UEE Holding SE & Co. KG (vormals: UEE Holding GmbH)

Aurich

Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2020 bis zum 31.12.2020

Konzernlagebericht für das Geschäftsjahr 2020

1. Grundlagen des Unternehmens

a) Geschäftsmodell des Konzerns

Die UEE Holding GmbH (nunmehr: UEE Holding SE & Co. KG), Aurich, ist das Mutterunternehmen einer weltweit auf dem Gebiet der regenerativen Energiesysteme aktiven Unternehmensgruppe, die getriebelose Windenergieanlagen entwickelt, produziert und vertreibt und darüber hinaus umfassende Serviceleistungen erbringt. Die UEE Holding GmbH mit ihren Beteilungen wird nachfolgend ENERCON-Gruppe oder ENERCON genannt. Die ENERCON GmbH, Aurich, und ihre Tochtergesellschaften stellen mit Vertrieb und Projektmanagement den Kernbereich des Konzerns dar. Den Schwerpunkt der Aktivitäten bilden die Märkte in der Europäischen Union, dem süd-ostasiatischen Raum, Kanada und der Türkei.

b) Ziele und Strategie

Der Fokus der ENERCON-Gruppe ist seit Jahren auf eine weltweite ökologisch verträgliche, klimaneutrale und zugleich wettbewerbsfähige Stromerzeugung aus regenerativen Energiequellen gerichtet. Die Unternehmensentwicklung von ENERCON ist geprägt von der Vision "Energie für die Welt".

ENERCON übernimmt Verantwortung für nachhaltige, richtungsweisende und zukunftsfähige Konzepte der regenerativen Energieerzeugung und -versorgung mit dem Ziel, durch nachhaltige Lösungen einen entscheidenden Beitrag zum weltweit wachsenden Energiebedarf zu leisten. ENERCON ist es in den Jahren ihres Bestehens gelungen, weltweit über 30.000 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von mehr als 55 GW zu installieren. Diesen Weg auch weiterhin erfolgreich zu beschreiten, ist die Basis des strategischen Leitbildes. Das strategische Leitbild beruht auf den Unternehmensgrundsätzen und Leistungsansprüchen:

Das Ziel von ENERCON besteht darin, diese Grundsätze und Ansprüche weiter zu stärken und auszubauen, um die Unabhängigkeit und Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens langfristig zu sichern und um den Unternehmenswert nachhaltig zu steigern.

Das Leistungsspektrum der Unternehmen im Umfeld von ENERCON umfasst schwerpunktmäßig die Forschung und Entwicklung, die Produktion, den Vertrieb, die Projektierung und den Service von Windenergieanlagen. Dienstleistungen im Energiemanagement sowie weitere Produkt- und Ergänzungsentwicklungen im regenerativen Umfeld runden die Angebotspalette ab.

ENERCON zeichnet sich durch seine Technologie-, Produktions- und Servicekompetenz aus, um das strategische Ziel des durch ENERCON-Anlagen erzielten, sicheren Anteils an Strom aus Windenergie zu realisieren. Durch die in mehr als 35 Jahren gesammelten, umfangreichen praktischen Erfahrungen und Einblicke entlang der Fertigungsstufen, wird ein großes Wertschöpfungspotential gehoben. Zudem werden marktgerechte Qualitätsstandards gesetzt sowie ein großes Maß an Flexibilität gewährleistet.

Zusammenspiel von Unternehmensgrundsätzen, Leistungsansprüchen und dem Integrierten Managementsystem bei ENERCON

Die Kompetenzen werden durch das Integrierte Managementsystem (IMS) bei ENERCON unterstützt. Das IMS besteht aus den Fachbereichen Qualitäts- und Umweltmanagement (ISO 9001 und ISO 14001), Arbeitssicherheit und Gesundheitsmanagement (OHSAS 18001) sowie Energiemanagement (ISO 50001). Das IMS dient in erster Linie dem Schutz des Unternehmens, seiner Mitarbeiter, Kunden und anderer relevanter Parteien vor dem Eintritt vermeidbarer Schadensereignisse und leistet damit einen elementaren Beitrag zum Risikomanagement. Das Risikomanagement-System ist in Anlehnung an ISO 31000 zertifiziert. Der angemessene Umgang mit strategischen und operativen Herausforderungen innerhalb und außerhalb des Unternehmens wird regelmäßig durch die Zertifizierung der jeweiligen Managementsysteme bestätigt.

c) Forschung und Entwicklung

Die Gruppe der Firmen um die WRD Wobben Research and Development GmbH, nachfolgend WRD genannt, nimmt im Wege der Auftragsforschung schwerpunktmäßig die Forschungs- und Entwicklungstätigkeiten für ENERCON wahr. Schwerpunktthemen der Forschung und Entwicklung bilden die Optimierung und kontinuierliche Verbesserung des bestehenden Produktprogramms sowie die Entwicklung neuer Windenergieanlagen auf der Basis bewährten, getriebelosen Anlagentechnologie. ENERCON entwickelt und erprobt Windenergieanlagen, die neben der Generierung von Strom auch Schnittstellen zur Einbindung von Power-2-x-Technologien und damit einen Mehrwert bei der adäquaten Vermarktung Erneuerbarer Energien bieten.

Im Verlauf des Jahres 2020 wurden wiederum die Ergebnisse langjähriger Entwicklungen umgesetzt. Der Ausbau der Kompetenz zur Einrichtung und Verbesserung der Produktionsabläufe ist ein ausdrückliches Ziel der Forschung und Entwicklung für ENERCON.

Die technologische Ausrichtung bezieht die Erfahrungen aus dem langjährigen Anlagenbetrieb konsequent ein und führt zu einer kontinuierlichen Verbesserung aller Produkte aus dem Hause ENERCON. Neue Anlagentypen werden nach intensiven Tests der Serienproduktion zugeführt. Die über die Lebenszeit einer Energie generierenden Anlage gerechneten Stromgestehungskosten, die sogenannten Levelized Cost of Energy (LCOE), spielen in der Investitionsentscheidung der Kunden eine zunehmend große Rolle. Hinsichtlich der Technologie- und Produktentwicklung setzte ENERCON 2020 konsequent die eingeschlagene Richtung hin zu LCOE-optimierten Windenergieanlagengenerationen fort. Im Mittelpunkt stehen die neuen kompakten Anlagentypen der EP3- und EP5-Plattform (ENERCON Plattform 3 bzw. 5 MW), mit der sich ENERCON auch in wettbewerbsintensiven internationalen Märkten gute Chancen ausrechnet.

Trotz der besonderen Herausforderungen aufgrund der Covid-19-Pandemie konnte ENERCON 2020 drei Prototypen dieser mehrjährigen integrierten Entwicklungsprogramme erfolgreich installieren und in Betrieb nehmen: Im März wurde die E-138 EP3 E2 (IEC IIIA, 4,2 MW Nennleistung) in Schleswig-Holstein in Betrieb genommen. Im Juli folgte in Wieringermeer in den Niederlanden das neue Flaggschiff des Produktportfolios, die E-160 EP5 (IEC IIIA, 4,6 MW Nennleistung) und im August folgte eine Anlage in der Reihe der bereits bekannten E-115 mit dem technischen Zusatz EP3 E3 (IEC IA/IEC IIA, 2,99 MW/4,2 MW Nennleistung).

Nach erfolgreicher Testphase konnte bereits in den ersten Monaten des Jahres 2021 Serienfertigung und -aufbau der neu entwickelten Anlagen vorbereitet bzw. bereits gestartet werden. Gleichzeitig lief im Testfeld Wieringermeer ein weiteres Prototypenprojekt für eine weitere EP5-Anlage. Die E-160 EP5 wird dort im ersten Halbjahr 2021 zur leistungs- und effizienzgesteigerten E2-Variante umgerüstet (5,5 MW Nennleistung). Diese Anlage wird gegenüber der E1-Version rund 9 % mehr Ertrag am selben Standort generieren. Parallel dazu wurden Planungen für die Prototypphase der E-160 EP5 E3 gestartet. Als erste Anlage aus dem Hause ENERCON wird sie die sogenannte E-Gondel mit integrierter Elektrotechnik erhalten.

Die schnelle Abfolge der Prototypen verdeutlicht ENERCONs Ambition und Zielsetzung, die LCOE der Produkte kontinuierlich zu senken und den Kunden in Märkten weltweit getriebelose State-of-the-art-Anlagentechnologie mit besten Effizienz- und Performance-Werten zur Verfügung zu stellen. Von Vorteil ist dabei die enge Verzahnung der EP3- und EP5-Entwicklungsprogramme und Optimierungsmaßnahmen. Die Neuausrichtung findet branchenweite Anerkennung. Die E160 EP5 wurde vom internationalen Fachmagazin "Windpower Monthly" mit dem Titel "Turbine of the Year 2020" in ihrer Leistungsklasse ausgezeichnet.

