr um 935,2 Mio. € auf 5.720,2 Mio. € im aktuellen Geschäftsjahr gesunken. Der Rückgang resultiert im Wesentlichen aus dem Rückgang der Rückstellungen für die Erfüllung der Abgabeverpflichtung von CO ₂ -Emissionszertifikaten und den gesunkenen Rückstellungen für drohende Verluste.

Weiterhin resultiert der Anstieg der Eigenmittel auf der Passivseite aus dem Jahresüberschuss des Geschäftsjahres.

Finanzlage

Kapitalflussrechnung (Kurzfassung)	01.01. - 31.12.2023 Mio. €	01.01. - 31.12.2022 Mio. €	Veränderung Mio. €
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	1.585,6	1.911,9	-326,3
Cashflow aus der Investitionstätigkeit	-159,4	-241,4	82,0
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit	173,0	-164,9	337,9
Zahlungswirksame Veränderungen des Finanzmittelfonds	1.599,2	1.505,6	93,6
Finanzmittelfonds am Ende der Periode	4.349,4	2.750,2	1.599,2

Der positive Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von 1.585,6 Mio. € (Vorjahr: 1.911,9 Mio. €) resultiert aus dem positiven Periodenergebnis, der Abnahme der sonstigen Aktiva, insbesondere der Forderungen aus Marginzahlungen, sowie aus dem Anstieg der sonstigen Verbindlichkeiten. Dem steht eine Zunahme der Vorräte, insbesondere der CO ₂ -Emissionszertifikate sowie der Rückgang der Rückstellungen gegenüber.

Der negative Cashflow aus Investitionstätigkeit in Höhe von -159,4 Mio. € (Vorjahr: -241,4 Mio. €) beinhaltet im Wesentlichen Auszahlungen für Investitionen in das Sachanlagevermögen.

Die Gesellschaft war im abgelaufenen Geschäftsjahr jederzeit in der Lage, ihren finanziellen Verpflichtungen nachzukommen, und verfügt - vorbehaltlich eskalierender Risiken gemäß Risikobericht - über ausreichende liquide Mittel, um den Finanzmittelbedarf der kommenden zwölf Monate abzudecken.

Gesamtaussage der Geschäftsführung zur Lage des Konzerns und zum Geschäftsverlauf im Jahr 2023

Das Jahr 2023 war durch rückgängige Marktpreise und eine zunehmende Normalisierung der Versorgungs- und Marktlage geprägt. Nachdem die Strompreise Anfang des Jahres noch vergleichsweise hoch gewesen waren, erfolgte im Laufe des Jahres eine deutliche Korrektur. Gründe hierfür sind u.a. eine schwache Konjunktur, die gute Versorgungslage, die Einspeisung aus EE-Anlagen, die Instrumente zur Bereitstellung von zusätzlichen Kapazitäten und das Ausbleiben weiterer großer exogener Schocks.

Die Braunkohle als wichtigster heimischer, nicht subventionierter Energieträger trug auch im Jahr 2023 wesentlich zur Sicherheit und Preisstabilität der Stromversorgung bei. In flexibler Fahrweise betriebene Braunkohlekraftwerke gleichen Schwankungen von Angebot und Nachfrage im Stromnetz aus und leisten damit einen Beitrag zur sicheren Stromversorgung Deutschlands. Die flexible Anpassung an die aktuelle Versorgungslage, Markt- und Preissignale wirken sich maßgeblich auf den Einsatz der Kraftwerke aus.

Die Rohbraunkohleförderung lag mit 41,7 Mio. Tonnen unter der Fördermenge des Vorjahres (-6,8 Mio. Tonnen).

Infolgedessen und aufgrund des Revisionsgeschehens fiel die Stromerzeugung der Kraftwerke mit 36,1 TWh im Vergleich zum Vorjahr niedriger (-9,7 TWh) aus.

Die Wärmeabgabe der Kraftwerke ging dementsprechend im Vergleich zum Vorjahr (-0,6 TWh) ebenfalls zurück. Insgesamt wurden 1,4 TWh abgesetzt.

Die krisenbedingte Strompreisanstiege und die gestiegene Nachfrage wirkte sich deutlich positiv auf das Jahresergebnis von LE-K aus, welches über dem Vorjahr liegt. Zu betrachten ist darüber hinaus die rückwirkend zum 1. Dezember 2022 auf das Jahresergebnis wirkende Erlösabschöpfung.

Die Neuausrichtung als breit aufgestelltes Energiewende-Unternehmen wurde 2023 konsequent weiterverfolgt. Angesichts des gesetzlich vorgeschriebenen Kohleausstiegs schuf die LE-K weitere Voraussetzungen, um auch in Zukunft einen maßgeblichen Beitrag zu einer sicheren Strom- und Wärmeversorgung zu leisten. Der Fokus liegt hier auf dem Bereich Erneuerbare Energien.

LEAG will bis 2030 ein in Deutschland und Europa einzigartiges Cluster für grüne Onshore-Energie aufbauen - die GigawattFactory. Als intelligentes, modulares System aus Erzeugung, Speicherung und Nutzung soll diese GigawattFactory Grünstrom grundlastfähig und damit rund um die Uhr unabhängig von Jahreszeit und Wetter verfügbar machen. Parallel zum großdimensionierten Zubau von Wind und Photovoltaik werden an den erschlossenen Kraftwerksstandorten wasserstofffähige Gaskraftwerke (H2-ready) und reine Wasserstoff-Kraftwerke, großtechnische Energiespeicher sowie Anlagen zur Erzeugung, Speicherung und Nutzung von grünem Wasserstoff geplant und vorbereitet. Die Konzeption und Umsetzung der GigawattFactory basiert auf folgender Roadmap:

―	Errichtung von bis zu 7 GW Windkraft und Photovoltaik bis 2030 und Verdopplung dieser Leistung auf bis zu 14 GW bis 2040
―	Errichtung von 3 GW an flexiblen H ₂ -ready-Gaskraftwerken bis 2030 und Ausbau auf 4,5 GW bis 2040
―	Errichtung von 2 GWh Speicherkapazität bis 2030 und Erweiterung auf 3 GWh bis 2040
―	Errichtung von 0,5 GW Kapazität für grünen Wasserstoff bis 2030 und Erweiterung auf 2 GW bis 2040

In den Regionen Ost- und Mitteldeutschlands, die sich im Strukturwandel befinden, bildet die grüne Energie eine nachhaltige Basis für Unternehmen, Neuansiedlungen und zukunftsfähige Arbeitsplätze, ermöglicht neue regionale Wertschöpfung und schafft Voraussetzungen für die Umsetzung der kommunalen Energiewende in den Bereichen Wärme und Mobilität.

2024 sollen die laufenden Projekte weiter vorangetrieben werden. Neben dem weiteren Zubau Erneuerbarer Energien auf Bergbaufolgeflächen werden die bauvorbereitenden Maßnahmen für die Errichtung eines Giga-Batteriespeichers und eines Wasserstoffkraftwerks (H ₂ UB) am Standort Boxberg wichtige Meilensteine setzen. Gleichzeitig erwartet die LEAG zentrale energiepolitische Weichenstellungen durch die Bundesregierung im Rahmen der Kraftwerksstrategie.

Die im Kohleverstromungsbeendigungsgesetz vorgesehene Evaluierung der Voraussetzungen für den Ausstieg aus der Kohleverstromung steht weiter aus. Ein konkretes Veröffentlichungsdatum hat die Bundesregierung aktuell noch nicht bekannt gegeben.

Die LE-K geht zum aktuellen Zeitpunkt davon aus, dass sich die Bundesrepublik Deutschland an die Regelungen des KVBG und örV hält und die Prüfung der Beihilfekonformität durch die EU-Kommission zeitnah abgeschlossen wird.

Die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen auf EU- sowie bundes- und landesrechtlicher Ebene werden die Geschäftsentwicklung auch in Zukunft stark beeinflussen. Neben dem noch ausstehenden Ausschreibungsdesign für neue H ₂ -ready-Gaskraftwerke und dem finalen Zuschnitt des Wasserstoffkernnetzes sind die weiteren Maßnahmen der Bundesregierung für einen beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien durch eine Verkürzung der Planungs- und Genehmigungsverfahren auf Bundesebene von besonderer Bedeutung für die neuen Geschäftsfelder der LEAG. Inwieweit sich neue umweltrechtliche Anforderungen aus der Ende 2023 auf europäischer Ebene novellierten Industrieemissionsrichtlinie für die Bestandskraftwerke ergeben, bleibt bis zur nationalen Umsetzung abzuwarten.

Vorstand und Eigentümer werden weiter an der Neuaufstellung der Unternehmensgruppe in einer zukunftsfähigen Organisationsstruktur arbeiten, um diese nach Zustimmung aller beteiligten Gremien und Interessensvertreter 2024 einführen zu können. Die Weichenstellung für diese Zukunftsstruktur haben die Aufsichtsräte von LE-B und LE-K in einem Grundlagenbeschluss im Dezember 2023 ermöglicht. Demnach wird die LEAG ihre Geschäftsfelder künftig in vier Bereiche aufteilen, die unter dem Dach einer gemeinsamen Holdinggesellschaft aufgestellt sind. Die Teilstruktur der LE-V mit LE-B und LE-K bleibt darin unverändert als Säule für 1) konventionelle Förderung und Erzeugung bestehen. Daneben sollen drei weitere, operativ eigenständige Gesellschaften für die klimafreundlichen Geschäftsmodelle der Zukunft formiert werden:

2) Moderne, wasserstofffähige Gaskraftwerke und großtechnische Batteriespeicher,

3) Photovoltaik- und Windkraftanlagen,

4) Biomasse-Aktivitäten.

Flankierend dazu unterstreicht eine Zukunftsvereinbarung zwischen Vorstand, Konzernbetriebsrat, der Gewerkschaft IG BCE und dem Eigentümer die sozialverträgliche Gestaltung des Unternehmensumbaus. Ziel der Vereinbarung ist es, im Rahmen der Transformation möglichst vielen Beschäftigten eine Perspektive in den neuen Geschäftsfeldern zu bieten und die gelebte Sozialpartnerschaft, verbunden mit einer konstruktiven betrieblichen und unternehmerischen Mitbestimmung, auch in der neuen Struktur fortzuführen.

Weiterhin geht der Vorstand davon aus, dass die notwendigen Maßnahmen für eine langfristige Entwicklung des Unternehmens, insbesondere auf der Ausgabenseite im Braunkohlengeschäft im Zuge des Kohleausstiegs, initiiert sind und umgesetzt werden. Insgesamt ist der Vorstand mit dem Geschäftsverlauf zufrieden, die wirtschaftliche Lage wird als geordnet eingeschätzt.

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

Am 31. Dezember 2023 waren in den zur LEAG gehörenden Gesellschaften inklusive der LEV insgesamt 6.792 Mitarbeiter und 349 Auszubildende beschäftigt. Dies entspricht in Vollzeitäquivalenten (FTE) 7.141 (Vorjahr: 7.022). Die Anzahl der Mitarbeiter erhöhte sich gegenüber dem Vorjahr um 155 Personen. Dieser Zuwachs lag dennoch unter dem für 2023 prognostizierten Wert, welcher eine geplante höhere Rohbraunkohleförderung als Grundlage hatte. Die Veränderung resultiert im Wesentlichen aus Einstellungen bei den Tochterunternehmen TSS und GMB sowie den erstmalig enthaltenen Mitarbeitern der Wismar Pellets GmbH.

Am 23. September 2023 erfolgte der Abschluss eines neuen "Tarifvertrages über Tabellenvergütungen (TVT)". Mit Wirkung ab 1. Dezember 2023 erhöhte sich die Tabellenvergütung um 7 Prozent. Die Ausbildungsvergütungen wurden überproportional angehoben. Weiterhin wurde eine Einmalzahlung für Gewerkschaftsmitglieder in Höhe von 6.000 € (4.500 € für Nicht-Mitglieder) vereinbart.

Zur Abmilderung der inflationsbedingten Nachteile der Mitarbeiter zahlte das Unternehmen im Oktober einen Inflationsausgleich in Höhe von bis zu 1.500 € in Abhängigkeit des Beschäftigungsgrades.

Zur Flankierung des Strukturwandels wurden weitere externe Kooperationen vorbereitet und geschlossen, um bestehende Kompetenzen sowie Infrastrukturen im Bereich der Aus- und Weiterbildung zu sichern und damit eine Grundlage für die für den Transformationsprozess benötigten Qualifikationen bereitzustellen. Zudem wird mit den Partnerunternehmen eine demografiebasierte Personalplanung erarbeitetet, um dem weiter ansteigenden Fachkräftemangel zu begegnen.

Die Aktivitäten des strategischen Personalmanagements wirken auf die durch Kohleausstieg und Strukturwandel bedingten Veränderungen sowie auf die Folgen des Fachkräftemangels im Unternehmen hin. Die Rekrutierung von Personal zur Sicherstellung der Geschäftsaktivitäten und Maßnahmen im Bereich Retention Management stellten Schwerpunkte dar.

Zudem wird eine Qualifizierung von eigenen Mitarbeitenden in Kooperation mit der Rheinischen Braunkohlenbergschule auch Fach- und Führungskompetenzen sichern.

Ziel der LEAG ist es, durch konsequente Prävention Arbeitsunfälle zu vermeiden. Die Kennziffer Anzahl der Betriebsunfälle mit einer Ausfallzeit (ab 1 Arbeitstag) pro einer Mio. Arbeitsstunden (LTIF) betrug für die LEAG im Geschäftsjahr 1,2 (Vorjahr: 1,4) und lag damit weiterhin auf dem angestrebten sehr niedrigen Niveau. Das angestrebte Ziel, einen LTIF von 1,5 nicht zu überschreiten, wurde damit erreicht.

In der LEV wurden keine Zielgrößen für den Frauenanteil für Führungsebenen unterhalb der Geschäftsführung festgelegt.