Neben der Weiterentwicklung von bestehenden Anlagen trägt ENERCON auch der Nachfrage und den Marktgegebenheiten mit weiteren, innovativen Neuentwicklungen Rechnung. Mit der Integration der Permanentmagnettechnologie aus dem Hause Lagerwey in das Produktionsprogramm wurde 2018 eine sehr attraktive Erweiterung des Produktportfolios geschaffen. Der von Lagerwey entwickelte Direktantrieb nutzt zur Erregung Permanentmagnete, während ENERCON elektrische Erregerleistung einsetzt. WRD arbeitet gemeinsam mit der Lagerwey Wind B.V. am Komponentendesign und an neuen Anlagen sowie der Technologie des mit der Turmerrichtung mitwachsenden sogenannten Kletterkrans.

Im Bereich der Forschung und Entwicklung haben zudem Themen der Netzintegration von Windenergieanlagen sowie Lösungen zur Speicherung und zur alternativen Verwendung des erzeugten Stroms einen hohen Stellenwert.

ENERCON bietet mehr als die reine Entwicklung und Herstellung von Windenergieanlagen. Dank langjähriger Systemkompetenz für die Erneuerbaren Energien ist ENERCON in der Lage, zur gesamtheitlichen Integration der Erneuerbaren Energien einen entscheidenden Teil beizutragen und die Vision "Energie für die Welt" erfolgreich zu verfolgen.

2. Wirtschaftsbericht

a) Marktentwicklung und Geschäftsverlauf

Im ersten Quartal 2020 hat sich das Corona-Virus Covid-19 weltweit verbreitet und fordert die Gesundheitssysteme der Länder über ihre Belastungsgrenzen hinaus. Die staatlichen Maßnahmen zur Eindämmung der Verbreitung des Virus haben einen gravierenden Einfluss auf die wirtschaftliche Entwicklung. Die Gesamtauswirkungen sind noch nicht absehbar und sind in die Darstellungen zur Marktentwicklung und zum Geschäftsverlauf nach dem aktuell verfügbaren Kenntnisstand eingeflossen.

Der globale Konjunkturverlauf 2020 war von der Corona-Pandemie geprägt. Nach einem Wachstum des weltweiten Bruttoinlandsprodukts (BIP) von 2,8% im Jahr 2019 verzeichnete die Weltwirtschaft im Geschäftsjahr 2020 einen Rückgang von voraussichtlich 4,4% Die BIP-Daten des International Monetary Fund zeigen, dass die Rezession sowohl die Industrie- als auch die Schwellenländer wirtschaftlich stark getroffen hat. Für die Industrieländer wird für 2020 ein Absinken des BIP um 5,8% erwartet (Vorjahr: +1,7%). Durch eine frühzeitige Eindämmung des Virus ist es China als einzige große Volkswirtschaft gelungen, ein Wirtschaftswachstum zu verzeichnen. Um der Rezession zu begegnen, verabschiedeten zahlreiche Staaten massive Konjunkturpakete. Für die EU wurde ein Konjunkturpaket i.H.v. 1,7 Billionen Euro auf dem Weg gebracht. Der US-Kongress wiederum hat im Frühjahr 2021 Konjunkturpakete im Umfang von 2,7 Billionen Dollar verabschiedet. Zudem wurden weltweit Leitzinssenkungen und Anleihekaufprogramme beschlossen. Im Zuge der Pandemiebekämpfung sowie der Abmilderung der Folgewirkungen stieg die globale Verschuldung auf ein Rekordhoch von 277 Billionen US-Dollar.

Im Zuge der weltweiten Verbreitung des Virus und der daraus resultierenden allgemeinen Verunsicherung der Marktteilnehmer kam es im I. Quartal 2020 zu extremen Kursverlusten an den internationalen Finanzmärkten. Der europäische Aktienmarkt gab in der Spitze um ca. 35,5% nach (gemessen am STOXX EUROPE 600), das US-amerikanische Pendant, der S&P 500, verlor in der Spitze ca. 34%. Im Jahresverlauf konnten die Kursverluste an den Aktienmärkten durch die angekündigten Konjunkturpakete, die starke wirtschaftliche Entwicklung von Technologiewerten und die Hoffnung auf eine baldige Beendigung der Corona-Pandemie durch Impfstoffe deutlich eingedämmt oder sogar aufgeholt werden.

Der Ausgang der US-Präsidentschaftswahl, aus welcher Joe Biden als neuer Präsident der USA hervorging, wurde in Antizipation auf eine Entspannung in der Handelspolitik ebenfalls positiv vom Aktienmarkt aufgenommen. Entsprechend verzeichnete der STOXX EUROPE 600 im Jahresvergleich einen Rückgang von nur noch ca. 4%, während der S&P 500 durch seinen hohen Anteil an Technologiewerten sogar einen Kursanstieg von 16% aufwies.

Zur Stützung der Konjunktur in der Pandemie wurde der US-Leitzins auf einen Korridor von 0,00% bis 0,25% gesenkt und wird auf diesem Niveau nach Erwartungen der US-Notenbank noch bis mindestens 2023 verbleiben. Infolgedessen gerieten vor allem die Zentralbanken aufstrebender Volkswirtschaften unter Druck und senkten ebenfalls ihre Leitzinsen, um einerseits eine Aufwertung ihrer Heimatwährung gegenüber dem USD zu vermeiden und andererseits die eigene Konjunktur zu stützen. Die EZB beließ den Leitzins auf einem Niveau von 0% und auch der Einlagenzins verblieb bei -0,5%.

Der deutliche Zinsabstand zwischen den USA und Deutschland hat sich im Jahresverlauf auf ca. 1,5% verringert. Der US$ notierte gegenüber dem Euro nach einem Zwischentief zu Beginn der Pandemie im Jahresvergleich um 9,2 % fester. ENERCON beobachtet die makroökonomischen Entwicklungen permanent und betätigt sich in den Regionen und Ländern mit politischen Risiken mit angemessener Vorsicht.

Den Entwicklungen an den für ENERCON wichtigen Finanzmärkten konnte ENERCON 2020 durch vorausschauende Planung gut begegnen und somit die negativen Begleiterscheinungen auf ein akzeptables Maß minimieren. Im Rahmen der Vermögensanlagen konnte ENERCON durch eine konservative Anlagepolitik ein positives Ergebnis erzielen.

Die Rahmenbedingungen im Bereich der erneuerbaren Energiewirtschaft werden weltweit sehr stark durch die Klimapolitik und die daraus jeweils resultierenden Selbstverpflichtungen der Staaten bestimmt. Auf der Weltklimakonferenz Ende 2015 in Paris hat sich die Staatengemeinschaft erstmalig auf ein Klimaschutzabkommen geeinigt, im Zuge dessen alle Länder in die Pflicht genommen wurden. Mit dem Abkommen bekennt sich die Weltgemeinschaft völkerrechtlich verbindlich zu dem Ziel, die Erderwärmung bis zum Ende des 21. Jahrhunderts auf unter 2 °C gegenüber dem vorindustriellen Niveau zu begrenzen.

Das Paris-Protokoll ist seit November 2016 in Kraft. Die Staatengemeinschaft hat auf der Weltklimakonferenz im polnischen Kattowitz im Dezember 2018 ein Regelbuch für alle beteiligten Staaten zur Umsetzung des Paris-Protokolls beschlossen. Festgelegt wurden unter anderem, wie die einzelnen Staaten CO ² -Emissionen messen, inwieweit für Industrie- und Entwicklungsländer unterschiedliche Maßstäbe gelten und es gab grundlegende Finanzzusagen an ärmere Länder zur Umsetzung ihrer Klimaschutzmaßnahmen. Auf Basis der Erkenntnisse des Weltklimarats IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) beabsichtigen Staaten ihre nationalen Klimaschutzmaßnahmen künftig - wie in Paris vereinbart - weiter zu verbessern. Im Rahmen der vereinbarten Revision des Pariser Abkommens wollen sich die Mitgliedsstaaten auf einer aufgrund der Corona-Pandemie auf November 2021 verschobenen Konferenz in Glasgow (COP26) auf neue, ambitioniertere nationale Klimaschutzpläne für 2030 verständigen. Der Wiedereintritt der USA in das Pariser Abkommens unmittelbar nach der Wahl des neuen Präsidenten Joe Biden wird als starkes Signal gewertet. Unter seiner Administration wurde das Ziel ausgegeben, die USA bis 2035 zu 100 % [1] mit Strom aus erneuerbaren Energien versorgen zu wollen. Damit einher geht die Erwartungshaltung und das klare Signal an die Märkte, in der weltweit größten Volkswirtschaft Investitionen in fossile Strukturen entwerten zu wollen.