Prognosebericht

Die wesentlichen Markteinflussfaktoren für den Geschäftserfolg sind die Entwicklung der Strompreise und die Kosten für CO ₂ -Emissionzertifikate, die Konjunkturentwicklung in Deutschland und Europa sowie die Ausbaugeschwindigkeit der neuen Geschäftsfelder. Daneben bestimmen die Preisentwicklung an den globalen Brennstoffmärkten, welche weiterhin signifikant von geopolitischen Entwicklungen beeinflusst werden, sowie die Einflussfaktoren des Strommarktes, wie die Stromnachfrage, die Einspeisung Erneuerbarer Energien, die Verfügbarkeit gesicherter Leistungen und das Wetter, den künftigen Geschäftsverlauf.

Einen wesentlichen Einfluss auf den Jahresverlauf 2024 werden erneut auch die Gasspeicherstände zum Ende der Heizperiode 2023/2024 und der daraus resultierende Füllbedarf haben. Zum Zeitpunkt der Erstellung des Geschäftsberichtes zeichnet sich aktuell ab, dass die Füllstände oberhalb des Vorjahresniveaus liegen werden. Ferner können weiterhin mittelbare Auswirkungen, wie z.B. Preisänderungen oder Unterbrechungen von Lieferketten, für alle Volkswirtschaften nicht ausgeschlossen werden und würden bei einem entsprechenden Eintritt auch zukünftig zu erheblichen Belastungen führen.

Im Vergleich zum Vorjahrerscheint die allgemeine Versorgungslage stabiler, und die unterschiedlichen Marktakteure haben sich auf die veränderten Rahmenbedingungen eingestellt. Gleichwohl führen die bestehenden geopolitischen Konflikte (u.a. Ukrainekrieg und Gaza-Konflikt) zu schwer kalkulierbaren Unsicherheiten, deren Auswirkungen auch die Energiemärkte erneut beeinflussen können.

Die LEAG beobachtet fortlaufend die sich auf die Geschäftstätigkeit unmittelbar ausprägenden Risiken, welche insbesondere durch eine voraussichtlich anhaltend hohe Volatilität an den Energiemärkten hervorgerufen werden, um mögliche Risiken aber auch Chancen aus den sich verändernden Rahmenbedingungen für die unternehmensspezifische Situation bestmöglich nutzen zu können.

Mittel- bis langfristig werden der Gaspreis und die Preise für EUA die entscheidenden Parameter für das Strompreisniveau bleiben. Grundsätzlich hängt die langfristige Entwicklung des Börsenstrompreises nichtsdestotrotz auch wesentlich vom Ausbau der Erneuerbaren Energien, der konjunkturellen Entwicklung in Deutschland und Europa, dem weiteren Netzausbau sowie der Schaffung zusätzlicher Flexibilitäten und Speicherkapazitäten ab.

Trotz Fortschritten beim Netzausbau werden sich die Kraftwerke der LE-K weiter auf fluktuierende Einspeisungen aus Wind- und Solarenergie einstellen müssen und hierauf durch flexible, temporäre Anpassung ihrer Einspeiseleistung wirtschaftlich optimal und systemdienlich in der jeweiligen Markt- und Netzsituation reagieren.

Die Stromerzeugung und somit auch der Rohbraunkohle-Bedarf der LEAG werden sich im Jahr 2024 voraussichtlich auf hohem Niveau bewegen. Es wird ferner davon ausgegangen, dass die Arbeitsverfügbarkeit der Kraftwerke im Jahr 2024 auf einem leicht höheren Niveau als im Jahr 2023 (86,6 %) als im Jahr 2023 (83,6 %) liegen wird.

Weitere Einflussfaktoren sind unter anderem die Erlöse aus den Veredlungsprodukten, die Personalkostenentwicklung, die Höhe der Instandhaltungsaufwendungen, die Entwicklung der bergbaubedingten Verpflichtungen und die Ausbaugeschwindigkeit der neuen Geschäftsfelder.

Für das Jahr 2024 sind Investitionen im mittleren dreistelligen Mio. €-Bereich geplant, u. a. für das Braunkohlengeschäft, das Neugeschäft und die Veredlung. Weiterhin sollen für Beteiligungen und Investitionen in Tochtergesellschaften Mittel verwendet werden. Schwerpunkte im Braunkohlengeschäft sind Investitionen in Band-, Gleis- und Entwässerungsanlagen sowie in die Dichtwandherstellung. Es wird weiterhin in die Ortsverlegung Mühlrose investiert. Schwerpunkte im Neugeschäft sind Projekte zur Errichtung der Umspannwerke Heinersbrück, Cottbus-Nord und Kathlow sowie die Veredlung. Schwerpunkte bei den Beteiligungen und Tochtergesellschaften sind Investitionen in den Energiepark Bohrau I und Windpark Forst Briesnig II. Weiterhin wird in die Errichtung von Photovoltaik-Parks, u.a. auf dem Territorium der Deponie Jänschwalde, investiert.

Die geplanten Investitionen betreffen weiterhin die Errichtung der Sekundärbrennstoff-Mitverbrennungsanlage "MaxIV" an den Blöcken Q und R des Kraftwerkes Boxberg und der BigBattery Oberlausitz. Daneben wird ein weiterer Schwerpunkt der geplanten Investitionstätigkeit auf die Umsetzung der Energiewende gesetzt. Hier stehen die Projekte für Innovationskraftwerke bzw. moderne H ₂ -ready Gaskraftwerke an den Standorten Boxberg, Jänschwalde, Lippendorf, Schwarze Pumpe und Leipheim im Vordergrund.

Auf Grundlage der Vorsorgevereinbarungen mit dem Freistaat Sachsen und dem Land Brandenburg hatte die LE-B die Sockelbeträge in Höhe von 213,6 Mio. € (davon LEVEB: 102,9 Mio. €/LEVES: 110,7 Mio. €) im Jahr 2021 in die Vorsorgegesellschaften eingebracht. Zusätzlich wurden im Jahr 2021 die Vorsorgevereinbarungen an das KVBG, den örV und die Revierplanung angepasst. Im Ergebnis dessen sind in den Jahren bis 2024 zusätzliche Einzahlungen in die Vorsorgegesellschaften LEVEB und LEVES zu leisten, die vom Bund nach Abschluss des EU-Beihilfeverfahrens erstattet werden. Dementsprechend wurden in den Jahren 2021, 2022 und 2023 jeweils 94,2 Mio. € anteilig in die Vorsorgegesellschaften LEVEB und LEVES eingebracht. Die eingebrachten Mittel stehen für die Investitionen gemäß den geltenden Anlagerichtlinien der Vorsorgegesellschaften zur Verfügung.

Bezüglich der Entwicklung der Wärmevermarktung ist witterungsbedingt von einem kontinuierlichen Geschäftsverlauf auszugehen. Dagegen ist der Markt für Regelenergiebereitstellung durch eine verstärkte Teilnahme neuer Anbieter, volatile Preise und ein normalisiertes Marktpreisniveau bestimmt.

Für das Jahr 2024 wird mit einem abnehmenden Personalbestand im Mittleren dreistelligen Bereich gerechnet.

Aufgrund der bestehenden Unfallverhütungsmaßnahmen wird davon ausgegangen, dass die Anzahl der Betriebsunfälle auf einem niedrigen Niveau gehalten werden kann.

Die LEAG geht gemäß Planung für das Geschäftsjahr 2024 von einem deutlich geringeren positiven Ergebnis nach Steuern aus. Die Absicherung der geplanten Vermarktungsmenge für das Geschäftsjahr 2024 erfolgte zu attraktiven Preisen über Stromterminmarktpreise nahezu vollständig im Jahr 2023. Die Produktionsmengen 2024 sind an den bereits realisierten Hedgegeschäften ausgerichtet und erfahren eine Einsenkung in Niedrigpreisphasen (ca. 10 % mit Schwerpunkt im zweiten und dritten Quartal). Die Verlängerung der Verordnung zur befristeten Ausweitung des Stromerzeugungsangebots durch Anlagen aus der Versorgungsreserve bis zum 31. März 2024 ist in der Planung berücksichtigt.

Unsicherheiten hinsichtlich der Ergebnisentwicklung bestehen vor allem in der allgemeinen Preisentwicklung für Strom, für CO ₂ -Emissionszertifikate sowie Material und Fremdleistungen.

Die Entscheidung im förmlichen EU-beihilferechtlichen Prüfverfahren zu den Entschädigungen im Zusammenhang mit dem Kohleausstiegsgesetz werden bis spätestens Frühjahr 2025 erwartet.

Chancen- und Risikobericht

Risikomanagementsystem

Das Risikomanagement der LEAG gewährleistet die ordnungsgemäße Erfassung und Steuerung der Risiken und Risikobewältigungsmaßnahmen sowie ein aktuelles Berichtswesen entsprechend den gesetzlichen Vorschriften. Das Risikomanagementsystem stellt relevante Informationen bereit, sodass das Management unternehmerische Entscheidungen auf einer fundierten Grundlage unter Abwägung von Risiken, aber auch unter Berücksichtigung von Chancen sowohl bezogen auf Wertschöpfung als auch auf Wettbewerbsfähigkeit treffen kann.

Das Risikomanagement ist als fortlaufender Prozess zur Identifikation, Bewertung, Steuerung, Bewältigung und Überwachung der unternehmerischen Risiken organisiert. Die Bereitstellung der Informationen zur Erfassung der Risiken und die Durchführung von Maßnahmen zur Risikobewältigung obliegen den Risikoverantwortlichen in den einzelnen Bereichen des Unternehmens.

Der Risikomanagementprozess, inkl. der Risikodokumentation, wird durch die Abteilung Risikomanagement organisatorisch gesteuert und begleitet. In quartalsweisen Sitzungen des Risikoausschusses erfolgt eine Abstimmung der Risikosituation und -steuerung auf Managementebene. Ergänzend dazu wird der Risikolage an den Absatz- und Beschaffungsmärkten durch regelmäßige Abstimmungen des Risiko-Komitees Stromgeschäft im besonderen Maße Rechnung getragen. Regelmäßige Berichte an Vorstand und Aufsichtsrat über relevante Einzelrisiken und die Gesamtrisikolage der Gesellschaft und der LEAG insgesamt stellen die umfassende Information der Entscheidungsträger jederzeit sicher.

Chancen und Risiken

Für die LEAG bestehen im Wesentlichen folgende Risiken, die entsprechend ihrer Bedeutung für die Gesellschaft innerhalb der Risikofelder sortiert sind:

Rechtliche Risiken und politisches Umfeld

Die im KVBG für den 15. August 2022 vorgesehene Evaluierung der Voraussetzungen für den Ausstieg aus der Kohleverstromung hat sich mehrfach verschoben und soll 2024 nachgeholt werden.

Durch die Novelle des "Brennstoffemissionshandelsgesetzes" wird die Anwendung des nationalen Emissionshandels ab dem 1. Januar 2023 auf die für die Veredelung relevanten Kohleprodukte und ab 1. Januar 2024 auf die Abfall-Brennstoffe ausgeweitet und zu entsprechenden finanziellen Mehrbelastungen der Produkte führen, deren Höhe heute noch nicht abschätzbar ist.

Compliance

Die Grundlage aller unternehmerischen Handlungen der LE-B bilden geltende Gesetze und interne Richtlinien bzw. Regelungen. Durch regelmäßige Compliance-Schulungen der Mitarbeiter wird ein Höchstmaß an präventiver Sensibilisierung im Hinblick auf die Einhaltung von Gesetzen, internen Richtlinien und Regelungen erreicht. Dies ist elementarer Bestandteil des etablierten Compliance-Management-Systems, welches sämtliche Compliance-Aktivitäten koordiniert und steuert.

Das Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) trat zum 1. Januar 2023 für Unternehmen mit mehr als 3.000 Mitarbeitern (LE-B) und zum 1. Januar 2024 für Unternehmen mit mehr als 1.000 Mitarbeitern (LE-K) in Kraft. Die Vorstände und Geschäftsführungen der Unternehmen der LEAG-Gruppe führen die Aufsicht über die Umsetzung und Einhaltung der "Grundsatzerklärung zur Achtung der Menschenrechte". Die Einhaltung der Menschenrechte und der Schutz der Umwelt sind ein wesentlicher Bestandteil des für die Unternehmen der LEAG-Gruppe geltenden Verhaltenskodexes. Im Rahmen der Umsetzung des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes hat die LEAG einen Menschenrechtsbeauftragten bestellt und ein Beschwerdesystem eingeführt.

Die Gesetze zur Raumordnung und Landesplanung, das Bundesberggesetz und Fachgesetze bilden die rechtliche Basis für die Gewinnung der Braunkohle. Die aufwendigen Genehmigungsverfahren streben einen Interessenausgleich zwischen der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit der Braunkohlegewinnung und der im Abbaugebiet ansässigen Bevölkerung sowie der Umwelt an. Dazu sind transparente Genehmigungsverfahren, breite Beteiligungsmöglichkeiten und freiwillige zusätzliche Leistungen der Braunkohleindustrie unerlässlich.

Im Zusammenhang mit den politisch veranlassten Unsicherheiten über die weitere Entwicklung des Braunkohlebergbaus und der Stromerzeugung in Deutschland fordern die Bergbehörden zusätzlich zu den gebildeten Rückstellungen für die zukünftige Wiedernutzbarmachung der bergbaulich genutzten Flächen im Rahmen des § 56 Abs. 2 BBergG zunehmend finanzielle Absicherungen der Wiedernutzbarmachungs- sowie etwaiger Nachsorgeverpflichtungen. Die mit den Ländern abgeschlossenen Vorsorgevereinbarungen gewährleisten diese finanziellen Absicherungen.

Beide Vorsorgevereinbarungen wurden an das KVBG, den öffentlich-rechtlichen Vertrag zum Kohleausstieg und die entsprechende Revierplanung angepasst. Gemäß den beiden Vorsorgevereinbarungen sind in den Jahren 2021 bis 2024 vorzeitig zusätzliche Einzahlungen in die entsprechenden Vorsorgegesellschaften zu leisten, die nach Abschluss des EU-Beihilfeverfahrens vom Bund erstattet werden.

Finanzrisiken

Finanzierungsgeschäfte und Cash-Management werden eigenverantwortlich durch das Unternehmen gesteuert. Aus Marktzinsschwankungen sind aufgrund der Finanzierungsstruktur der Gesellschaft kurzfristig keine wesentlichen Risiken erkennbar.