Nachdem die Klimadiskussion im Jahr 2019 global einen breiten Raum in der öffentlichen Wahrnehmung eingenommen hatte, war 2020 insb. durch die Corona-Pandemie und deren Auswirkungen auf Gesellschaft und Wirtschaft gekennzeichnet. Angesichts der menschlichen Schicksale, der Überlastung vieler Gesundheitssysteme, des Zusammenbruchs globaler Wertschöpfungsketten und teils wochenlanger Produktionsausfälle schien der Klimaschutz kurzfristig in den Hintergrund der politischen Aufmerksamkeit zu rücken. Insbesondere in der Europäischen Union folgte jedoch schnell ein eindeutiges Bekenntnis zu den Zielen des "Europäischen Grünen Deals".

Über die Europäische Union hinaus wurde im Laufe des Jahres 2020 der Ruf nach einer konsequenten Ausrichtung öffentlicher und privater Investitionen für den Wiederaufbau auf Nachhaltigkeit und Klimaschutz laut. Der diesbezügliche Slogan "build back better" hat Eingang in zahlreiche Statements und Strategiepläne internationaler Organisationen und von nationalen Regierungen gefunden.[2]

Über diese unmittelbar an die Corona-Pandemie und den wirtschaftlichen Wiederaufbau geknüpften Beschlüsse hinaus haben sich einige der wichtigsten Volkswirtschaften der Welt im Jahr 2020 zu längerfristigen Dekarbonisierung ("Netto-Null Emissionen") bekannt.

Nachdem auch hier die EU im März 2020 den Anfang machte und das Ziel der Klimaneutralität bis 2050 in das EU-Klimagesetz [3] schrieb, folgten u.a. Südkorea (2050, offiziell an die UN übermittelt), Japan (2050, Absichtserklärung), China (2060, Absichtserklärung), die USA (2050, Absichtserklärung) und das Vereinigte Königreich (2050, gesetzlich verankert).[4]

Die Dringlichkeit von Maßnahmen unterstreicht der Sonderbericht, den der Weltklimarat am 08.10.2018 vorgelegt hat und der sich mit dem Stand und den Folgen einer globalen Erwärmung allein um 1,5 °C auf Basis der aktuellen Erkenntnisse auseinandersetzt [5]. Eine Reduzierung der CO ² -Emissionen auf netto null bis zum Jahr 2050 wäre erforderlich, um die globale Temperatur dauerhaft um nicht mehr als 1,5 °C ansteigen zu lassen. Ab 2 °C gelten die Folgen als nicht mehr beherrschbar, denn Klimaveränderungen stellen sich nicht notwendiger Weise als lineare Entwicklung dar, deren Folgen sich vergleichsweise gut vorhersagen lassen. Die negativen Folgen einer solchen, globalen Erderwärmung wären gravierend u.a. für die Ernährungssicherheit, die Wasserressourcen und -qualität sowie Gesundheit und Wohlergehen. Zudem birgt sie eine Vielzahl klimabedingter Gefahren wie Wirbelstürme, Überschwemmungen und Hitzewellen. Dies zeigen beispielhaft zwei Sonderberichte der IPCC, die 2019 erschienen sind.[6] Die Branche der Rückversicherer fordert aufgrund dessen neben der Vermeidung klimaschädlicher Gase eine Anpassung an den Klimawandel, da längst nicht mehr alle Schäden als versicherbar gelten.

Darstellung der aktuellen Entwicklung der CO ² -Emissionen - Szenarien zum Umbau der Wirtschaft bis 2050 mit Blick auf die Einhaltung der Klimaziele -

Quelle: BNEF, "New Energy Outlook 2020", Oktober / November 2020

Die Herausforderungen zum Umbau der Wirtschaft sind enorm und betreffen nicht nur den Bereich der Energieerzeugung. Der Informationsdienst Bloomberg NEO hat 2020 mögliche Szenarien untersucht, wie sich die CO ² -Emissionen unter Aufgreifen verschiedener Gegenmaßnahmen entwickeln könnten.[7] Der Energiehunger ist weltweit ungebrochen und sorgt für weiterhin hohe CO ² -Emissionen. Der Sektor zur Generierung elektrischer Energie ist heute zu etwa 42 % für die CO ² -Emissionen verantwortlich, trägt allerdings nur zu rund 20% der aktuell benötigten Energiemenge bei. Die weitgehende Elektrifizierung der Endverbraucher in Industrie und Privathaushalten bei gleichzeitigem Wechsel im Energiemix wird daher als eine Notwendigkeit zur Erreichung der Klimaziele angesehen. Bis 2050 müsste sich der Bedarf an elektrischer Energie global schätzungsweise verdreifachen und der Anteil an den Erneuerbaren am Strommix stark ansteigen.

Anteil der elektrisch generierten Energie an der globalen Energienutzung

Quelle: Internationale Energieagentur, "World Energy Outlook 2020"

Darüber hinaus wird der Nutzung von Wasserstoff im Rahmen des Umbaus der Weltwirtschaft zur Erreichung der Klimaziele eine zunehmende Bedeutung zugeschrieben. Wasserstoff lässt sich vergleichsweise leicht in die aktuellen industriellen Prozessketten einbauen. Der Einsatz von Erdgas und Kohle sorgt aktuell für enorme Treibhausgasemissionen. Bislang werden nur 0,7% des Wasserstoffs emissionsfrei hergestellt. Die Kostenlücke wird der sog. grüne Wasserstoff, d.h. mit Hilfe Erneuerbarer Energien emissionsfrei erzeugter Wasserstoff, schnell schließen können, nicht zuletzt deshalb, weil die LCOE der Windenergie und der Photovoltaik stark fallen. Unter Kosten- und Umweltgesichtspunkten stellt der grüne Wasserstoff einen kommerziell attraktiven und effizienten Weg zur Energieversorgung der Zukunft dar.[8]

Steigender Bedarf nach Wasserstoff - Szenario zur Nutzung grünen Wasserstoffs im Energiemix der Zukunft -

Quelle: BNEF, "New Energy Outlook 2020", Oktober / November 2020

Ein entschlossenes Gegensteuern ist dringend notwendig und wird immer häufiger gefordert, um die sozio-ökonomischen Folgen des Klimawandels verträglich zu gestalten. Durch die Corona-Pandemie hat die Welt gelernt, dass gravierende Anpassungen auch in kurzen Zeiträumen möglich sind, wenn der Handlungsdruck und der Wille zur Veränderung vorhanden sind.

Durch eine Umsetzung der Dekarbonisierung, das heißt den kompletten Ausstieg aus den fossilen Energien, in politische Konzepte und konkrete gesetzliche Vorgaben werden langfristige und sehr stark mittelbare Einflüsse auf die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen erwartet, unter denen ENERCON tätig ist. Dekarbonisierung bedeutet Umbau der Industrie und nicht eine Deindustrialisierung. Die Einsicht in die Notwendigkeit des Klimaschutzes und der Dekarbonisierung gepaart mit der Aussicht auf Wettbewerbsvorteile auf den internationalen Märkten, die ein dynamisches Voranschreiten in dieser Richtung verspricht, führen zu Zusammenschlüssen von Industriekonzernen in Initiativen wie RE100 [9] oder der Stiftung 2 Grad.[10] Deren Ziele sind komplett klimaneutrale Ökonomien, die unter anderem auf der vollständigen Energieversorgung aus erneuerbaren Quellen fußen. Die privatwirtschaftlichen Initiativen werben mit zunehmendem Nachdruck für geeignete politische Rahmenbedingungen und eine Liberalisierung der teils stark reglementierten Energiemärkte.[11]

Die langfristigen Prognosen sprechen eindeutig für die Erneuerbaren.[12] Von den global installierten Erzeugungskapazitäten beläuft sich der Anteil der mit fossilen Energieträgern betriebenen Kraftwerke auf 57%. Erwartet wird bis 2050 ein steigender Energiebedarf und ein starkes Wachstum der Erneuerbaren auf 2/3 der gesamten Erzeugungskapazitäten. Europa wird bis dahin eine Vorreiterrolle zugeschrieben, bei der 92% des Energiebedarfs aus Erneuerbaren Quellen gedeckt werden.

Die Vorteile der Onshore-Windenergienutzung liegen auf der Hand, da sie dezentral installiert werden kann, schnell verfügbar ist und eine verlässliche Anwendung sowie Kostensicherheit für die Marktteilnehmer gewährleistet. Darüber hinaus schafft die Windenergie dauerhafte Arbeitsplätze und sorgt nicht zuletzt in strukturschwachen Gebieten und den rohstoff- sowie energiearmen Ländern neue Alternativen für Investitionen. Bedingt durch Entwicklungsfortschritte und dem Umstand, dass sich der mittels Windenergieanlagen generierte Strom in zunehmendem Maße im Wettbewerb mit konventionellen Energieträgern befindet, sind die Vergütungen für Windstrom weltweit in den letzten fünf Jahren stark rückläufig.

Hinsichtlich der Stromgestehungskosten zählt die Windenergie an Land heute unbestritten zu den langfristig günstigsten Energiequellen. Die Stromgestehungskosten sind eine ganzheitliche Betrachtung aller Kosten, insbesondere also die Installation, der Betrieb, die Brennstoffkosten und der Rückbau der Anlagen, die für die Umwandlung von Energie in elektrischen Strom notwendig sind. International werden die Stromgestehungskosten in der ganzheitlichen Betrachtung als Levelized Cost of Energy (LCOE) bezeichnet. Aufgrund von Optimierungen bei der Planung und Betriebsführung von Windparks, Degressionseffekten bzw. der materialeffizienten Anlagenauslegung sowie der erfolgreichen technologischen Umsetzung intensiver Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten werden in den nächsten Jahrzehnten weitere Reduzierungen bei den Stromgestehungskosten erwartet. In Abhängigkeit von den örtlichen Bedingungen sind Windenergie und Photovoltaik ein sinnvoller Ansatz zur kostengünstigen und friedensstiftenden Energiegenerierung aus erneuerbaren Quellen, die selbst eine Vollversorgung gewährleisten können.

Der Notwendigkeit zur Anpassung an die geringeren Umsatzerwartungen und Gewinnchancen der Anlagenbetreiber folgend, ergibt sich ein Trend zu immer leistungsfähigeren und gleichzeitig immer günstigeren Anlagen, der sich auch in Zukunft noch fortschreiben wird. Die Leistung einer Windenergieanlage ist eine Funktion, in der standortspezifische Faktoren wie Windgeschwindigkeit und Luftdichte ebenso eingehen, wie der Rotordurchmesser und die Anlageneffizienz. Der Kapazitätsfaktor [13] von Windenergieanlagen konnte bereits im Verlauf der letzten Jahre stark gesteigert werden und ein Ende dieser Entwicklung ist noch nicht absehbar. Insbesondere durch größere Rotordurchmesser können nunmehr bisher unwirtschaftliche Standorte der IEC-Windklassen II und III wirtschaftlich sinnvoll betrieben werden und erweitern damit die Optionen für die Nutzung der Onshore-Windenergie.

Entwicklung der Leistungskurven für Onshore-Windenergieanlagen

Quelle: BNEF, "New Energy Outlook 2019", Juni 2019

Der Anlagenpreis je MW installierter Leistung hat sich in den vergangenen zehn Jahren mehr als halbiert und wird voraussichtlich bis 2025 nochmals um rund 20 % sinken. Im Fokus steht dabei nicht nur die Anlage selber, sondern auch alle Aufwendungen auf der Baustelle sowie die Kosten der Anlieferung und schließlich auch die Kosten des laufenden Betriebes.

Zusätzlicher Treiber dieser Entwicklung ist insbesondere in kleinen oder in dicht besiedelten Ländern eine nur begrenzt zur Verfügung stehende Fläche für Neuinstallationen. ENERCON trägt diesen Trends mit neuen Anlagendesigns, der Entwicklung größerer Rotordurchmesser und Nennleistungen sowie der Realisierung kostenoptimierter End-to-End-Konzepte in allen Anlagenklassen Rechnung. Unabhängige technische Untersuchungen belegen ein enormes Potential und bestätigen die Zukunftsfähigkeit der ENERCON-Technologien.

Niedrige Stromgestehungskosten alleine sind jedoch nicht entscheidend für das Gelingen der Energiewende. Mit den steigenden Anteilen insbesondere von Wind- und Sonnenenergie steigen die Anforderungen an die Flexibilität der Versorgungsnetze. Bei der Netzintegration und der Unterstützung auch schwacher Netze sowie dem Zusammenspiel mit verschiedenen Speichersystemen sieht ENERCON für sich große Stärken und ein wichtiges Betätigungsfeld für die Zukunft. Durch diese Anforderungen werden Systemdienstleistungen gefordert, die über die reine Herstellung von Windenergieanlagen hinausgehen. Sie verlangen jedoch auch nach einem ganzheitlichen, nachhaltigen Design der Energiemärkte, welches die Rolle der Erneuerbaren Energien als "Rückgrat der Energieversorgung" anerkennt und ihnen die Systemverantwortung überträgt [14].

Eine Vielzahl von Hemmnissen verhindert aktuell einen nachhaltigen und systematischen Ausbau der Windenergie. Die größten Hindernisse hat der Branchenverband Global Wind Energy Council (GWEC) in seinem Jahresbericht 2019 [15] untersucht. Unter anderem wurden hinderliche Genehmigungsprozesse, fehlende Möglichkeiten für bilaterale Stromabnahmeverträge, kurzfristiges politisches Handeln und ein Mangel an gut ausgebauter Infrastruktur attestiert.

Insbesondere das fehlende politische Vertrauen in die Zuverlässigkeit der Erneuerbaren und die mangelnde Stabilität der Stromnetze können dazu führen, dass es nach der Corona-Pandemie einen "swing-back-Effekt" zu den konventionellen Energieträgern gibt. Eine solche Reaktion auf den Entwicklungs- und Investitionsstau ausgelöst durch ein externes Ereignis konnte bereits nach der globalen Finanzkrise 2009 beobachtet werden, als insbesondere in Asien der Bau neuer Kohlekraftwerke stark forciert wurde. Die EU-Kommission versucht einer solchen Entwicklung vorzubeugen und hat ein Programm unter dem Namen "Next Generation EU" aufgelegt, das nachhaltige und klimafreundliche Investitionen fördert. Die Europäische Investitionsbank EIB hat beschlossen, dass all ihre Finanzierungsaktivitäten im Einklang mit den Zielen und Prinzipien des Klimaabkommens von Paris stehen müssen.

Die Einflüsse durch das Europarecht nehmen im Hauptabsatzgebiet von ENERCON stetig zu. Im Dezember 2020 verständigten sich die EU-Mitgliedstaaten auf die Anhebung des Klimaziels für 2030 auf mindestens 55%.[16] Diese Ambitionsverschärfung hat signifikante Folgen für die Sektoren Energie, Mobilität und Industrie. In all diesen Bereichen werden vor dem Hintergrund des angehobenen Klimaziels regulatorische Anpassungen notwendig, denen die EU mit neuen Gesetzesentwürfen im Sommer 2021 begegnen will.[17] Auch eine Erhöhung des Ziels für den Ausbau erneuerbarer Energien auf einen Anteil oberhalb der aktuell geltenden 32% bis 2030 wäre folgerichtig.

Die gemeinsamen Anstrengungen der 27 EU-Mitgliedstaaten zur Erreichung des EU-Ziels für den Ausbau erneuerbarer Energien werden mittels sog. Nationaler Energie- und Klimaaktionspläne (NECP) koordiniert. Jeder Mitgliedstaat übermittelt in regelmäßigen Abständen einen aktualisierten NECP an die Europäische Kommission, die auf der Grundlage aller Pläne einen Zwischenbericht auf dem Weg nach 2030 abgibt.

In ihren NECP legen die Mitgliedstaaten u.a. auch technologiespezifische Zielpfade für den Ausbau der Windenergie fest.[18] Auf Basis der in der ersten Jahreshälfte 2020 in Brüssel eingetroffenen NECP lässt sich für 2030 eine installierte Onshore-Leistung von 268 GW prognostizieren. Da den NECP jedoch das mittlerweile nach oben korrigierte Klimaziel der Reduzierung von 40% der Treibhausgasemissionen bis 2030 zugrunde liegt, müssen die 268 GW als konservative Annahme verstanden werden, die den Klimaambitionen der EU nicht gerecht wird.

Der Prozess der politischen Willensbildung bleibt im Bereich der Energiepolitik weiterhin dynamisch. 2019 wurde ein neues EU-Parlament gewählt und eine neue EU-Kommission vereidigt. Im Rahmen des Amtsantritts hat die EU-Kommission ihr Engagement für die Bewältigung der klima- und umweltbedingten Herausforderungen bekräftigt und einen Fahrplan unter dem Titel "Der europäische Grüne Deal"[19] vorgelegt. Der auch "Green Deal" genannte Fahrplan stellt eine Wachstumsstrategie dar und soll die EU unter anderem zu einer fairen und wohlhabenden Gesellschaft mit einer wettbewerbsfähigen Wirtschaft machen, in der im Jahr 2050 keine Netto-Treibhausgasemissionen mehr freigesetzt werden. Die EU hält am Green Deal trotz der Corona-Folgen unvermindert fest.[20] Die formulierten Aktionsfelder sollen die Grundlage für die langfristige Strategie bilden und in die Verhandlungen über die für 2020 vorgesehene Überarbeitung des Pariser Klimaschutzabkommens eingehen.