Im Vergleich zu den Vorjahren wurde das Risiko von Auszahlungen für Sicherheitsleistungen (sogenanntes Margining) durch aktives Portfoliomanagement weiter signifikant reduziert. Durch die erfolgreiche Umstellung des Portfolios auf eine überwiegend margining-freie Absicherung wäre das Liquiditätsrisiko selbst bei starken Anstiegen des Strompreises begrenzt. Basis dieser veränderten Risikosituation sind zum einen bilaterale Geschäfte mit Geschäftspartnern und entsprechende Vereinbarungen mit Banken.

Zur Sicherstellung der Liquidität in einem volatilen Marktumfeld, wurden Kreditvereinbarungen mit Banken geschlossen. Die Liquiditäts-Kreditlinie wurde zum 31. Dezember 2023 nicht beansprucht.

Ferner bestehen grundsätzlich Adressenausfallrisiken - insbesondere im Bereich des Stromgeschäfts. Diesen Risiken wird mit einem konsequenten Monitoring und einer laufenden Überwachung der Geschäftspartner entgegengewirkt.

Inflation

Durch verschiedene Effekte im Zusammenhang mit dem Russland-Ukraine-Krieg und der Energiekrise ist die Inflation im Jahr 2022 deutlich angestiegen. Im Jahr 2023 war die Inflationsrate wieder rückläufig und erreichte einen Wert von 5,9 %. Dies hat eine entsprechende Wirkung auf die geplanten Ausgaben der LEAG. Im Bereich der Rückstellungen sind inflationsbedingt erhöhte Beträge bilanziell zugeführt und die Prämissen für zukünftig erwartete Preissteigerungen angepasst worden.

Technische Risiken

In diesen Bereich fallen sowohl Ausfallrisiken, die den ungeplanten Stillstand der Abraum- und Kohleförderung zur Folge haben und Produktionsausfälle im Erzeugungsbereich nach sich ziehen können, als auch Kraftwerksstillstände durch Schäden an Maschinen-, Kessel- oder anderen Kraftwerkskomponenten.

Um solche Ausfälle zu vermeiden bzw. zu minimieren, werden regelmäßige Revisionen, Instandhaltungsmaßnahmen und Ertüchtigungsprogramme durchgeführt, die die Funktionsfähigkeit und Betriebssicherheit der Anlagen gewährleisten bzw. verbessern. Die Mitarbeiter werden umfassend geschult. Eine gründliche Erkundung des Untergrunds der Tagebaugebiete sowie die Führung von Standsicherheitsnachweisen stellen sicher, dass Rutschungen der Böschungen durch Instabilität der freigelegten Flächen und damit verbundene Schäden an den Abbauanlagen verhindert werden.

Eine Begrenzung von Schadenswirkungen erfolgt einerseits durch eine abgeschlossene Sachschadens- und Betriebsunterbrechungsversicherung, die die Ergebnisbelastung im Schadensfall auf den Selbstbehalt reduziert. Andererseits existieren zur Verhinderung von Folgeschäden durch Ausfälle in der Energieversorgung der Tagebauanlagen (z. B. durch Blitzeinschlag oder Kurzschlüsse) Überspannungs- und Notstromkonzepte, Wartungsverträge sowie Versorgungs- und Ausfallebenen zur Quereinspeisung.

Um die Netzstabilität zu gewährleisten, lässt sich der Kraftwerksbetrieb bei zunehmender Einspeisung aus Solar- und Windenergieanlagen aufgrund des Vorrangs Erneuerbarer Energien gegenüber der konventionellen Stromerzeugung flexibel einschränken. Durch die schnellere Anpassung der Kraftwerksfahrpläne an die Netzauslastung und die exaktere Prognose der Windenergieeinspeisung in Modellrechnungen zur Kraftwerkseinsatzplanung wird dieses Risiko weiter vermindert.

Umweltrisiken

Die in den Braunkohlenplänen vorgesehenen Maßnahmen zur Wiedernutzbarmachung der Bergbaufolgelandschaften, beispielsweise durch Wiederherstellung von Flussläufen, werden durch umfangreiche Planungsarbeiten vorbereitet.

Durch intensive Bearbeitung des Bodenuntergrundes, schrittweise Aufforstung des Gebietes und laufende Beobachtung der Entwicklung werden umweltrechtliche Risiken bei der Wiederherstellung der ursprünglichen Landschaft vermieden sowie die Auswirkungen des Bergbaus auf Mensch und Umwelt minimiert (z. B. mittels der Dichtwandtechnologie). Des Weiteren werden die Entwicklungen hinsichtlich der Spreewasserqualität (Sulfat und Eisen) aktiv verfolgt und begleitet.

Die Emissionswerte der Kraftwerksanlagen unterliegen der fortlaufenden Überprüfung, um die Anforderungen der gesetzlichen Vorschriften einzuhalten.

Die rechts- und genehmigungskonforme Organisation des betrieblichen Gewässerschutzes, der Abfallentsorgung, der Gefahrgutbeförderung, des Strahlenschutzes sowie des Immissionsschutzes wird durch die jährliche externe Auditierung und Zertifizierung zum Umweltmanagementsystem nach DIN ISO 14001 bestätigt. Sämtliche Belange des damit bestätigten normkonformen betrieblichen Umweltschutzes werden im jährlichen Umweltinformationsbericht beschrieben.

Risiken am Absatz- und Beschaffungsmarkt

Im Bereich der Marktrisiken haben die Preisentwicklungen für Strom- und CO ₂ -Produkte einen hohen Stellenwert. Bis zum Jahresende 2023 konnte die Gesellschaft wie in den Vorjahren auf einem auskömmlichen Niveau eine signifikante Menge am Terminmarkt absichern.

Ein Absinken der Marktpreise für Strom bzw. steigende Preise für CO ₂ -Emissionszertifikate würden zu einer Reduzierung der Margen aus dem Verkauf des Stroms führen mit dem Risiko, keine langfristigen profitablen Absicherungsgeschäfte eingehen zu können.

Die sorgfältige Beobachtung der Reststoff- und Betriebsmittelmärkte sowie die rechtzeitige vertragliche Bindung von Lieferanten bzw. Abnehmern vermindert das Preis- und Mengenrisiko. Versorgungsengpässe bei Absorptionsmitteln für den Einsatz im Kraftwerksprozess können zu ungeplanten Stillständen der Erzeugungsanlagen führen. Diesen Risiken wird durch eine ausreichende Lagerkapazität für Ersatzstoffe und die rechtzeitige Auswahl von Alternativlieferanten begegnet.

Bei Kraftwerksrevisionen und Instandhaltungsprojekten wird durch Rahmenverträge und geeignete Vertragsgestaltungen das Risiko der Preissteigerungen begrenzt. Ein Risiko besteht in einer rückläufigen Kapazität und einem sinkenden Know-how bei den für die Instandhaltung beauftragten Servicepartnern in der Region infolge eines tendenziell geringeren Auftragsvolumens und der demografischen Entwicklung.

Personalrisiken

Im Risikomanagement erfasste Personalrisiken resultieren beispielsweise aus höheren Tarifabschlüssen, dem Abgang von Leistungsträgern (insbesondere in Schlüsselpositionen), kurzfristigen ungeplanten Anpassungsbedarfen und der Entwicklung der Altersstruktur von Beschäftigten. Durch das im Koalitionsvertrag formulierte Ziel eines Kohleausstiegs 2030 steigt grundsätzlich das Fluktuationsrisiko. Gleichzeitig ist festzustellen, dass die Attraktivität der Gesellschaft auf dem Personalmarkt für Fach- und Führungskräfte durch die auch kommunikativ breit angelegte Transformation und das Vorhaben GigawattFactory deutlich angestiegen ist. Die erfolgreiche Akquirierung von Fach- und Führungskräften in den letzten Monaten auch auf Schlüsselpositionen ist ein Indiz hierfür.

Die bedarfsorientierte Einstellung von Nachwuchskräften, eine gezielte Personalentwicklung, Rahmenvereinbarungen zur Altersteilzeit sowie eine Verstärkung des Gesundheitsmanagements reduzieren diese Risiken. Des Weiteren werden Schulungs- und Fortbildungsmaßnahmen durchgeführt sowie eine umfangreiche Nachfolgeplanung eingesetzt. Die Zusammenarbeit mit Hochschulen schafft ferner gute Voraussetzungen für einen erfolgreichen Wissenstransfer und die Präsentation der LEAG als attraktiven Arbeitgeber. In Ergänzung dazu nutzt die Gesellschaft Kooperationen mit Partnerunternehmen, um die Transformation erfolgreich zu absolvieren und den Mitarbeitern Perspektiven bieten zu können.

Informationsverarbeitung

Informations- und Kommunikationstechnologien sind entscheidend für die Steuerung und Abwicklung der Geschäftsprozesse der LEAG. Daher ist die Gewährleistung einer hohen Verfügbarkeit und Umsetzung abgestimmter Standards von zentraler Bedeutung. Regelmäßige Funktionskontrollen, sorgsame Datensicherung und die stetige Überwachung des Systembetriebs sichern die Aufrechterhaltung und Optimierung der IT-Systeme.

Aus der Zunahme der Cyber-Kriminalität, entsprechender Angriffe auf institutionelle sowie Firmennetzwerke und der zunehmenden Digitalisierung resultiert eine geänderte Bedrohungslage. Vor diesem Hintergrund erfolgt u.a. eine intensive Auseinandersetzung mit dem Thema Informationssicherheit, einschließlich der Definition von entsprechenden Sicherungsmechanismen. Die LEAG unterliegt als Stromerzeuger und als Teil der kritischen Infrastrukturen in Deutschland dem Gesetz zur Erhöhung der Sicherheit informationstechnischer Systeme (IT-Sicherheitsgesetz). Die diesbezüglichen Maßnahmen befinden sich in Umsetzung.

Chancen

Das Geschäftsergebnis ist im Wesentlichen Umfang von der Entwicklung der Preise für Strom und CO ₂ -Emissionszertifikate und dem damit zusammenhängenden Absatz der Rohbraunkohle abhängig. Zukünftig bestehen, infolge der knapper werdenden gesicherten Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland durch den Kernenergie- und Kohleausstieg, Ertragschancen, insbesondere am Spot- als auch am Terminmarkt.

Die LEAG verfügt darüber hinaus über eine sehr gute Liquidität, die auch in der Zukunft die Möglichkeit bietet, in profitables Wachstum zu investieren und die Transformation durch anorganisches Wachstum zu fördern und zu beschleunigen. Unterstützt wird dies durch ein umfassendes Liegenschaftsportfolio in Südbrandenburg und Sachsen, welches die Möglichkeit zur Realisierung alternativer Geschäftsmodelle bzw. Transformationsprojekte bietet.

Zur besseren Anpassung des Betriebs der Braunkohlekraftwerke an die marktlichen Erfordernisse bzw. die Netzsituation wurden Komponenten der Kraftwerke durch verschiedene Maßnahmen weiter flexibilisiert. Ziele sind die Reduzierung der technisch möglichen Mindestlast und die Verbesserung der Blockdynamik, damit die Kraftwerke auch bei zunehmender Einspeisung von regenerativer Energie wirtschaftlich betrieben werden können. Beispielhaft sind hier die Projekte zur Errichtung von Hilfsdampferzeugern an den Standorten Jänschwalde und Boxberg zu nennen.

Die LEAG beschäftigt sich intensiv mit der Entwicklung neuer Geschäftsfelder nach Ende der Kohleverstromung, woraus sich langfristig neue Chancen ergeben werden.

Einen Schwerpunkt bildet dabei der Aufbau neuer Stromerzeugungskapazitäten im Bereich der Erneuerbaren Energien. Die Fokussierung liegt hierbei zunächst im Bereich Wind und Photovoltaik auf unternehmenseigenen und anschließend auch auf Flächen Dritter, für die eine Projektpipeline erarbeitet wurde, die erhebliches Wachstumspotenzial bietet. Einen weiteren Schwerpunkt bildet die Entwicklung innovativer Kraftwerkskapazitäten (innovative Speicherkraftwerke und H ₂ -ready-Gaskraftwerke).

Die Ankündigungen der neuen Bundesregierung im Koalitionsvertrag, den Ausbau der Erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2030 auf 80 % am Bruttostromverbrauch zu forcieren und die hierfür notwendigen Planungs- und Genehmigungsverfahren zu beschleunigen und dass zukunftsfähige ("H ₂ -ready") Gaskraftwerke zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit auch an bisherigen Kraftwerksstandorten gebaut werden sollen, unterstützt die Gesellschaft in ihrem bereits laufenden Umbauprozess. Der genaue Realisierungszeitraum ist allerdings von der genauen Ausgestaltung der Kraftwerksstrategie durch die Bundesregierung abhängig.

Gesamtrisikolage

Für die LEAG ergab sich für das zum 31. Dezember 2023 endende Geschäftsjahr weder durch Einzelrisiken noch durch die aggregierte Risikoposition eine Bestandsgefährdung. Mittelfristig kann bei niedrigen Spreads zwischen Preisen für Strom und CO ₂ -Emissionszertifikaten das wirtschaftliche Risiko im Stromgeschäft steigen.

Bilanz

AKTIVA

Mio. €	Anhang	31.12.2023	31.12.2022
Anlagevermögen	(1)
Immaterielle Vermögensgegenstände		66,2	32,4
Sachanlagen		1.350,0	1.325,0
Finanzanlagen		112,7	126,6
		1.528,9	1.484,0
Vorabraum		54,0	51,5
Umlaufvermögen
Vorräte	(2)	2.967,8	967,5
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	(3)	2.544,9	5.082,0
Flüssige Mittel	(4)	4.424,3	2.858,3
		9.937,0	8.907,8
Rechnungsabgrenzungsposten	(5)	27,7	8,3
Sonderverlustkonto aus Rückstellungsbildung	(6)	44,3	47,0
		11.591,9	10.498,6
PASSIVA
Mio. €	Anhang	31.12.2023	31.12.2022
Eigenkapital	(7)
Gezeichnetes Kapital		14,0	14,0
Gewinnrücklagen		7,8	7,8
nicht beherrschende Anteile		598,7	172,0
Bilanzergebnis		2.032,0	332,8
		2.652,5	526,6
Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung	(8)	342,0	342,0
Sonderposten	(9)	5,2	5,5
Rückstellungen	(10)	7.893,2	8.573,2
Verbindlichkeiten	(11)	696,5	1.048,5
Rechnungsabgrenzungsposten	(12)	2,5	2,8
		11.591,9	10.498,6

Gewinn- und Verlustrechnung

Mio. €	Anhang	01.01.2023 bis 31.12.2023	01.01.2022 bis 31.12.2022
Umsatzerlöse	(13)	10.521,0	8.019,9
Bestandsveränderungen	(14)	2,8	18,1
Andere aktivierte Eigenleistungen		15,0	12,5
Sonstige betriebliche Erträge	(15)	1.086,8	1.437,9
Materialaufwand	(16)	-6.384,8	-7.032,6
Personalaufwand	(17)	-634,5	-559,3
Abschreibungen	(18)	-298,7	-265,6
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(19)	-1.650,4	-952,1
Finanzergebnis	(20)	60,0	-252,2
Ergebnis aus assoziierten Unternehmen		-17,1	4,7
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag		-564,2	-0,8
Ergebnis nach Steuern		2.135,9	430,5
Sonstige Steuern	(21)	-7,8	-6,7
Jahresergebnis		2.128,1	423,8
Anderen Gesellschaftern zuzuordnender Gewinn		-425,6	-83,2
Gewinnvortrag		332,8	0,0
Auflösung des Unterschiedsbetrages aus der Kapitalkonsolidierung		0,0	0,0
Veränderung Gewinnrücklagen		0,0	-7,8
erworbenes Ergebnis vor Erstkonsolidierung		-3,3	0,0
Bilanzergebnis		2.032,0	332,8

Kapitalflussrechnung

Mio. €	01.01. - 31.12.2023	01.01. - 31.12.2022
Periodenergebnis (Konzernjahresüberschuss/-fehlbetrag einschließlich Ergebnisanteile anderer Gesellschafter)	2.128,1	416,0
Abschreibungen abzüglich Zuschreibungen auf Gegenstände des Anlagevermögens	304,0	282,2
Zunahme/Abnahme der Rückstellungen	-599,7	405,6
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen abzüglich entsprechender Erträge	-11.177,4	12,8
Zunahme/Abnahme der Vorräte, der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie anderer Aktiva, die nicht der Investitionstätigkeit zuzuordnen sind	11.697,4	663,1
Zunahme/Abnahme der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie anderer Passiva, die nicht der Investitionstätigkeit zuzuordnen sind	-589,5	-52,8
Gewinn/Verlust aus dem Abgang von Gegenständen des Anlagevermögens	-6,2	-4,2
Zinsaufwendungen/Zinserträge/Beteiligungsergebnis	-67,8	189,2
Sonstige Beteiligungserträge	17,1	0,0
Ertragsteueraufwand/-ertrag	564,2	0,0
Ertragsteuerzahlungen	-684,6	0,0
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	1.585,6	1.911,9
Auszahlungen für Investitionen in das immaterielle Anlagevermögen	-4,4	-16,1
Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des Sachanlagevermögens	7,6	12,3
Auszahlungen für Investitionen in das Sachanlagevermögen	-253,8	-250,7
Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des Finanzanlagevermögens	5,6	8,5
Auszahlungen für Investitionen in das Finanzanlagevermögen	-17,2	-9,2
Auszahlungen für Zugänge zum Konsolidierungskreis	-40,0	0,0
Erhaltene Zinsen/Beteiligungsergebnis	144,1	16,9
Auszahlungen für den Erwerb oder die Herstellung von Deckungsvermögen	-1,2	-3,1
Cashflow aus der Investitionstätigkeit	-159,4	-241,4
Einzahlungen aus der Begebung von Anleihen und der Aufnahme von (Finanz-) Krediten	191,0	0,0
Auszahlungen aus der Tilgung von Anleihen und (Finanz-) Krediten	-0,7	0,0
Gezahlte Zinsen ^*	-17,3	-172,7
Einzahlungen/Auszahlung aus Eigenkapitalzuführungen	0,0	7,8
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit	173,0	-164,9
Zahlungswirksame Veränderungen des Finanzmittelfonds	1.599,2	1.505,6
Konsolidierungskreisbedingte Änderungen des Finanzmittelfonds	0,0	0,0
Finanzmittelfonds am Anfang der Periode	2.750,2	1.244,6
Finanzmittelfonds am Ende der Periode	4.349,4	2.750,2

^* enthält Verwahrentgelte

Eigenkapitalveränderungsrechnung

Mio. €	Eigenkapital des Mutterunternehmens
	gezeichnetes Kapital	Gewinnrücklage	Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung
01.01.2023	14,0	7,8	-
Jahresüberschuss/-fehlbetrag	-	-	-
Einstellung in die Rücklagen		-	-
Auflösung Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung	-	-	-
Änderung des Konsolidierungskreises	-	-	-
Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung	-	-	-
31.12.2023	14,0	7,8	-

Mio. €	Eigenkapital des Mutterunternehmens
	Konzernjahresüberschuss, der dem MU zuzuordnen ist	Summe
01.01.2023	332,8	354,6
Jahresüberschuss/-fehlbetrag	1.702,5	1.702,5
Einstellung in die Rücklagen	-	-
Auflösung Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung	-	-
Änderung des Konsolidierungskreises	-3,3	-3,3
Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung	-	-
31.12.2023	2.032,0	2.053,8

Mio. €	nicht beherrschende Anteile
	vor Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung und Jahresergebnis	Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung	Konzernjahresüberschuss, der den nicht beherrschen den Anteilen zuzuordnen ist
01.01.2023	197,0	-	-25,0
Jahresüberschuss/-fehlbetrag	-	-	425,6
Einstellung in die Rücklagen	-	-	-
Auflösung Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung	-	-	-
Änderung des Konsolidierungskreises	1,1	-	-
Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung		-	-
31.12.2023	198,1	-	400,6

Mio. €	nicht beherrschende Anteile	Konzerneigenkapital
	Summe
01.01.2023	172,0	526,6
Jahresüberschuss/-fehlbetrag	425,6	2.128,1
Einstellung in die Rücklagen	-	-
Auflösung Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung	-	-
Änderung des Konsolidierungskreises	1,1	-2,2
Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung	-	-
31.12.2023	598,7	2.652,5

Anhang

Allgemeine Vorbemerkungen

Der Konzernabschluss der Lausitz Energie Verwaltungs GmbH (LEV), mit Sitz in Cottbus, wurde nach den handelsrechtlichen Rechnungslegungsvorschriften und den ergänzenden Vorschriften des GmbH-Gesetzes aufgestellt. Er wird im Unternehmensregister offengelegt.

Zur übersichtlicheren Darstellung sind in der Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

Der Abschluss wird in Euro aufgestellt. Alle Beträge werden, soweit nicht anders vermerkt, in Millionen Euro ausgewiesen. Es können sich Rundungsdifferenzen zu den sich mathematisch genau ergebenden Werten (Geldeinheiten, Prozentangaben usw.) ergeben.

Das Geschäftsjahr entspricht dem Kalenderjahr.

Konsolidierungskreis

Der Konsolidierungskreis der LEAG umfasst, neben dem Mutterunternehmen LEV, 44 Tochterunternehmen. Ausführliche Informationen zu den einbezogenen Gesellschaften sind der Aufstellung des Anteilsbesitzes der LEV zu entnehmen.

Veränderungen im Konsolidierungskreis

Im Geschäftsjahr 2023 wurde der Konsolidierungskreis um die folgenden Gesellschaften erweitert:

•	LEPV Dissen GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Solarpark HR I GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEPV Hirschfelde GmbH & Co.KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEWP Cottbus Ost GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Wismar Pellets GmbH, Wismar, 100 % (indirekt)
•	German Pellets Denmark ApS, Farup, Dänemark, 100 % (indirekt)
•	Best Pellets Handelsgemeinschaft GmbH, Karlsruhe, 67,4 % (indirekt)
•	LEAG Biomass GmbH, Cottbus, 100 % (direkt)
•	FVE Holding, s.r.o., Prag, 100 % (direkt)
•	FVE Nemcice s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	FVE Slusovice s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	FVE Cejkovice s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	FVE Napajedla s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	J&T Recycle, s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	LEAG Clean Power GmbH, Cottbus, 100 % (direkt)
•	LEAG Finance GmbH, Cottbus, 100 % (direkt).

Die Lausitz Energie PV Zschornewitz GmbH & Co. KG, Cottbus, ist an die Lausitz Energie Vorsorge- und Entwicklungsgesellschaft Sachsen mbH & Co. KG, Boxberg/O.L., angewachsen. Darüber hinaus führten die Änderungen des Konsolidierungskreises zu keinen wesentlichen Abweichungen von Postengruppen der Konzernbilanz, der Konzern-GuV sowie der Konzernkapitalflussrechnung. Die Vergleichbarkeit zu vorangegangenen Konzernabschlüssen ist gegeben.

Konsolidierungsgrundsätze

Die Abschlüsse der einbezogenen Unternehmen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätzen zum 31. Dezember eines jeden Geschäftsjahres erstellt. Für Erstkonsolidierungen wird die Neubewertungsmethode angewendet.

Zum Erwerbszeitpunkt erfolgt die Kapitalkonsolidierung durch Verrechnung der Anschaffungskosten der Beteiligung mit dem anteiligen beizulegenden Zeitwert der erworbenen Vermögensgegenstände und Schulden.

Bei Beteiligungen, die als assoziierte Unternehmen ausgewiesen werden, verfügt der Anteilseigner über einen maßgeblichen Einfluss, ohne jedoch einen beherrschenden Einfluss zu haben. Dies ist durch mittel- oder unmittelbare Stimmrechtsanteile von 20 bis 50 % gegeben. Die Bilanzierung dieser Beteiligungen erfolgt unter Anwendung der Buchwertmethode at Equity.

Forderungen und Verbindlichkeiten, Umsätze, Aufwendungen und Erträge innerhalb des Konsolidierungskreises wurden eliminiert.

Auf eine Eliminierung von Zwischenergebnissen wurde aufgrund § 304 Abs. 2 HGB verzichtet.

Die Deutschen Rechnungslegungsstandards fanden Anwendung. Über die gesetzlichen Anforderungen hinausgehende Empfehlungen wurde teilweise beachtet.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

AKTIVA

Anlagevermögen

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände werden zu Anschaffungskosten erfasst und linear entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauer von drei bis fünf Jahren abgeschrieben.

Der Geschäfts- oder Firmenwert wird linear entsprechend der voraussichtlichen Nutzungsdauer von ca. dreizehn Jahren abgeschrieben.

Sachanlagen werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten vermindert um Abschreibungen bewertet. Die Herstellungskosten der selbst erstellten Anlagen umfassen neben den direkt zurechenbaren Einzelkosten in angemessenem Umfang anteilige Gemeinkosten. Fremdkapitalzinsen sind nicht einbezogen.

Die nach handelsrechtlichen Vorschriften ermittelten planmäßigen Abschreibungen erfolgen für angeschaffte oder hergestellte Sachanlagen ausschließlich nach der linearen Abschreibungsmethode. Tagebauaufschlüsse werden ebenfalls linear abgeschrieben.

Die Vermögensgegenstände des Sachanlagevermögens werden nach Maßgabe der voraussichtlichen Nutzungsdauer, bei Gebäuden und Grundstücksbauten von fünf bis fünfzig Jahren, bei Technischen Anlagen und Maschinen von vier bis fünfundzwanzig Jahren sowie bei Betriebs- und Geschäftsausstattung von drei bis fünfzehn Jahren abgeschrieben.

Außerplanmäßige Abschreibungen im immateriellen und Sachanlagevermögen werden vorgenommen, wenn bei dauerhafter Wertminderung der Ansatz mit einem niedrigeren beizulegenden Wert erforderlich ist. Sofern die Gründe für die außerplanmäßigen Abschreibungen entfallen sind, erfolgt eine Wertaufholung bis maximal zu den fortgeführten Anschaffungskosten des Vermögensgegenstands.

Geringwertige Wirtschaftsgüter werden als Sammelposten ausgewiesen und linear über fünf Geschäftsjahre abgeschrieben.

Finanzanlagen sind zu Anschaffungskosten oder dem niedrigeren beizulegenden Wert unter Beachtung des Wertaufholungsgebots bilanziert. Außerplanmäßige Abschreibungen aufgrund vorübergehender Wertminderung werden nicht vorgenommen.

Ausleihungen werden mit ihrem Nennwert angesetzt bzw., soweit erforderlich, auf den Bilanzstichtag abgezinst.

Vorabraum

Die Bewertung des Vorabraums erfolgt zu Herstellungskosten, welche neben den direkt zurechenbaren Einzelkosten in angemessenem Umfang auch anteilige Gemeinkosten beinhalten.

Umlaufvermögen

Die Vorräte sind zu Anschaffungskosten und Herstellungskosten unter Anwendung zulässiger Bewertungsvereinfachungsverfahren und unter Beachtung des strengen Niederstwertprinzips bewertet. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer und der geminderten Verwertbarkeit ergeben, sind durch angemessene Abwertungen berücksichtigt. Die Herstellungskosten beinhalten neben den direkt zurechenbaren Einzelkosten in angemessenem Umfang auch anteilige Gemeinkosten.

Entgeltlich erworbene CO ₂ -Emissionszertifikate sind zu Anschaffungskosten unter Beachtung des strengen Niederstwertprinzips bilanziert. Die unentgeltlich erhaltenen CO ₂ -Emissionszertifikate werden mit Anschaffungskosten von null Euro bewertet.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind mit dem Nennwert oder mit dem niedrigeren beizulegenden Wert angesetzt. Allen erkennbaren Einzelrisiken und dem allgemeinen Kreditrisiko wird durch angemessene Wertabschläge Rechnung getragen.

Rechnungsabgrenzungsposten

Als Rechnungsabgrenzungsposten sind auf der Aktivseite Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, die Aufwand für eine bestimmte Zeit nach diesem Stichtag darstellen.