Die Vergütungssysteme für Erneuerbare Energien wurden bzw. werden derzeit in einer Reihe von EU-Ländern überarbeitet und größtenteils auf Ausschreibungssysteme umgestellt. Die Marktintegration von kostengünstigen Erneuerbaren Energien soll damit weiter forciert werden. Sofern im Rahmen der Preisbildung ausschließlich auf die Mechanismen des Marktes gesetzt wird, sind die Erneuerbaren Energien noch immer deutlich erkennbar benachteiligt. Wichtige technische Fragen, die Versorgungssicherheit und die Netzstabilität sowie nicht zuletzt der Blick auf die auf lange Sicht unter allen Aspekten am günstigsten generierte Kilowattstunde geraten dabei bisweilen noch in den Hintergrund.

Sofern die Preise in den erfolgreichen Geboten der Ausschreibungen zu niedrig sind, ist eine Realisierung der Projekte fraglich. Eine Neuregelung zumindest des europaweiten Handels mit CO ² -Zertifikaten könnte dieser Entwicklung entgegenwirken. Im Rahmen des Green Deals sollen zum Emissionshandel bis Juni 2021 Prüfungen und gegebenenfalls Überarbeitungen vorgeschlagen werden, die ein gleichzeitiges Verlagern von CO ² -Emissionen in Länder außerhalb der EU verhindern sollen. ENERCON beteiligt sich aufklärend und konstruktiv an der Diskussion bezüglich der geplanten Veränderungen, um mittelfristig praktikable und stabile Rahmenbedingungen in den Ländern der Europäischen Union vorfinden zu können, aber auch um die Energiewende auf breiter Basis weiter voranzutreiben.

Derzeit sind die Energiemärkte in Europa noch sehr unterschiedlich organisiert. Insgesamt wurden in Europa 2020 14.7 GW (Vorjahr: 15,4 GW) Windenergieleistung installiert. 80% der Installationen in Europa entfielen auf Onshore-Windenergie, davon wurden 7,4 GW über Ausschreibungen vergeben.[21] Aufgrund der Corona-Pandemie wurden in einigen Ländern neue Ausschreibungen abgesagt oder verschoben.

Dem europäischen Branchenverband WindEurope zufolge wird in den 27 Staaten Europas die installierte Leistung von Onshore-Windenergieanlagen im Zeitraum von 2021 bis 2025 voraussichtlich um 76 GW steigen. Die Ausbauzahlen je Land sind dabei sehr unterschiedlich.

Deutschland bleibt dabei mit 13 GW der stärkste Markt, gefolgt von Frankreich und Schweden. Sollen die nationalen Energie- und Klimapläne eingehalten werden, müssen in der EU im gleichen Zeitraum sogar 18 GW jährlich onshore neu zugebaut werden.[22]

Frei verhandelte Verträge (sogenannte Power Purchase Agreements oder kurz PPAs) werden derzeit nur vergleichsweise selten durch die Betreiber der Windenergieanlagen geschlossen. Zumeist handelt es sich um eine gesetzlich abgesicherte Art der Förderung über einen definierten Zeitraum. Die Unterstützung ist je Land unterschiedlich ausgestaltet und reicht über die einfache Gewährung des Einspeisezugangs in den Strommarkt mit dem Stromverkauf über die Börse über den geregelten Zertifikathandel bis zu festen Vergütungszusagen. Letztere sind als "Feed-in-Tariffs" in der Branche bekannt und unterscheiden sich wiederum in einfache Festpreise je MWh sowie mit einem Basispreis versehene marktpreisorientierte Modelle. Sofern zusätzlich nach oben gedeckelte Preise gewährt werden, d.h. sowohl die positiven als auch die negativen Abweichungen an den Vertragspartner ausgezahlt werden, spricht man von einem "Contracts for Difference-Modell" (CfD). Von diesem Modell erwartet man sich eine gute Marktintegration, da der Betreiber bereits im Förderzeitraum mit Preisschwankungen konfrontiert wird, aber gleichzeitig noch auf das Netz der Marktprämie zur finanziellen Absicherung zurückgreifen kann. Sowohl die Anreize im Hinblick auf die Anlagenauslegung (Erlösoptimierung) als auch die Anreize hinsichtlich des Einspeiseverhaltens spielen so eine wichtige Rolle.

Fast die gesamten Einspeisezusagen in Europa werden mit unterschiedlichen Modellen mittlerweile in Auktionen vergeben. In Frankreich wurde ein Ausschreibungsverfahren eingeführt, das auch eine Vereinfachung der Genehmigungsverfahren beinhaltet. Nach dem alten Verfahren belaufen sich die Projektvorlaufzeiten in Frankreich im Durchschnitt auf acht Jahre. Das zu einem großen Teil auf grünen Zertifikaten basierende Vergütungsmodell in Schweden läuft 2021 aus. Es ist unklar, in welcher Form weitere Installationen vergütet werden. Aufgrund sehr billiger Zertifikate operieren viele neu installierte Windparks in Schweden bereits heute allein unter den Bedingungen der Strombörse. In Spanien ist 2020 ein Auktionsplan für die Jahre bis 2025 auf Basis eines CfD-Modells veröffentlicht worden. Auch in Großbritannien sollen Auktionen künftig CfD-basiert sein. Die erste Auktion ist für Ende 2021 geplant. Erwartet werden alle zwei Jahre 5 GW pro Auktion, die jeweils hälftig zwischen Onshore Wind und Solar aufgeteilt sind.

Seit 2019 sind in Deutschland fast ausschließlich Anlagen errichtet worden, die nach der Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) über Ausschreibungsverfahren vergeben wurden. Die Ausschreibungen der Jahre 2018, 2019 und 2020 waren fast ausnahmslos unterzeichnet. So wurden 2020 knapp 2,6 der ausgeschriebenen 3,86 GW bezuschlagt. Für den weiteren Ausbau legt das jüngst in Kraft getretene EEG 2021 ein Ausbauziel und Ausbaupfade bis 2030 fest. Ziel ist es 71 GW Windenergieleistung bis 2030 zu installierten. Ähnlich wie in anderen EU-Staaten auch, wird der Mechanismus durch die Bestimmung eines Strommengenpfades zur Kontrolle des 65%-Ziels für die Erneuerbaren Energien in Deutschland ergänzt.[23] Um die Kompatibilität mit dem neuen Europäischen Klimaziel 2030 und den europäischen Zielen zum Ausbau der Erneuerbaren sowie mit dem Ziel der Klimaneutralität in Europa in 2050 sicherzustellen, besteht der Regierungsauftrag, die jüngst gesetzlich festgelegten Ausbaumengen erneut zügig nach oben anzupassen.[24] Nach dem Willen des Bundesumweltministeriums soll die aktuell installierte Onshore Windleistung von knapp 55 GW bis 2030 auf 95 GW ausgebaut werden.[25]

Hohe administrative Anforderungen sorgen bei einer Vielzahl von Neubauprojekten und Repoweringvorhaben für nicht abgeschlossene Genehmigungsverfahren. Die fehlenden Projektumsetzungen stellen vielerorts die geplanten Ausbaupfade stark in Frage. In Deutschland wurden verbessernde Rahmenbedingungen beschlossen, die beispielsweise den dringend benötigten Ausbau der Übertragungsnetze beschleunigen sollen. Die Sektorenkopplung in Verbindung mit Speichertechnologien soll vorangebracht werden.

Schließlich wurde eine adäquate Nachtkennzeichnung beschlossen, mittels der die Akzeptanz von Windenergieanlagen insbesondere in der Nähe von Wohnbebauung erhöht werden soll. Mit dem neuen EEG 2021 wurden die akzeptanzstiftenden Maßnahmen durch eine optionale Kommunalabgabe von bis zu 0,2 Eurocent/kWh ergänzt.

Weltweit sind starke Überkapazitäten im Anlagenbau zu verzeichnen. Der harte Wettbewerb mit niedrigen Verkaufspreisen wird sich in den kommenden Jahren fortsetzen und voraussichtlich zu einer weiteren Konsolidierung auf Seiten der Windenergieanlagenhersteller führen. Nach Angaben des GWEC sind mit Stand 2018 von den einstmals über 100 Herstellern lediglich 37 weltweit übrig geblieben.[26]

Global ist der Zubau von Onshore-Windenergieanlagen von 54,6 GW auf 86,9 GW stark angestiegen. [27] 2020 stellt damit ein Rekordjahr für die Onshore-Windenergie dar. GWEC Market Intelligence geht davon aus, dass in den nächsten fünf Jahren über 469 GW an neuer Kapazität hinzukommen werden. Das sind fast 94 GW an neuen Installationen pro Jahr bis 2025 und bedeutet, dass weltweit der Windenergiemarkt im Durchschnitt um 4 Prozent pro Jahr wachsen wird.[28] Global gesehen war China wie in den vergangenen Jahren im abgelaufenen Berichtszeitraum mit rund 56,3 % der Neuinstallationen (48,9 GW) der stärkste Einzelmarkt. Auf diesem Markt sind nahezu ausschließlich chinesische Hersteller aktiv, die wiederum kaum außerhalb ihres Landes auftreten. Auf Initiative einzelner Bundesstaaten haben die USA im Jahr 2020 rund 16,2 GW an Windleistung zugebaut und sind damit mit Abstand der zweitgrößte Markt der Welt.[29] In beiden Ländern sieht ENERCON für sich derzeit kein Potential. Vor diesem Hintergrund sind globale Marktanteile der Anlagenhersteller nur von eingeschränkter Aussagekraft und spielen für ENERCON eine untergeordnete Rolle.