Sonderverlustkonto aus Rückstellungsbildung

Auf der Aktivseite wird für Rückstellungen, die wegen der erstmaligen Anwendung des § 249 Abs. 1 Satz 1 HGB a. F. in der D-Markeröffnungsbilanz (DMEB) zu bilden waren, ein Sonderverlustkonto aus Rückstellungsbildung nach § 17 Abs. 4 D-Markbilanzgesetz (DMBilG) ausgewiesen.

Das Sonderverlustkonto verändert sich entsprechend der Inanspruchnahme und Auflösung der zugrundeliegenden DMEB-Rückstellungen. Rückstellungsverbräuche verursachen Abschreibungen auf das Sonderverlustkonto und damit Aufwand, der aufwandsartengerecht in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen wird; bei Auflösungen der DMEB-Rückstellungen wird das Sonderverlustkonto erfolgsneutral mit den Rückstellungen verrechnet.

PASSIVA

Eigenkapital

Die Posten des Eigenkapitals werden zum Nennwert angesetzt.

Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung

Der Wertansatz der dem Mutterunternehmen gehörenden Anteile der Tochterunternehmen wurde mit dem auf diese Anteile entfallenden Betrag des Eigenkapitals der Tochterunternehmen verrechnet. Das Eigenkapital wurde mit dem Betrag angesetzt, der dem Zeitwert der in den Konzernabschluss aufzunehmenden Vermögensgegenstände, Schulden, Rechnungsabgrenzungsposten und Sonderposten entspricht. Rückstellungen wurden nach § 253 Abs. 1 Satz 2 und 3, Abs. 2 HGB bewertet.

Sonderposten

Als Sonderposten werden steuerfreie Zulagen nach dem Investitionszulagengesetz und erhaltene Investitionszuschüsse ausgewiesen. Die ertragswirksame Auflösung erfolgt entsprechend dem Abschreibungsverlauf der jeweils geförderten Vermögensgegenstände.

Rückstellungen

Bei der Bemessung der Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken und ungewissen Verbindlichkeiten nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung in notwendigem Umfang Rechnung getragen.

Der Ansatz der Drohverlustrückstellungen erfolgt zu Vollkosten. Für die Bewertung ist der Absatzmarkt maßgeblich.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie die unter den sonstigen Rückstellungen erfassten Jubiläumszuwendungen werden versicherungsmathematisch unter Zugrundelegung biometrischer Wahrscheinlichkeiten (Richttafeln Heubeck 2018 G) nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren ermittelt. Die Schuldposten aus Aufstockungsbeträgen und dem angesammelten Erfüllungsrückstand bei Altersteilzeitverträgen sind mit dem versicherungsmathematischen Barwert angesetzt. Zukünftig erwartete Entgelt- und Rentensteigerungen werden bei der Ermittlung der Verpflichtungen berücksichtigt.

Versicherungsmathematische Prämissen

%	31.12.2023	31.12.2022
Abzinsungsfaktor für langfristige Pensionsverpflichtungen	1,83	1,78
Abzinsungsfaktor für langfristige Personalrückstellungen	1,75	1,44
Abzinsungsfaktor für Verpflichtungen aus Altersteilzeitregelungen	1,07	0,58
Langfristige Gehaltssteigerungsrate (inkl. Karrieretrend)	2,50	2,00
Langfristige Rentensteigerungsrate	0,00 bis 3,00	0,00 bis 3,00
Fluktuationsrate	0,00 bis 1,80	0,00 bis 1,80
Inflationsrate	2,00	2,00
Dynamik der Beitragsbemessungsgrenze	3,00	2,50

Für die Abzinsung werden auf den 31. Dezember 2023 hochgerechnete Zinssätze angewandt. Basis für die Hochrechnung sind die von der Deutschen Bundesbank ermittelten und am 30. November 2023 veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssätze. Bei Pensionsrückstellungen werden zur Durchschnittszinsermittlung die vergangenen zehn Geschäftsjahre, bei den anderen Rückstellungen die vergangenen sieben Geschäftsjahre einbezogen. Für langfristige Pensions- und Personalrückstellungen wird eine Restlaufzeit von 15 Jahren und bei Altersteilzeitrückstellungen von drei Jahren angenommen.

Soweit Pensionsverpflichtungen mit einem Aktivwert einer Versicherung rückgedeckt sind, werden diese, sofern möglich, mit den jeweiligen Rückstellungen saldiert.

Kongruent rückgedeckte Altersversorgungszusagen, deren Höhe sich somit ausschließlich nach dem beizulegenden Zeitwert eines Rückdeckungsversicherungsanspruchs bestimmt, sind mit diesem bewertet, soweit er den garantierten Mindestbetrag (diskontierter Erfüllungsbetrag der Garantieleistung) übersteigt. Der beizulegende Zeitwert eines Rückdeckungsversicherungsanspruchs besteht aus dem sogenannten geschäftsplanmäßigen Deckungskapital des Versicherungsnehmers zuzüglich eines etwa vorhandenen Guthabens aus Beitragsrückerstattungen (sogenannte Überschussbeteiligung).

Zur Erfüllung der Insolvenzsicherung von Wertguthaben im Sinne von § 8a Altersteilzeitgesetz und § 7e Abs. 2 SGB IV für Langzeitguthaben der Mitarbeiter des Konzerns besteht ein Treuhandvertrag (doppelseitiges Treuhandmodell). Die Vermögenswerte sind dem Zugriff übriger Gläubiger entzogen und werden mit den zugehörigen Rückstellungen saldiert.

Der Zinsanteil aus der Zuführung zu den Pensions- und sonstigen Rückstellungen wird im Zinsergebnis erfasst. Das Ergebnis aus Zinssatzanpassungen wird mit den Zuführungsbeträgen zur Rückstellung verrechnet. Ein sich daraus ergebender Aufwand wird für Pensionsrückstellungen im Personalaufwand und für sonstige Rückstellungen im sonstigen betrieblichen Aufwand erfasst, ein sich daraus ergebender Ertrag wird innerhalb der sonstigen betrieblichen Erträge ausgewiesen.

Die anderen sonstigen Rückstellungen und Steuerrückstellungen werden mit dem nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrag bewertet. Zukünftige Preis- und Kostensteigerungen werden berücksichtigt, sofern ausreichende objektive Hinweise für deren Eintritt vorliegen. Dabei werden Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr mit dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre abgezinst. Bei dem zugrunde gelegten Rechnungszins für die Abzinsung handelt es sich um den von der Deutschen Bundesbank ermittelten und für den 31. Dezember 2023 veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz.

Die bergbaubedingten Rückstellungen werden zu Erfüllungsbeträgen angesetzt. Bei der jährlich stattfindenden Überprüfung der Fachkonzepte und Erfüllungsbeträge werden neue Erkenntnisse berücksichtigt. Die Ermittlung der Rückstellungen basiert auf internen fachlichen Einschätzungen sowie externen Gutachten und berücksichtigt sich ändernde Technologien und Verfahrensweisen bei den geplanten zu realisierenden Maßnahmen. Der bei der Ermittlung berücksichtigte Verwaltungsgemeinkostensatz beträgt 4,0 % (Vorjahr: 4,0 %).

Die Rückstellungen, die für die Verpflichtung zur Abgabe von CO ₂ -Emissionszertifikaten gegenüber der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) gebildet wurden, sind zum voraussichtlichen Buchwert der abzugebenden CO ₂ -Emissionszertifikate bzw. zum Marktwert bewertet.

Das Saldierungswahlrecht von Geschäften mit positiven und negativen Marktwerten gemäß IDW RS ÖFA 3 wurde nicht ausgeübt.

Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten werden mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Rechnungsabgrenzungsposten

Als Rechnungsabgrenzungsposten sind auf der Passivseite Einnahmen vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, die Ertrag für eine bestimmte Zeit nach diesem Tag darstellen.

Erhaltene Baukostenzuschüsse werden als passive Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesen und über die voraussichtliche Nutzungsdauer der zugehörigen Anlagegüter linear aufgelöst.

Latente Steuern

Latente Steuern werden auf temporäre oder quasi-permanente Differenzen zwischen den handelsrechtlichen Wertansätzen von Vermögensgegenständen, Schulden und Rechnungsabgrenzungsposten und ihren steuerlichen Wertansätzen oder aufgrund steuerlicher Verlustvorträge ermittelt. Die Beträge der sich ergebenden Steuerbe- und -entlastung werden mit den unternehmensindividuellen Steuersätzen von ca. 30 % im Zeitpunkt des Abbaus der Differenzen bewertet und nicht abgezinst. Aktive und passive Steuerlatenzen werden saldiert ausgewiesen.

Im Geschäftsjahr ergab sich nach Saldierung der aktiven und passiven Steuerlatenzen ein Überhang an aktiven latenten Steuern. Die Differenzen bestehen hauptsächlich bei dem steuerlichen Nichtansatz der Drohverlustrückstellung, dem Sachanlagevermögen, den bergbaubedingten Rückstellungen, den Pensions- und Personalrückstellungen.

Latente Steuern aus den einbezogenen Einzelabschlüssen und aus den Anpassungen an konzerneinheitliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden wurden aufgrund des bestehenden Wahlrechtes nicht angesetzt. Latente Steuern aus Konsolidierungsmaßnahmen bestehen nicht.

Zum Bilanzstichtag wurden die BEPS Pillar 2 Regelungen (MinBestRL-UmsG) bereits in deutsches Recht überführt (MinStG) und sind ab dem 1. Januar 2024 anwendbar. Die LEAG-Gruppe fällt in den Anwendungsbereich dieser Regelungen.

Die Mindeststeuer wird auf Ebene der EP Investment Sarl als Konzernmutter (sog. Ultimate Parent Entity) erhoben. Die EP Investment Sarl hat eine Analyse durchgeführt, um die Betroffenheit und die Jurisdiktionen zu ermittelten, die potenziell mit einer Pillar 2 Top-up Tax belastet sind. Die Analyse wurde auf Basis der Finanzinformationen zum 31. Dezember 2023 und unter Berücksichtigung der Daten zu den CbCR Safe Harbours durchgeführt. Basierend auf dieser ersten indikativen Analyse entfällt auf die LEAG-Gruppe keine Mindeststeuer.

Die LEAG Gruppe wendet die vorübergehende, verpflichtende Ausnahmeregelung hinsichtlich der Bilanzierung latenter Steuern, die sich aus der Einführung der globalen Mindestbesteuerung ergeben, an und erfasst diese als tatsächliche Ertragsteuern zum jeweiligen Entstehungszeitpunkt.

Forschungs- und Entwicklungskosten

Das Wahlrecht der Aktivierung von Entwicklungskosten wird nicht in Anspruch genommen.

Forschungskosten werden als nicht aktivierungsfähige Aufwendungen unmittelbar in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Währungsumrechnung

Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der erstmaligen Erfassung bewertet. Am Bilanzstichtag erfolgt für Vermögensgegenstände und Verbindlichkeiten eine Umrechnung mit dem Devisenkassamittelkurs. Das Niederstwertprinzip für Forderungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr und das Höchstwertprinzip für Verbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden im Wertansatz beachtet.

Erläuterungen zur Bilanz

(1) Anlagevermögen

Die Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlageposten im Geschäftsjahr 2023 ist in der Entwicklung des Anlagevermögens dargestellt.

	Anschaffungs-/Herstellungskosten
Mio. €	Stand 01.01.2023	Zugänge Konsolidierungskreis	Umgliederung
I Immaterielle Vermögensgegenstände
1. Bergwerksgerechtsame Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte	0,4	-	-
2. und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	37,4	0,4	-
3. Firmenwert	25,4	35,8	-
4. geleistete Anzahlungen	1,6	-	-
	64,8	36,2	-
II Sachanlagen
1. Grundstücke und grundstücksgl. Rechte	315,1	5,2	-
2. Bauten	224,1	20,7	-
3. Tagebauaufschluss	29,1	-	-
4. Technische Anlagen und Maschinen	2.147,8	50,6	-
5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	92,1	3,7	-
6. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	320,9	0,8	-
	3.129,1	81,0	-
III Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	-	-	-
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	-	-	-
3. Beteiligungen	1,9	1,5	-
Beteiligungen an assoziierten Unternehmen	87,8	-	-
4. Ausleihungen an Untern. mit Beteiligungsverh.	-	-	-
5. Wertpapiere des Anlagevermögens	83,6	-	-
Verrechnung mit sonstigen Personalrückstellungen	-68,6	-	-7,4
6. sonstige Ausleihungen	59,1	-	-
	163,8	1,5	-7,4
	3.357,7	118,7	-7,4

	Anschaffungs-/Herstellungskosten
Mio. €	Zugänge	Umbuchungen	Abgänge
I Immaterielle Vermögensgegenstände
1. Bergwerksgerechtsame Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte	-	-	-
2. und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	5,9	-0,5	-
3. Firmenwert	-	-	-
4. geleistete Anzahlungen	-1,5	-	-
	4,4	-0,5	-
II Sachanlagen
1. Grundstücke und grundstücksgl. Rechte	3,7	1,5	2,9
2. Bauten	4,6	8,4	3,2
3. Tagebauaufschluss	-	-	-
4. Technische Anlagen und Maschinen	80,3	234,3	17,4
5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	7,7	8,0	3,6
6. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	161,0	-251,7	4,9
	257,3	0,5	32,0
III Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	-	-	-
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	-	-	-
3. Beteiligungen	-	-	-
Beteiligungen an assoziierten Unternehmen	10,9	-	5,0
4. Ausleihungen an Untern. mit Beteiligungsverh.	-	-	-
5. Wertpapiere des Anlagevermögens	6,4	-	0,6
Verrechnung mit sonstigen Personalrückstellungen	-	-	-
6. sonstige Ausleihungen	-	-	-
	17,3	-	5,6
	279,0	0,0	37,6

	Anschaffungs-/Herstellungskosten
Mio. €	Stand 31.12.2023
I Immaterielle Vermögensgegenstände
1. Bergwerksgerechtsame Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte	0,4
2. und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	43,2
3. Firmenwert	61,2
4. geleistete Anzahlungen	0,3
	104,9
II Sachanlagen
1. Grundstücke und grundstücksgl. Rechte	322,6
2. Bauten	254,6
3. Tagebauaufschluss	29,1
4. Technische Anlagen und Maschinen	2.495,6
5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	107,9
6. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	226,1
	3.435,9
III Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	-
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	-
3. Beteiligungen	3,4
Beteiligungen an assoziierten Unternehmen	93,7
4. Ausleihungen an Untern. mit Beteiligungsverh.	-
5. Wertpapiere des Anlagevermögens	89,4
Verrechnung mit sonstigen Personalrückstellungen	76,0
6. sonstige Ausleihungen	59,1
	169,6
	3.710,4