Europa gilt als die Heimatregion von ENERCON. Im Jahr 2020 wurden in allen europäischen Staaten Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von 11.813 MW onshore installiert, davon 8.024 MW in den 27 EU-Mitgliedstaaten. Die Neuinstallationen in Europa bewegten sich damit auf einem annähernd konstanten Niveau. Die wesentlichen Treiber der 2020 in Europa neu installierten Leistung waren Norwegen, Deutschland und Spanien gefolgt von Frankreich, der Türkei und Schweden. In diesen Ländern wurden jeweils mehr als ein GW Leistung neu in Betrieb genommen.

In der EU beläuft sich die bisher installierte Nennleistung im Bereich Windenergie auf nunmehr rund 220 GW, davon 194 GW onshore. Mit 458 Terrawattstunden Strom trug die Windenergie 2020 rund 16.4 % des Energieverbrauchs in der Europäischen Union bei. ENERCON hofft auf eine entsprechend den Klimabedürfnissen angepasste Entwicklung, rechnet in den nächsten Jahren aus Vorsichtsgründen zumindest mit weiterhin stabilen Verhältnissen und setzt auf eine qualitätsorientierte Einstellung der Kunden in den Zielmärkten.

Der Fokus von ENERCON liegt künftig wie in der Vergangenheit in einer starken Präsenz auf ausgesuchten Einzelmärkten. Die bedeutsamen Märkte können im Verlauf der Zeit wechseln. ENERCON orientiert sich diesbezüglich an den Erfordernissen der Zukunft, wie die Erschließung der Märkte mit langfristigen, privat verhandelten Stromlieferverträgen zeigt.

2020 wurden 730 ENERCON-Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 2.185 MW in Betrieb genommen. 116 Anlagen gingen im Ersatz für fast 200 abgebaute Altanlagen ans Netz. Bezogen auf die neu installierte Leistung, erreichte die Repowering-Quote 28 %. Auf dem hart umkämpften deutschen Onshore-Markt lag ENERCONs Marktanteil 2020 gemessen an der installierten Leistung mit 38,6 Prozent knapp auf dem zweiten Rang, installierte jedoch die meisten Anlagen. Der angestrebte Anteil von mehr als 35 % Anteil am Heimatmarkt wurde damit übertroffen. In Europa sank der ENERCON-Marktanteil an den Onshore-Installationen auf 15,9 % (Vorjahr: 17,5 %). Insgesamt belief sich der Exportanteil auf rund 75 % der Ausbringungsmenge.

In Kanada wurden im abgelaufenen Geschäftsjahr 95 MW installiert. Dies entspricht einem Marktanteil von 15,9%. Die Türkei verzeichnete 1.224 MW an Neuinstallationen, davon entfielen 31,3% bzw. 383,5 MW auf ENERCON. In der Vertriebsregion Süd-ost Asien waren 2020 Japan mit 47,8 MW, Südkorea mit 24,4 MW und Vietnam mit 76 MW stark vertreten. Insbesondere in Vietnam erwartet ENERCON in den nächsten Jahren noch einen starken Anstieg der eigenen Installationsleistung.

Installierte Leistung ENERCON 2020 - Länderaufteilung

Quelle: ENERCON GmbH

ENERCONs absolute Zahl der Exporte lag mit 1.632,7 MW etwas über dem Niveau der vergangenen Jahre. Die verstärkten Vertriebsaktivitäten außerhalb des Heimatmarktes zeigen erste Erfolge, konnten jedoch den nach wie vor schwachen deutschen Markt nicht ersetzen. Das selbst gesteckte Ziel von rund 2.520 MW neu installierter Leistung konnte mit 2.185 MW (Vorjahr: 1.888 MW) bedingt durch verzögerte Einführung von neuen Anlagentypen und Problemen in der Lieferkette nicht gehalten werden. Zudem wirkt sich die schleppende Genehmigungspraxis in einigen Ländern negativ aus. 85,4 % der Neuinstallationen wurden seitens ENERCON in Europa errichtet. Der Weltmarktanteil von ENERCON an den Onshore-Installationen belief sich auf rund 2,5 %.

ENERCON hat die anders gelagerten ökonomischen und technischen Herausforderungen der außereuropäischen Märkte erkannt. Die intensiven Vertriebsbemühungen der vergangenen Jahre in Asien und Amerika tragen gute Früchte und fangen langsam den Rückgang der Installationen in Europa auf. Weiteres, teils rasantes Wachstum wird in Zukunft auf den außereuropäischen Märkten erwartet. Die weitergehende Internationalisierung wird als wichtiger Schritt gesehen, die alle Bereiche treffen wird, vom Vertrieb über die Produktion bis hin zum Service.

Das Marktumfeld hält für ENERCON viele Herausforderungen bereit. Dynamische Entwicklungen und teils radikale Umbrüche verbunden mit verfehlten Ergebniserwartungen in der jüngeren Vergangenheit erfordern eine Neuorientierung von ENERCON. Im Kern sieht sich ENERCON als Hersteller von Windenergieanlagen mit der Aufgabe, auf Basis der gewählten technologischen Ansätze die Fragestellungen der Zukunft zu meistern. Gleichzeitig werden die Herausforderungen der sich entwickelnden Energiemärkte nicht aus dem Blick genommen.

b) Organisatorische Entwicklungen

Zur Wahrung des Lebenswerkes des Gründers der ENERCON-Gruppe, Herrn Dr.-Ing. E.h. Dipl.-Ing. Aloys Wobben, wurde 2012 die "Aloys Wobben Stiftung" gegründet. Die in Aurich ansässige Familienstiftung ist einzige Gesellschafterin der UEE Holding, die im Mai 2021 von einer GmbH in eine SE & Co. KG formwechselnd umgewandelt wurde und seitdem durch die UEE Holding Verwaltungs SE vertreten wird. Die Geschäftsleitung der UEE Holding Verwaltungs SE bilden der Vorstandsvorsitzende Herr Momme Janssen (CEO), die Vorstände Herr Jörg Scholle (CTO), Herr Jost Backhaus (COO) und Herr Dr. Martin Prillmann (CRO) sowie darüber hinaus Herr Dr. Michael Jaxy (CFO) und Herr Stefan Lütkemeyer (CSO). Bis zum Rechtsformwechsel waren die Vorstände Geschäftsführer der UEE Holding GmbH. Herr Dr. Thomas Cobet war bis zu seinem Ausscheiden Ende August 2020 Geschäftsführer. Darüber hinaus ist der langjährige CEO Hans-Dieter Kettwig im März 2021 altersbedingt als Geschäftsführer ausgeschieden.

Bedingt durch die Marktumbrüche der letzten Jahre ist das Geschäftsmodell der ENERCON als Gruppe in Mitleidenschaft gezogen worden. Die Aloys Wobben Stiftung hat als Reaktion die Unternehmensberatungsgesellschaft Oliver Wyman GmbH, München, damit beauftragt, ein Maßnahmenprogramm ("Turnaround 2022") zu entwickeln und die Umsetzung der geplanten Maßnahmen zu begleiten. Die Meilensteine des Programms wurden 2019 definiert und die Umsetzung gestartet.

Aktionsfelder des Turnaround 2022 sind unter anderen die Fokussierung auf Kernaktivitäten und Kernmärkte, die Internationalisierung der Lieferantenbeziehungen sowie eine Vereinfachung und Optimierung der Strukturen, der Organisation und der Prozesse. Die ENERCON finanzierenden Kreditinstitute ("Finanzierungspartner") haben aus ihrer Mitte einen Lenkungsausschuss gebildet und begleiten ENERCON partnerschaftlich und zukunftsorientiert auf diesem Weg.

Im Rahmen des Turnaround 2022 ist ein tiefgreifender Umbau der Gruppenstruktur geplant. Die langfristige Sicherung der Unabhängigkeit der Unternehmensgruppe steht im Fokus der Überlegungen. Es ist geplant, die WRD-Gruppe sowie die Fertigungs- und Serviceaktivitäten von Partnerunternehmen unter dem Dach der UEE Holding zu versammeln und als Kernfunktionen der Gruppe neu auszurichten. Die ENERCON Production GmbH, ein Tochterunternehmen der UEE Holding, welches insbesondere die Produktionsaktivitäten für die ENERCON-Gruppe koordiniert, wird in diesem Zusammenhang umstrukturiert und um weitere Aufgaben angereichert.

Der qualitativ hochwertigen, hausinternen und externen Betreuung, Begleitung sowie permanenten Optimierung der unternehmerischen Kernprozesse räumt die ENERCON-Gruppe einen hohen Stellenwert ein. Die ENERCON GmbH realisiert unter anderem mit Unterstützung der ENERCON PLM GmbH Kundenprojekte in den Ländern der Europäischen Union. Die Bedeutung der außereuropäischen Märkte steigt stetig an. So werden beispielsweise in Chile, Kolumbien und Vietnam die Aktivitäten weiter forciert. Vertrieb, Projektmanagement und Service werden außerhalb der EU grundsätzlich über Tochtergesellschaften der ENERCON GmbH abgewickelt.

Mit Wirkung zum 31.12.2019 hat die ENERCON GmbH sämtliche Anteile des 2018 durch die Aloys Wobben Stiftung und die UEE Holding gemeinsam erworbenen, niederländischen Windenergieanlagenhersteller Lagerwey übernommen. Durch das strategische Investment hat ENERCON sein Portfolio an Onshore-Windenergieanlagen in allen Windklassen erweitert und die Voraussetzungen zur Nutzung von Synergien in vielen Bereichen geschaffen. Die Zusammenarbeit im Bereich der Forschung & Entwicklung sowie die Erweiterung und Optimierung des gemeinsamen WEA-Portfolios hat sich bereits im abgelaufenen Geschäftsjahr als sehr sinnvoll erwiesen. 2021 ist eine tiefere Integration der einzelnen Teilbereiche von Lagerwey in die ENERCON Gruppe geplant.

Die Serviceverträge mit Kunden sind grundsätzlich der ENERCON GmbH beziehungsweise ihren lokalen Vertriebstochtergesellschaften zugeordnet. Dies gilt insbesondere für die EPK-Verträge ("ENERCON-Partnerkonzept"). ENERCON hat sich dem Ziel verpflichtet, eine hohe Servicequalität und damit eine langfristige Kundenbindung zu erreichen. Eine Bündelung der Fachkompetenzen wird auch künftig weltweit die Vorteile der getriebelosen Technologie absichern.

Das Vertriebsnetz wird gezielt an den Markterfordernissen ausgerichtet, sodass unsere Kunden von Ansprechpartnern in einer Reihe nationaler und internationaler Vertriebsbüros umfassend betreut werden. Im Rahmen des Turnaround-Programms findet eine Neuausrichtung auf internationale Märkte und die Umstellung auf eine neue, regionale Organisationsstruktur statt. Zum Start sind vier eigenverantwortliche Regionen als eigenständige Geschäftseinheiten mit mehreren Kernmärkten vorgesehen.

Die neue Struktur besteht aus der Region Deutschland, Österreich, Schweiz (DACH) und Nordosteuropa, der Region Zentraleuropa, der Region Lateinamerika und Südeuropa sowie der Region Asien / Pazifik, die jeweils mehrere aktive Märkte betreuen. Die Vertriebsgebiete Nordamerika sowie Türkei+ beziehen sich aktuell jeweils auf einen aktiven Markt. Die Regionalorganisation befindet sich aktuell in der Implementationsphase. Die lokal angesiedelten Niederlassungen erhalten gestärkte Kompetenzen und Verantwortungen. Sie übernehmen die Betreuung der Projekte in den jeweiligen Ländern mit mehr Autonomie. Gepaart mit klar definierten Aufgaben und Verantwortlichkeiten zwischen der Zentrale und der jeweiligen Region ist es das Ziel dieser Neuaufstellung, die Gesamtorganisation schlanker, kosteneffizienter und besser steuerbar zu gestalten.

Die internen Funktionen zur Unterstützung der Kernaktivitäten bilden sich insbesondere in der ENERCON Consulting Services GmbH und der ENERCON IT Service GmbH ab. Die ENERCON Investment AG mit Teilgesellschaftsvermögen hat an Bedeutung verloren und wird aufgelöst.

Der Bereich Energiemanagement unter der ENERCON Energie GmbH widmet sich der Direktvermarktung, dem Energiehandel sowie Dienstleistungen zur Energieversorgung. Die Quadra Energy GmbH als wichtigste Gesellschaft dieses Bereichs konnte mit dem Erfolg des EPK+E das Vermarktungsportfolio kontinuierlich ausbauen und hat sich als feste Größe im deutschen Direktvermarktungsmarkt etabliert. ENERCON kann anhand eigener Modellrechnungen zudem die Herausforderungen der Anbieter- und Händlerseite in von Ausschreibungen geprägten Märkten simulieren.

ENERCON nutzt die Vorzüge der Digitalisierung intensiv. Die Standorte arbeiten weltweit vernetzt miteinander. Gleichzeitig wird der Gedanke der Regionalisierung geschärft und die Dezentralisierung im Sinne der Subsidiarität umgesetzt, um den Bedürfnissen der Teilmärkte zu entsprechen und die Kommunikationswege zu verkürzen.

Die ENERCON GmbH und ihre Schwestergesellschaft, die ENERCON Independent Power Producer GmbH, hielten bis Ende 2020 Beteiligungen an zahlreichen Windparkgesellschaften. 2018 und 2019 wurden die ersten Schritte vollzogen, die in- und ausländischen Windpark-Betriebsgesellschaften in die 2018 unter der Aloys Wobben Stiftung gegründete ENERCON Windpark Holding GmbH zu überführen. Im Zuge der Neuausrichtung der Aktivitäten im Windparkbereich wurden ab dem I. Quartal 2020 Gespräche zur Formung eines Gemeinschaftsunternehmens zwischen der EWE AG und der Aloys Wobben Stiftung geführt, in das beide Gruppen ihre Beteiligungen einbringen sollten. Nach einer erfolgreichen Due Diligence wurde am 21. Dezember 2020 zwischen beiden Häusern eine sogenannte Investitionsvereinbarung gezeichnet.

Anschließend wurde bis zum Ende des Jahres 2020 ein wesentlicher Teil der Windpark- und Projektierungsaktivitäten der ENERCON-Gruppe auf die ENERCON Windpark Holding GmbH übertragen. Mit dem sog. Closing am 26.03.2021 wurde die ENERCON Windpark Holding GmbH in Alterric GmbH umfirmiert. Mit diesem Tag hat auch die EWE AG ihren Beteiligungsbesitz in die Alterric GmbH eingebracht und das Gemeinschaftsunternehmen mit den gleichberechtigten Partnern EWE AG und Aloys Wobben Stiftung hat den aktiven Geschäftsbetrieb aufgenommen. Alterric bildet durch den Zusammenschluss einen der größten Betreiber an Onshore-Windenergieanlagen in Europa und agiert künftig eigenständig, ist also nicht in die Organisationsstrukturen der Muttergesellschaften eingebunden.

c) Vermögens-, Finanz- und Ertragslage

Die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage stellt sich anhand der von der Geschäftsleitung zur Unternehmenssteuerung genutzten bedeutsamsten finanziellen Leistungsindikatoren wie folgt dar:

	2018	2019	2020
Gesamtleistung in Mio. €	4.379,7	3.406,8	3.579,5
Materialaufwandsquote in %	88,6 %	101,9 %	90,7 %
Jahresergebnis vor Steuern in Mio. €	- 198,9	-874,8	527,1
Eigenkapitalquote in %	53,5 %	44,9 %	54,9 %

Die Vermögenslage der ENERCON kann nach wie vor als stabil bezeichnet werden. Im Zuge der tiefgreifenden Krise konnte auf das Finanzanlagevermögen zurückgegriffen werden; dies wirkte als stabilisierender Faktor. Das gezeichnete Kapital der UEE Holding GmbH beträgt € 350,0 Mio. Die Eigenkapitalquote beläuft sich dauerhaft auf mehr als 40 %.

Die technischen Probleme an einigen der 159m Türme von bereits 2018 errichteten EP4-Anlagen haben ENERCON durchgängig im Jahr 2020 beschäftigt. Die Arbeiten werden voraussichtlich im späten Frühjahr 2021 abgeschlossen sein. Die verzögerten Abnahmen und die Entschädigungsleistungen wurden bereits weitestgehend im Ergebnis des Jahres 2019 antizipiert.

Dies gilt auch für einen großen Teil der Sondereffekte aus Restrukturierungsmaßnahmen vor und im Rahmen des Turnaround 2022-Programms sowie Sonderabschreibungen auf abgekündigte Produktionslinien und die Zahlung von Leerstandskosten an die als Produktionspartner bezeichneten nahestehenden Unternehmen. Sofern die Aufwendungen im Vorjahr aufgrund handelsrechtlicher Vorschriften noch nicht berücksichtigt werden konnten, wurden die Vorsorgen im Konzernabschluss 2020 getroffen.