	Abschreibungen
Mio. €	Stand 01.01.2023	Zugänge Konsolidierungskreis	Umgliederung	Zugänge	Umbuchungen
I Immaterielle Vermögensgegenstände
1. Bergwerksgerechtsame Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte	0,3	-	-	0,1	-
2. und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	29,6	0,3	-	2,7	-
3. Firmenwert	2,5	1,0	-	2,2	-
4. geleistete Anzahlungen	-	-	-	-	-
	32,4	1,3	-	5,0	-
II Sachanlagen
1. Grundstücke und grundstücksgl. Rechte	90,0	1,1	-	12,3	-
2. Bauten	93,4	-	-	22,2	-
3. Tagebauaufschluss	13,3	-	-	2,2	-
4. Technische Anlagen und Maschinen	1.543,7	9,3	-	248,2	-
5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	63,7	1,9	-	9,7	-
6. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	-		-	-0,9	-
	1.804,1	12,3	-	293,7	-
III Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	-	-	-	-	-
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	-	-	-	-	-
3. Beteiligungen	-	-	-	-	-
Beteiligungen an assoziierten Unternehmen	30,7	-	-	15,9	-
4. Ausleihungen an Untern. mit Beteiligungsverh.	-	-	-	-	-
5. Wertpapiere des Anlagevermögens	6,6	-	-	7,8	1,8
Verrechnung mit sonstigen Personalrückstellungen	-	-	-	-	-
6. sonstige Ausleihungen	-	-	-	-	-
	37,3	-	-	23,7	1,8
	1.873,8	13,6	-	322,4	1,8

	Abschreibungen
Mio. €	Abgänge	Zuschreibung	Stand 31.12.2023
I Immaterielle Vermögensgegenstände
1. Bergwerksgerechtsame Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte	-	-	0,4
2. und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	-	-	32,6
3. Firmenwert	-	-	5,74
4. geleistete Anzahlungen	-	-	-
	-	-	38,7
II Sachanlagen
1. Grundstücke und grundstücksgl. Rechte	0,6	-	102,8
2. Bauten	3,1	-	112,5
3. Tagebauaufschluss	-	-	15,5
4. Technische Anlagen und Maschinen	17,0	-	1.784,2
5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	3,5	-	71,8
6. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau		-	0,9
	24,2	-	2.085,9
III Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	-	-	-
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	-	-	-
3. Beteiligungen	-	-	-
Beteiligungen an assoziierten Unternehmen	-	-	46,6
4. Ausleihungen an Untern. mit Beteiligungsverh.	-	-	-
5. Wertpapiere des Anlagevermögens	-	2,3	10,3
Verrechnung mit sonstigen Personalrückstellungen	-	-	-
6. sonstige Ausleihungen	-	-	-
	-	2,3	56,9
	24,2	2,3	2.181,5

	Buchwert
Mio. €	Stand 31.12.2023	Stand 01.01.2023
I Immaterielle Vermögensgegenstände
1. Bergwerksgerechtsame Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte	-	0,1
2. und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	10,6	7,8
3. Firmenwert	55,5	22,9
4. geleistete Anzahlungen	0,1	1,6
	66,2	32,4
II Sachanlagen
1. Grundstücke und grundstücksgl. Rechte	219,8	225,1
2. Bauten	142,1	130,7
3. Tagebauaufschluss	13,6	15,8
4. Technische Anlagen und Maschinen	711,4	604,1
5. Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	36,1	28,4
6. Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	227,0	320,9
	1.350,0	1.325,0
III Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	-	-
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	-	-
3. Beteiligungen	3,4	1,9
Beteiligungen an assoziierten Unternehmen	47,1	57,1
4. Ausleihungen an Untern. mit Beteiligungsverh.	-	-
5. Wertpapiere des Anlagevermögens	79,1	77,0
Verrechnung mit sonstigen Personalrückstellungen	-76,0	68,6
6. sonstige Ausleihungen	59,1	59,1
	112,7	126,5
	1.528,9	1.483,9

Geschäfts- oder Firmenwert aus Kapitalkonsolidierung

Der sich nach Durchführung der Verrechnung gemäß § 301 Abs. 1 HGB ergebende positive Unterschiedsbetrag aus dem Erwerb der Wismar Pellets GmbH, der FVE Holding s.r.o, der LEPV Dissen GmbH, dem Solarpark HR I GmbH, der LEAG Biomass GmbH, der LEAG Clean Power GmbH und LEAG Finance GmbH, wurde als Geschäfts- oder Firmenwert aus der Kapitalkonsolidierung auf der Aktivseite innerhalb der immateriellen Vermögensgegenstände des Anlagevermögens ausgewiesen. Er wird linear über eine voraussichtliche Nutzungsdauer von ca.10 Jahren gemäß § 253 Abs. 3 Satz 4 MHGB planmäßig abgeschrieben, da die Nutzungsdauer nicht verlässlich geschätzt werden konnte. Der Geschäfts- und Firmenwert der FVE Holding s.r.o. wird über eine Nutzungsdauer von 7 Jahren abgeschrieben. Dies entspricht der durchschnittlichen Restnutzungsdauer der PV-Anlagen. Der Geschäfts- und Firmenwert der LEPV Dissen GmbH sowie der Solarpark HR I GmbH wird über 25 Jahre entsprechend der Vertragslaufzeiten abgeschrieben. Die Abschreibung beginnt mit Zugang des Geschäfts- oder Firmenwerts und berücksichtigt den voraussichtlichen Leistungszeitraum der Anlage.

Beteiligungen an assoziierten Unternehmen

Beteiligungen an assoziierten Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert. Dabei werden die Anteile am assoziierten Unternehmen zunächst mit dem Buchwert angesetzt. Ein bei der erstmaligen Bilanzierung entstehender Unterschiedsbetrag zwischen Buchwert und dem anteiligen Eigenkapital des assoziierten Unternehmens wird den Wertansätzen der zugrundeliegenden Vermögensgegenstände, Schulden, Rechnungsabgrenzungsposten und Sonderposten zugeordnet. Er wird entsprechend der Behandlung der Wertansätze dieser Vermögensgegenstände und Schulden im Jahresabschluss des assoziierten Unternehmens fortgeführt. Ein nach Zuordnung verbleibender Geschäfts- oder Firmenwert oder passiver Unterschiedsbetrag wird entsprechend der handelsrechtlichen Vorschriften fortgeführt.

Nach dem Erwerbszeitpunkt wird das auf den Anteilseigner anteilig entfallende Ergebnis des assoziierten Unternehmens in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst. Die kumulative Veränderung wirkt sich auf die Höhe des Beteiligungsbuchwerts des assoziierten Unternehmens aus.

Die Beteiligungen an assoziierten Unternehmen bestehen im Wesentlichen aus den Beteiligungen an zwei italienischen Gesellschaften (BIOMSER und EPNEI), deren Geschäftszweck in der Energieerzeugung aus Biomasse besteht. Die Buchwerte betrugen zum Anschaffungszeitpunkt 82,8 Mio. €. Der bei der erstmaligen Bilanzierung dieser Beteiligungen entstandene Unterschiedsbetrag in Höhe von 53,9 Mio. € entfiel vollständig auf den Geschäfts- oder Firmenwert. Er wird linear mit einer Nutzungsdauer von zehn Jahren abgeschrieben. Dies entspricht dem Zeitraum, in welchem finanzielle Rückflüsse aus den Beteiligungen erwartet werden. Der Unterschiedsbetrag per 31. Dezember 2023 beträgt 0,0 Mio. €.

(2) Vorräte

Mio. €	31.12.2023	31.12.2022
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	216,8	193,4
CO ₂ -Emissionszertifikate	2.725,7	756,7
Unfertige Erzeugnisse und Leistungen	4,3	4,2
Fertige Erzeugnisse	16,0	9,8
Geleistete Anzahlungen	5,0	3,4
	2.967,8	967,5

(3) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Mio. €	31.12.2023	davon Restlaufzeit > 1 Jahr	31.12.2022	davon Restlaufzeit > 1 Jahr
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.279,5	0,9	1.469,8	0,0
Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,2	0,0	0,1	0,0
Sonstige Vermögensgegenstände	1.265,2	155,9	3.612,1	158,1
	2.544,9	156,8	5.082,0	158,1

Von den Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, betreffen 0,2 Mio. € (Vorjahr: 0,1 Mio. €) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und 0,0 Mio. € (Vorjahr: 0,0 Mio. €) sonstige Forderungen.

Die sonstigen Vermögensgegenstände betreffen mit 986,5 Mio. € (Vorjahr: 3.379,7 Mio. €) geleistete Marginzahlungen (Einschusszahlungen an Handelspartner auf der Grundlage des aktuellen Marktkurses).

(4) Flüssige Mittel

Die Kassen- und Bankbestände bestehen fast ausschließlich aus Guthaben bei Kreditinstituten. In den Guthaben bei Kreditinstituten sind 74,9 Mio. € (Vorjahr: 108,1 Mio. €) enthalten, welche den ausstellenden Kreditinstituten als Banksicherheit gegen die Herauslegung von Bürgschaften zugunsten öffentlicher Stellen verpfändet wurden. Verpfändete Bankguthaben in Höhe von 155,3 Mio. € (Vorjahr: 157,4 Mio. €), mit deren Transfer in absehbarer Zeit nicht zu rechnen ist, werden als sonstige Vermögensgegenstände ausgewiesen.

(5) Rechnungsabgrenzungsposten

Die aktiven Rechnungsabgrenzungsposten enthalten hauptsächlich Vorauszahlungen im Zusammenhang mit dem Erwerb der Gaskraft Leipheim GmbH & Co. KG, für Baukostenzuschüsse und Vorauszahlungen für IT-Leistungen.

(6) Sonderverlustkonto

Die Entwicklung des Sonderverlustkontos im Berichtsjahr stellt sich wie folgt dar:

Mio. €	01.01.2023	Auflösung	Verbrauch	31.12.2023
Sonstige Rückstellungen
Ökologische Lasten	41,0	0,9	1,6	38,5
Abbruch	6,0	0,2	0,0	5,8
	47,0	1,1	1,6	44,3

Der Verbrauch des Sonderverlustkontos ist in Höhe der Verbräuche der jeweiligen Rückstellungen in den entsprechenden Aufwandsarten der Gewinn- und Verlustrechnung enthalten.

(7) Eigenkapital

Zum 31. Dezember 2023 betrug das gezeichnete Kapital 14,0 Mio. €. Das Eigenkapital ist in 14.025.000 Geschäftsanteile im Nennbetrag von je 1,00 € eingeteilt und wird zu 100 % von der LEAG Holding a.s., Prag (Tschechische Republik), gehalten.

Nach § 253 Abs. 6 Satz 2 HGB ist ein Unterschiedsbetrag aus Rückstellungsbildung in Höhe von 1,3 Mio. € (Vorjahr: 5,4 Mio. €) in den jeweiligen Konzernunternehmen ausschüttungsgesperrt.

(8) Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung

Mio. €
Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung 31.12.2022	342,0
Auflösung	0,0
Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung 31.12.2023	342,0

Der Unterschiedsbetrag aus der Erstkapitalkonsolidierung 2016 wurde als Unterschiedsbetrag mit Fremdkapitalcharakter klassifiziert. In den folgenden Geschäftsjahren ist der Unterschiedsbetrag entsprechend den im Geschäftsjahr angefallenen Verlusten aufzulösen.

(9) Sonderposten

Der Sonderposten enthält steuerpflichtige Zuschüsse in Höhe von 5,2 Mio. € (Vorjahr: 5,5 Mio. €).

(10) Rückstellungen

Mio. €	31.12.2023	31.12.2022
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	95,2	88,0
Steuerrückstellungen	277,1	356,3
Sonstige Rückstellungen
Abgabeverpflichtung CO ₂ -Emissionszertifikate	3.435,9	4.207,9
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.561,2	2.644,0
Rückstellungen für drohende Verluste	793,7	950,6
Rückstellungen für die Beseitigung ökologischer Lasten	133,3	146,2
Rückstellungen für Prozessrisiken	19,0	9,8
Personalrückstellungen	89,1	105,2
Übrige	488,7	65,2
	7.893,2	8.573,2

Die Pensionsrückstellungen decken die Versorgungsverpflichtungen gegenüber ehemaligen und noch aktiven Mitarbeitern ab.

Verpflichtungen aus Pensionszusagen sind teilweise durch Vermögensgegenstände gesichert. Die angelegten Vermögensgegenstände dienen ausschließlich der Erfüllung der Pensionsverpflichtungen und sind dem Zugriff übriger Gläubiger entzogen. Sie werden nach § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB mit den zugrundeliegenden Verpflichtungen verrechnet. Es handelt sich um Aktivwerte bei Rückdeckungsversicherungen.

Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen in Höhe von 95,2 Mio. € mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr wurden mit dem durchschnittlichen Marktzinssatz aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren abgezinst. Bei einem Ansatz dieser Rückstellungen unter Anwendung einer Abzinsung mit dem durchschnittlichen Marktzinssatz aus den vergangenen sieben Jahren (1,75 %) ergäbe sich eine um 1,3 Mio. € (Vorjahr: 5,4 Mio. €) höhere Rückstellung in Höhe von 96,5 Mio. €. Nach § 253 Abs. 6 Satz 2 HGB ist dieser Unterschiedsbetrag ausschüttungsgesperrt.

Mio. €	31.12.2023	31.12.2022
Erfüllungsbetrag der Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen	184,9	182,3
Beizulegender Zeitwert der Vermögenswerte	89,7	94,3
Nettowert der Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen (Rückstellungen)	95,2	88,0

Der Zeitwert der Vermögenswerte entspricht den Anschaffungskosten zuzüglich aufgelaufener Zinsen.

Für die Abgabeverpflichtung der CO ₂ -Emissionszertifikate an die Deutsche Emissionshandelsstelle sind Rückstellungen in Höhe von 3.435,9 Mio. € (Vorjahr: 4.207,9 Mio. €) berücksichtigt. Die Rückstellung für die Erfüllung der Abgabeverpflichtung der CO ₂ -Emissionszertifikate an die DEHSt basiert auf den bei der Stromerzeugung emittierten Mengen an CO ₂.

Die bergbaubedingten Rückstellungen umfassen insbesondere die Kosten der Herstellung der Bergbaufolgelandschaft mit den Schwerpunktinhalten Restraumgestaltung, Rekultivierung, Verlegemaßnahmen und Entschädigungen, wasserwirtschaftliche Ausgleichsmaßnahmen, Sanierungs- und Entsorgungsverpflichtungen sowie Rückbau technischer Anlagen. Zum 31. Dezember 2023 ergeben sich aufgrund der vorzeitigen Beendigung der Braunkohleverstromung bei LE-B Mehraufwendungen in Höhe eines mittleren dreistelligen Millionen-Eurobetrages, die zum 31. Dezember 2023 ebenfalls schon bilanziert wurden. Bei der Bewertung dieser Rückstellungen wurden die zu erwartenden Erträge aus einer der LE-B zustehenden Entschädigung berücksichtigt.

Die Rückstellungen für drohende Verluste betreffen schwebende Absatzgeschäfte aus dem Stromgeschäft sowie für die Beschaffung von CO ₂ -Zertifikaten.

Die Rückstellungen für die Beseitigung ökologischer Lasten bestehen insbesondere für die Sicherung, Sanierung und Rekultivierung von Deponien und für nicht betriebsnotwendige Immobilien. Bei der dauernden Last wurde ein Ausgabenverlauf von 60 Jahren unterstellt.

Die Rückstellungen für Prozessrisiken decken mögliche Prozessrisiken ab.

Die Personalrückstellungen betreffen im Wesentlichen Verpflichtungen im Rahmen von Altersteilzeitregelungen, Arbeitszeitguthaben sowie leistungsabhängige Vergütungen an die Mitarbeiter.

Die übrigen Rückstellungen betreffen mit 422,5 Mio. € die Abschöpfung von Überschusserlösen nach dem Strompreisbremsegesetz.

(11) Verbindlichkeiten

Mio. €	31.12.2023			31.12.2022
	insgesamt	Restlaufzeit		insgesamt	Restlaufzeit
		< 1 Jahr	> 5 Jahre		< 1 Jahr	> 5 Jahre
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	234,3	28,7	115,0	-	-	-
Erhaltene Anzahlungen	1,4	1,4	-	0,8	0,8	-
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	292,5	292,5	-	926,8	926,7	0,1
Verbindlichkeiten geg. Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	1,6	1,6	-	1,7	1,0	-
Sonstige Verbindlichkeiten	166,7	157,3	1,5	119,2	110,7	1,2
davon aus Steuern	50,7	50,7	-	6,7	6,7	-
davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	3,0	3,0	-	0,1	0,0	-
	696,5	481,5	116,5	1.048,5	1.039,1	1,3

Die Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, betreffen mit 0,6 Mio. € (Vorjahr: 0,7 Mio. €) eine ausstehende Einlage und mit 1,0 Mio. € (Vorjahr: 1,0 Mio. €) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen.

Die sonstigen Verbindlichkeiten betreffen mit 74,2 Mio. € (Vorjahr: 39,8 Mio. €) Marginzahlungen (Einschusszahlungen von Handelspartnern auf der Grundlage des aktuellen Marktkurses).

(12) Rechnungsabgrenzungsposten

Die passiven Rechnungsabgrenzungsposten enthalten vor allem Baukostenzuschüsse.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(13) Umsatzerlöse

Mio. €	01.01. - 31.12.2023	01.01. - 31.12.2022
Stromerlöse und Systemdienstleistungen	9.870,3	7.387,1
Kohleprodukte	367,1	254,0
Fernwärme (einschließlich Dampf)	39,5	65,7
Sonstige	244,1	313,1
	10.521,0	8.019,9

Die Umsatzerlöse wurden fast ausschließlich im Inland erzielt.

Die Sonstigen Umsatzerlöse betreffen im Wesentlichen Erlöse aus der Sicherheitsbereitschaft, das Betriebsführungsentgelt für den Block S des Kraftwerks Lippendorf, Erlöse für die Mitverbrennung von Sekundärbrennstoffen sowie Erlöse aus dem Verkauf von Gips.

(14) Bestandsveränderungen

Mio. €	01.01. - 31.12.2023	01.01. - 31.12.2022
Fertige und unfertige Erzeugnisse sowie unfertige Leistungen	0,4	6,0
Vorabraum	2,4	12,1
	2,8	18,1

(15) Sonstige betriebliche Erträge

Mio. €	01.01. - 31.12.2023	01.01. - 31.12.2022
Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen ^*	897,2	1.256,5
Erträge aus dem Verkauf CO ₂ -Zertifikate	157,4	155,2
Erträge aus Schadenersatz ^*	4,4	0,4
Übrige Erträge	27,8	25,8
	1.086,8	1.437,9

^* periodenfremde Erträge

In den Erträgen aus der Auflösung von Rückstellungen, sind Inanspruchnahmen von Drohverlustrückstellungen in Höhe von 568,4 Mio. € (Vorjahr: 1.095,9 Mio. €) enthalten. Da eine Zuordnung zu den einzelnen Aufwandsarten nicht eindeutig möglich ist, wird aus Vereinfachungsgründen der zum 1. Januar 2023 bereits zurückgestellte Betrag bei den verschiedenen Aufwandsarten nicht eliminiert.

Des Weiteren sind in den sonstigen betrieblichen Erträgen Gewinne aus den Verkäufen von CO ₂ -Emissionszertifikaten, welche im Zusammenhang mit liquiditätssichernden Maßnahmen im Jahr 2022 und 2023 erfolgten, enthalten.

(16) Materialaufwand

Mio. €	01.01. - 31.12.2023	01.01. - 31.12.2022
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren	5.926,9	6.650,9
Aufwendungen für bezogene Leistungen	457,9	381,7
	6.384,8	7.032,6

Von den Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe entfällt der überwiegende Teil auf CO ₂ -Emissionszertifikate, Strombezüge, Einsatzstoffe in Braunkohlenkraftwerken sowie auf den Verbrauch von Lagermaterial für Tagebaugroßgeräte.

Die Aufwendungen für bezogene Leistungen betreffen vor allem Fremdleistungen für Instandhaltungsmaßnahmen.

(17) Personalaufwand

Mio. €	01.01. - 31.12.2023	01.01. - 31.12.2022
Löhne und Gehälter	494,4	434,4
Soziale Abgaben	108,9	97,4
Aufwendungen für Altersversorgung	19,1	15,7
für Unterstützung	12,1	11,8
	634,5	559,3

Mitarbeiter und Mitarbeiterinnen im Jahresdurchschnitt

	2023	2022
Gewerbliche Arbeitnehmer	4.689	4.289
Angestellte	2.245	2.174
	6.934	6.463

(18) Abschreibungen

Die Abschreibungen betreffen mit 298,7 Mio. € (Vorjahr: 265,6 Mio. €) Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen. Diese sind im Einzelnen aus der Entwicklung des Anlagevermögens zu entnehmen.

Im Zeitraum vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023 wurden außerplanmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen in Höhe von 1,9 Mio. € (Vorjahr: 1,0 Mio. €) vorgenommen, die auf Tagebauflächen entfallen.

(19) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Mio. €	01.01. - 31.12.2023	01.01. - 31.12.2022
Verluste aus dem Verkauf CO ₂ Zertifikate	772,5	124,1
Zuführung Rückstellung StromPBG	422,5	13,1
Zuführung Rückstellungen für drohende Verluste	61,5	208,4
Zuführung bergbaubedingte Rückstellungen	32,6	439,8
Serviceleistungen	65,0	57,5
Mietaufwendungen	26,9	19,0
Versicherungen	14,3	13,7
Zuführung Rückstellungen Personalmaßnahmen	5,0	4,3
Übrige sonstige betriebliche Aufwendungen	250,1	72,2
	1.650,4	952,1

Bei der Ermittlung der sich zum 31. Dezember 2023 aufgrund der vorzeitigen Beendigung der Braunkohleverstromung bis 2038 bei LE-B ergebenden Mehraufwendungen wurden künftige Entschädigungszahlungen des Bundes berücksichtigt.

Bei den Zuführungen Rückstellungen für drohende Verluste handelt es sich um Stromtermingeschäfte in Höhe von 61,5 Mio. € (Vorjahr: 208,4 Mio. €), die im Wesentlichen durch sinkende Strompreise im Jahr 2023 für die im Geschäftsjahr 2022 zur Liquiditätssicherung abgeschlossenen Geschäfte entstanden sind. Des Weiteren sind in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen Verluste aus den Verkäufen von CO ₂ -Emissionszertifikaten, welche ebenfalls im Zusammenhang mit liquiditätssichernden Maßnahmen erfolgten, enthalten.

In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind im aktuellen Geschäftsjahr unter anderem Zuschüsse, Gebühren, Rechts- und Beratungskosten enthalten.

Honorare des Abschlussprüfers

Für Tätigkeiten des Abschlussprüfers Deloitte GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft wurden im Geschäftsjahr 1.103 T€ aufgewendet (Vorjahr 593 T€). Die Honorare entfallen mit 809 T€ auf Abschlussprüfungsleistungen (Vorjahr 392 T€) und mit 294 T€ auf sonstige Leistungen (Vorjahr 201 T€).

(20) Finanzergebnis

Das Finanzergebnis setzt sich hauptsächlich aus den Zinserträgen in Höhe von 156,6 Mio. € (Vorjahr: 4,4 Mio. €), welche Verwahrentgelte in Höhe von 4,0 Mio. € (Vorjahr: 14,1 Mio. €) enthalten, Abschreibungen auf Finanzanlagen und Wertpapiere des Umlaufvermögens in Höhe von 7,8 Mio. € (Vorjahr: 15,2 Mio. €) und Zinsaufwendungen in Höhe von 88,8 Mio. € (Vorjahr: 241,4 Mio. €) zusammen.

Der Zinsanteil aus der Zuführung zu den Pensions- und Personalrückstellungen wird unter den "Zinsen und ähnlichen Aufwendungen" ausgewiesen. Im Geschäftsjahr handelt es sich um den Nettoaufwand nach Verrechnung mit Erträgen aus den Aktivwerten.

Im Geschäftsjahr wurden Aufwendungen aus der Aufzinsung der Pensions- und längerfristigen Personalrückstellungen (4,6 Mio. €; Vorjahr: 4,4 Mio. €) mit Erträgen aus den zugehörigen Aktivwerten (2,0 Mio. €, Vorjahr: 2,0 Mio. €) verrechnet.

Aus der Aufzinsung der Pensions- und längerfristigen Personalrückstellungen nach Verrechnung mit Erträgen aus Aktivwerten und aus der Aufzinsung von Steuer- und sonstigen Rückstellungen resultieren Aufwendungen von insgesamt 38,2 Mio. € (Vorjahr: 33,6 Mio. €).

(21) Sonstige Steuern

Die sonstigen Steuern betreffen Strom-, Grund- und Kfz-Steuern.

Erläuterungen zur Kapitalflussrechnung

In der Kapitalflussrechnung sind die Zahlungsströme entsprechend den Empfehlungen des DRS 21 des Deutschen Rechnungslegungs Standards Committee e.V. nach der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit aufgeteilt.

Der Finanzmittelfonds am Ende der Periode setzt sich zusammen aus den flüssigen Mitteln, abzüglich eines Betrages in Höhe von 74,9 Mio. € (Vorjahr: flüssige Mittel abzüglich 108,1 Mio. €). Dieser Betrag beinhaltet verfügungsbeschränkte Finanzmittel.

Sonstige Angaben

Außerbilanzielle Geschäfte und sonstige finanzielle Verpflichtungen

Am 31. Dezember 2023 bestand ein Bestellobligo abzüglich Anzahlungen für Investitionen und Instandhaltungsmaßnahmen in Höhe von 297,0 Mio. € (Vorjahr: 423,1 Mio. €).

Im Rahmen einer Mitgliedschaft bei der Bergschadenausfallkasse e.V. in Bonn ist die LE-B gemeinschaftlich mit anderen Vereinsmitgliedern, welche sich als Bergbaubetrieb mit der Aufsuchung und/oder Gewinnung von Braunkohle betätigen, durch die Zahlung von Mitgliedsbeiträgen zur Übernahme von ausgefallenen Bergschadenersatzansprüchen verpflichtet.

Im Zusammenhang mit einem Beteiligungserwerb besteht für aufschiebend bedingte Anschaffungskosten, die nicht bereits bei Erwerb zu berücksichtigen sind, eine bedingte Zahlungsverpflichtung von bis zu 12 Mio. €.

Aufgrund immens steigender Energiepreise wurde es erforderlich, für Stromtermingeschäfte, die an der Strombörse abgeschlossen wurden, höhere Sicherheiten zu hinterlegen. In diesem Zusammenhang hat LE-K mit der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) einen Kreditvertrag mit einem Verfügungsrahmen von bis zu 5,5 Mrd. € abgeschlossen. Dieser Kredit wurde bereits 2022 vollständig getilgt. Vor dem Hintergrund der Kreditgewährung hat sich die LE-K verpflichtet, Erträge, die sich aufgrund der Marktpreisentwicklungen im Jahr 2022 ergeben, in die Zweckgesellschaften der Länder Brandenburg und Sachsen einzubringen. Die daraus resultierende Einzahlungsverpflichtung beläuft sich auf 317,3 Mio. €. Für die Verwendung des Bemessungsbetrages durch LEAG und die Zweckgesellschaften gelten die Regelungen des Öffentlich-rechtlichen Vertrages zur Reduzierung und Beendigung der Braunkohleverstromung in Deutschland entsprechend, einschließlich der darin festgelegten Verpflichtungen seitens der LEAG und der Zweckgesellschaften.

Vorsorgevereinbarung Freistaat Sachsen

LE-B und das Sächsische Oberbergamt, als Vertreter des Sächsischen Staatsministeriums für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr, seinerseits als Vertreter des Freistaates Sachsen, haben am 30. November 2018 eine Vorsorgevereinbarung zur Sicherung der Wiedernutzbarmachungs- sowie etwaiger Nachsorgeverpflichtungen für die Tagebaue Nochten und Reichwalde abgeschlossen.

Laut dieser Vereinbarung wurde der Aufbau eines zweckgebundenen Sondervermögens zur finanziellen Absicherung des künftigen Liquiditätsbedarfs für die Wiedernutzbarmachung nach Ende des operativen Tagebaubetriebes vereinbart. In diesem Zusammenhang erfolgt die Übertragung von Vermögenswerten auf die zu diesem Zweck gegründete Lausitz Energie Vorsorge- und Entwicklungsgesellschaft Sachsen mbH & Co. KG.

Mit dem Freistaat Sachsen wurde am 30. Juni 2021 eine an das KVBG, den örV und die neue Revierplanung angepasste Vorsorgevereinbarung abgeschlossen.

An dem Kommanditanteil der LE-B an dieser Zweckgesellschaft sowie an dem Geschäftsanteil der LE-B an der zugehörigen Komplementär-GmbH wurden rechtsgeschäftliche Pfandrechte zugunsten des Landes bestellt. Diesbezüglich wurde zwischen der LE-B und dem Freistaat Sachsen am 21. Januar 2020 ein Sicherungsvertrag abgeschlossen.

Bis zum 31. Dezember 2023 wurden in Summe Vermögenswerte und liquide Mittel im Wert von 290,2 Mio. € eingebracht. Weiterhin besteht die Forderung zur Vornahme einer noch ausstehenden Einzahlung in die Lausitz Energie Vorsorge- und Entwicklungsgesellschaft Sachsen mbH & Co. KG (LEVES) aus einer sonstigen vertraglichen Verpflichtung der Lausitz Energie Bergbau AG in Höhe von 180,9 Mio. €. Bis zu Jahr 2038 soll das Sondervermögen in der Zweckgesellschaft einen Wert von 1.546,3 Mio. € erreicht haben. Mit Erfüllung der Verpflichtungen zur Wiedernutzbarmachung werden die Mittel entsprechend fortlaufend reduziert.

Zur weiteren Absicherung der bergrechtlichen Wiedernutzbarmachungs- sowie etwaiger Nachsorgeansprüche hat die LE-B gemäß der Vorsorgevereinbarung ferner ein abstraktes Schuldversprechen gegenüber dem Freistaat abgegeben.

Vorsorgevereinbarung Land Brandenburg

LE-B und das Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe ("LBGR"), als Vertreter des Landes Brandenburg, haben am 1. Juli 2019 eine Vorsorgevereinbarung zur Sicherung der Wiedernutzbarmachungs- sowie etwaiger Nachsorgeverpflichtungen für die Tagebaue Welzow-Süd und Jänschwalde abgeschlossen.

Laut dieser Vereinbarung wurde der Aufbau eines zweckgebundenen Sondervermögens zur finanziellen Absicherung des künftigen Liquiditätsbedarfs für die Wiedernutzbarmachung nach Ende des operativen Tagebaubetriebes im Land Brandenburg vereinbart. In diesem Zusammenhang erfolgt die Übertragung von Vermögenswerten auf die zu diesem Zweck gegründete Lausitz Energie Vorsorge- und Entwicklungsgesellschaft Brandenburg mbH & Co. KG.

Am 2. September 2021 wurde eine an das KVBG, den örV und die neue Revierplanung angepasste Vorsorgevereinbarung mit dem Land Brandenburg abgeschlossen.

An dem Kommanditanteil der LE-B an dieser Zweckgesellschaft sowie an dem Geschäftsanteil der LE-B an der zugehörigen Komplementär-GmbH wurden rechtsgeschäftliche Pfandrechte zugunsten des Landes bestellt. Diesbezüglich wurde zwischen der LE-B und dem Land Brandenburg am 12. Dezember 2019 ein Sicherungsvertrag abgeschlossen.

Bis zum 31. Dezember 2023 wurden in Summe Vermögenswerte und liquide Mittel im Wert von 213,2 Mio. € eingebracht. Weiterhin besteht die Forderung zur Vornahme einer noch ausstehenden Einzahlung in die Lausitz Energie Vorsorge- und Entwicklungsgesellschaft Brandenburg mbH & Co. KG (LEVEB) aus einer sonstigen vertraglichen Verpflichtung der Lausitz Energie Bergbau AG in Höhe von 136,5 Mio. €. Bis zum Jahr 2030 soll das Sondervermögen in der Zweckgesellschaft einen Wert von 915,6 Mio. € erreicht haben. Mit Erfüllung der Verpflichtungen zur Wiedernutzbarmachung werden die Mittel entsprechend fortlaufend reduziert.

Zur weiteren Absicherung der bergrechtlichen Wiedernutzbarmachungs- sowie etwaiger Nachsorgeansprüche hat die LE-B gemäß der Vorsorgevereinbarung ferner ein abstraktes Schuldversprechen gegenüber dem Land abgegeben.

Haftungsverhältnisse

Im Rahmen der vollzogenen Ausgliederung des Geschäftsbereichs des Steinkohlenkraftwerks Moorburg und des Geschäftsbereichs der Energieerzeugung durch Wasserkraft haften die an der Spaltung beteiligten Rechtsträger für Verbindlichkeiten, die vor dem Wirksamwerden der Spaltung begründet worden sind, als Gesamtschuldner. Die Haftungsfristen gemäß § 133 UmwG für vor dem Wirksamwerden der Spaltung begründete Versorgungsverpflichtungen aufgrund des Betriebsrentengesetzes betragen zehn Jahre. Der aufnehmende Rechtsträger wird Verpflichtungen aus der gesamtschuldnerischen Haftung voraussichtlich erfüllen können. Daher ist mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen.

Die LE-B hat eine selbstschuldnerische Bürgschaft gegenüber dem Banken-Konsortium, welches das Gaskraftwerk Leipheim finanziert, i.H.v. 137,2 Mio. € übernommen, welche eine mögliche Inanspruchnahme aus einer zugunsten des Übertragungsnetzbetreibers Amprion ausgestellten Bankbürgschaft absichert.

Zur Sicherung der Erfüllung aller Ansprüche aus oder im Zusammenhang mit dem zwischen dem Generalauftragnehmer und GKL geschlossenen Vertrag vom 12. Februar 2021 über Planung, Lieferung, schlüsselfertige Errichtung, Inbetriebnahme und Funktionstest eines Gasturbinenkraftwerkes am Standort Leipheim übernimmt die LE-B gegenüber dem Generalauftragnehmer für die GKL oder dessen Gesamtrechtsnachfolger eine selbstschuldnerische Bürgschaft. Die kumulative Haftung ist auf 25,0 Mio. € beschränkt. Im Rahmen des Betriebs- und Instandhaltungsvertrages wurde durch LE-B zusätzlich eine Konzernbürgschaft über 4,0 Mio. € übernommen.

Des Weiteren erklärt LE-B im Namen der GKL an das für die schlüsselfertige Errichtung einer Gasleitung, zweier Molchstationen und eines Kabelrohrsystems vertraglich gebundene Unternehmen, sämtliche Verbindlichkeiten fristgemäß zu erfüllen. Die Verpflichtung ist auf den Auftragswert in Höhe von 13,4 Mio. € zzgl. Umsatzsteuer begrenzt.

Zur Sicherung der Forderungen eines Stromhandelsunternehmens gegenüber LE-K aus einem EFET-Vertrag und dazugehörigen Einzelverträgen reichte die LE-B für die LE-K eine selbstschuldnerische Bürgschaft in Höhe von 5,0 Mio. € aus.

Aufwendungen für Bezüge der Mitglieder des Geschäftsführungsorgans

Die Aufwendungen für Bezüge der Mitglieder des Geschäftsführungsorgans für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben im Mutter- und den Tochterunternehmen beliefen sich im Berichtsjahr auf 1,5 Mio. € (Vorjahr: 1,7 Mio. €). Sie bestehen insbesondere aus Fixum, erfolgsbezogener Vergütung und sonstigen erfolgsunabhängigen Bezügen.

Wechsel in der Geschäftsführung

Herr Thorsten Kramer wurde zum 18. September 2024 als Geschäftsführer der Gesellschaft abberufen. Herr Adolf Roesch wurde zum 19. September 2024 als Geschäftsführer der Gesellschaft bestellt.

Aufstellung des Anteilsbesitzes der LEV per 31.12.2023

Verbundene Unternehmen

Name und Sitz, Anteil am Kapital

•	Lausitz Energie Bergbau AG, Cottbus, 80 % (direkt)
•	Transport- und Speditionsgesellschaft Schwarze Pumpe mbH, Spremberg, 100 % (indirekt)
•	GMB GmbH, Senftenberg, 100 % (indirekt)
•	Lausitz Energie Verwaltungsgesellschaft Brandenburg mbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Lausitz Energie Vorsorge- und Entwicklungsgesellschaft Brandenburg mbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Lausitz Energie Verwaltungsgesellschaft Sachsen mbH, Boxberg/O.L., 100 % (indirekt)
•	Lausitz Energie Vorsorge- und Entwicklungsgesellschaft Sachsen mbH & Co. KG, Boxberg/O.L., 100 % (indirekt)
•	Lausitz Energie Erneuerbare Verwaltungsgesellschaft mbh, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Gaskraftwerk Leipheim Verwaltungs GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Gaskraftwerk Leipheim GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	PV Böhlen GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LandWerte Verwaltungs GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	MCR Engineering Lausitz GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	energy cubes GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	SERO LAUSITZ GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LandWerte Immobilien & Entwicklung GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Holzkontor und Pelletierwerk Schwedt GmbH, Schwedt, 100 % (indirekt)
•	LEWP Forst Briesnig 2 GmbH & Co. KG, Cottbus,100 % (indirekt)
•	LEPV Boxberg GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEFPV Cottbuser Ostsee GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEPV Jänschwalde GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEPV Energiepark Bohrau GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LE Erneuerbare Energien Sachsen Verwaltungs GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Propell GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEPV Dissen GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Solarpark HR I GmbH, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEPV Hirschfelde GmbH & Co.KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	LEWP Cottbus Ost GmbH & Co. KG, Cottbus, 100 % (indirekt)
•	Wismar Pellets GmbH, Wismar, 100 % (indirekt)
•	German Pellets Denmark ApS, Farup, Dänemark, 100 % (indirekt)
•	Best Pellets Handelsgemeinschaft GmbH, Karlsruhe, 67,4 % (indirekt)
•	LEAG Biomass GmbH, Cottbus, 100 % (direkt)
•	FVE Holding, s.r.o., Prag, 100 % (direkt)
•	FVE Nemcice s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	FVE Slusovice s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	FVE Cejkovice s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	FVE Napajedla s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	J&T Recycle, s.r.o., Prag, 100 % (indirekt)
•	LEAG Clean Power GmbH, Cottbus, 100 % (direkt)
•	LEAG Finance GmbH, München, 100 % (direkt)
•	Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus, 80 % (direkt)
•	Kraftwerk Schwarze Pumpe GmbH, Spremberg, 100 % (indirekt)

Assoziierte Unternehmen

Name und Sitz, Anteil am Kapital, Stichtag der erstmaligen Einbeziehung

EP New Energy Italia S.r.l., Rom, 49 % (indirekt), 31. Dezember 2019

Biomasse Servizi S.r.l., Rom, 49 % (indirekt), 31. Dezember 2019

LEAG Renewables GmbH, Berlin, 20 % (indirekt), 31. Dezember 2020

EVA Verwaltungs GmbH, Peitz, 50 % (indirekt), 31. Dezember 2020

EVA Jänschwalde GmbH & Co. KG, Cottbus, 50 % (indirekt), 31. Dezember 2020

EEL Erneuerbare Energien Lausitz GmbH & Co. KG, Cottbus, 50 % (indirekt), 31. Dezember 2023

Nachtragsbericht

Vorgänge von besonderer Bedeutung sind nach dem Abschlussstichtag nicht eingetreten.

Cottbus, 27. November 2024

Geschäftsführung der Lausitz Energie Verwaltungs GmbH

Jan Špringl

Tomáš David

Milan Jalový

Adolf Roesch

Dr. Markus Binder

Dr. Philipp Nellessen

Jörg Waniek

BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die Lausitz Energie Verwaltungs GmbH, Cottbus

Prüfungsurteile

Wir haben den Konzernabschluss der Lausitz Energie Verwaltungs GmbH, Cottbus, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2023, der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung, der Konzern-Eigenkapitalveränderungsrechnung und der Konzern-Kapitalflussrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 sowie dem Konzernanhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Konzernlagebericht der Lausitz Energie Verwaltungs GmbH, Cottbus, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023, geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

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entspricht der beigefügte Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2023 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 und

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vermittelt der beigefügte Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Konzernlagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Konzernabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen (d.h. Manipulationen der Rechnungslegung und Vermögensschädigungen) oder Irrtümern ist.

Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte im Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Konzernlageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Konzernlagebericht erbringen zu können.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern ist, und ob der Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht beinhaltet.

Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus dolosen Handlungen oder Irrtümern resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses und Konzernlageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

•	identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher falscher Darstellungen im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass aus dolosen Handlungen resultierende wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist höher als das Risiko, dass aus Irrtümern resultierende wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, da dolose Handlungen kollusives Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können.
•	gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Konzernabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Konzernlageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme abzugeben.
•	beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben.
•	ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass der Konzern seine Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann.
•	beurteilen wir Darstellung, Aufbau und Inhalt des Konzernabschlusses insgesamt einschließlich der Angaben sowie ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Konzernabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt.
•	holen wir ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Rechnungslegungsinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten innerhalb des Konzerns ein, um Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht abzugeben. Wir sind verantwortlich für die Anleitung, Beaufsichtigung und Durchführung der Konzernabschlussprüfung. Wir tragen die alleinige Verantwortung für unsere Prüfungsurteile.
•	beurteilen wir den Einklang des Konzernlageberichts mit dem Konzernabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage des Konzerns.
•	führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Konzernlagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen.

Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger bedeutsamer Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen.

Berlin, den 27. November 2024

Deloitte GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Gerald Reiher, Wirtschaftsprüfer

Christoph Henry Krause, Wirtschaftsprüfer