Leistungsklasse	2018	2019	2020	2021 Plan
EP1	132	102	87	118
(1 MW-Plattform)
EP2	598	505	291	172
(2 MW Plattform)
EP3	274	135	328	501
(3 MW Plattform)
EP4	117	30	23	12
(4 MW Plattform)
EP5	0	0	1	21
(5 MW Plattform)

Weltweit neu installierte ENERCON-Anlagen

Quelle: ENERCON GmbH

Der Service von Windenergieanlagen stellt sich als stabilisierende Säule der geschäftlichen Aktivitäten dar. Wie das Vorjahr ist auch das Geschäftsjahr 2020 als ein Jahr des Umbruchs zu bezeichnen, das neben der Corona-Pandemie durch viele Hindernisse und einen diskontinuierlichen Geschäftsverlauf geprägt war. Zum eingebrochenen Kernmarkt Deutschland kamen Verzögerungen beim Start neuer Anlagentypen. Für enorme Herausforderungen sorgte die sich im Wandel befindliche Supply-Chain; dies hatte Auswirkungen in der Produktion und im Aufbau. Infolge dessen konnte die angestrebte Anzahl von rund 840 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 2.520 MW im Jahr 2020 nicht realisiert werden. Die hohe Fixkostenbelastung wird konsequent gesenkt, doch schlägt sie aufgrund der recht geringen Ausbringungsmenge nach wie vor auf das operative Ergebnis durch. Im Trend sinken die Gestehungskosten für die ausgelieferten Anlagen wie erwartet. Die Cost-out-Maßnahmen werden im Rahmen des Turnaround-Programms planmäßig umgesetzt und zeigen sich bereits in einem deutlich verbesserten operativen Ergebnis.

In den um rund 670 Mio. € gestiegenen Umsatzerlösen ist einmalig die Übertragung von Projektrechten auf die Joint Venture-Gesellschaften enthalten. Bereinigt um diesen Effekt sinkt die Gesamtleistung leicht, da auch der Baustellenbestand sowie die unfertigen Erzeugnisse und Leistungen merklich gesunken sind. Das im Baustellenbestand und den übrigen Vorräten gebundene Kapital bietet jedoch nach wie vor ein hohes Potential für eine Innenfinanzierung. Durch den Verkauf von Anteilen an Windparkgesellschaften, aber auch aufgrund des Verbrauchs und der Auflösung von Rückstellungen, die im Vorjahr insbesondere für Restrukturierungsmaßnahmen gebildet wurden, belaufen sich die sonstigen betrieblichen Erträge auf einen außerordentlich hohen Betrag. Die bisher noch unberücksichtigten Einmaleffekte aus der Restrukturierung sind in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst. Die Neubildung von Rückstellungen wird über die betrieblichen Aufwendungen abgebildet.

Die Materialaufwandsquote erholte sich aufgrund erster, realisierter Einkaufserfolge merklich und wird im Verlauf der Umsetzung des Programms Turnaround 2022 weiter sinken. Der Personalaufwand ist aufgrund der Umstrukturierungen der vergangenen Jahre und der folglich größtenteils gruppenintern eingekauften Dienstleistungen nachhaltig niedrig.

Das positive Ergebnis vor Steuern von rund € 527,1 Mio. steht ganz im Zeichen der dargelegten Sondereffekte. Dem selbst verordneten Programm des Turnaround 2022 werden gute Erfolgsaussichten beigemessen, mittels dessen das Ertragspotential ENERCONs wieder gehoben werden kann. 2021 wird noch unter dem Eindruck des Wechsels stehen, wobei mit einer weiteren Erholung der installierten Leistung gerechnet wird. Ergänzend wird auf die erläuternden Angaben des Konzernanhangs verwiesen.

Die Liquiditätslage von ENERCON hat sich im Verlauf des Jahres 2020 merklich verschlechtert. Nicht zuletzt durch die Liquidation der Wertpapierbestände des Finanzanlagevermögens zu günstigen Konditionen konnte jedoch die volle operative Handlungsfähigkeit jederzeit sichergestellt werden. Die hohe Kapitalbindung schränkte die Manövrierfähigkeit des Konzerns ein. Die Warenkreditversicherer hatten ihre Engagements bereits im September 2019 stark zurückgefahren, jedoch zahlte sich auch 2020 die gute und vertrauensvolle Zusammenarbeit mit den Partnern auf der Lieferantenseite aus, so dass es zu keinen nennenswerten Störungen in der Supply Chain gekommen ist. Mit den Warenkreditversicherern ist ENERCON im Gespräch und strebt eine Rückkehr zu den üblichen Zahlungsmodalitäten mit einer hinreichenden Deckung der Lieferantenkredite an.

Aufgrund der guten Vermögenslage haben die Finanzierungspartner von ihren außerordentlichen vertraglichen Kündigungsrechten keinen Gebrauch gemacht. Alte, nicht genutzte Aval-Kreditlinien wurden auf den Bedarf angepasst und neue Avale mit gesonderten Vereinbarungen unter Barunterlegung ausgereicht. Die Finanzierungspartner haben zudem auf eine vollständige Besicherung ihres Engagements gedrungen. Die Aloys Wobben Stiftung hat die Oliver Wyman GmbH im Oktober 2019 mit der Erstellung eines Gutachtens auf Basis der vom Bundesgerichtshof definierten Mindeststandards beauftragt. Das Gutachten wurde am 25.05.2020 finalisiert und legt dar, wie und in welchem Zeitraum die wirtschaftliche Situation der ENERCON Gruppe nachhaltig verbessert werden kann. Es analysiert die seitens ENERCONs gesetzten Meilensteine und zeigt auf, welche Kosten und Risiken zu erwarten sind.

Dieses Gutachten diente den Finanzierungspartnern als fundierte Grundlage zur Entscheidung über die weitere Begleitung von ENERCON. Die Ergebnisse des Gutachtens führten zu positiven Gesamtaussagen und unterstützen die Zukunftsfähigkeit ENERCONs bei zeitgerechter Durchführung der Maßnahmen im Turnaround 2022.

Die Finanzierungspartner und ENERCON hatten sich im November 2019 in einer sog. Stillhaltevereinbarung auf einen Überbrückungszeitraum verständigt. Mittels des sogenannten Konsortialkreditvertrages, der am 29. Mai 2020 unterzeichnet wurde, ist das Gesamtengagement der Finanzierungspartner neu strukturiert worden. Das Kreditengagement wurde im bis dahin geltenden Rahmen fortgesetzt, die Aval-Linien wurden auf bis zu € 600 Mio. angehoben und eine Mindestliquiditätsreserve eingezogen. Gleichzeitig wurde ENERCON die Möglichkeit eingeräumt, Windpark-Assets zu veräußern. Die entsprechende Freigabe von Sicherheiten en bloc im Gegenzug zu der Ablösung des Mitteleinsatzes der Finanzierungspartner wurde als "Freigabetag" definiert und vertragsgemäß auf Ende März 2021 terminiert.

Unter dem Eindruck der Regelungen zur Erreichung des Freigabetags steht die Investitionsvereinbarung mit der EWE, die maßgeblich durch die Aloys Wobben Stiftung gestaltet wurde. Durch die Zeichnung der Investitionsvereinbarung am 21.12.2020 wurde das als "Closing" bezeichnete Startdatum des Joint Ventures auf Ende März 2021 gelegt. Im Rahmen eines komplexen Mechanismus wurden zum Closing Ausgleichszahlungen im Zuge des Beitritts der EWE AG zur Alterric GmbH für die Freigabetag-Regelungen verwendet, überschießende Liquidität der ENERCON GmbH zugeführt und der gleichwertige Beitrag der Aloys Wobben Stiftung im Joint Venture durch die Auskehrung der restlichen Kaufpreisforderungen gegen die Alterric-Gruppe in Form von Sachdividenden zur Einlage in das Joint-Venture-Unternehmen sichergestellt.

Das Closing fand am 26.03.2021 statt. Die Regelungen zum Freigabetag konnten damit vertragsgemäß umgesetzt werden. Mit den Finanzierungspartnern wurde die Fortführung des Konsortialkreditvertrages vereinbart, insbesondere um die Avallinien zur Projektfinanzierung weiterhin nutzen zu können. Die Finanzierungspartner und ENERCON sind sich im Grundsatz über verbesserte Konditionen einig, die dem reduzierten Umfang des Vertrages entsprechen, und wollen die Gespräche im II. Quartal 2021 abschließen.

Mit Auftrag vom Februar 2021 der Aloys Wobben Stiftung, der UEE Holding GmbH und der ENERCON GmbH hat die Oliver Wyman GmbH ein weiteres Gutachten auf Basis der vom Bundesgerichtshof definierten Mindeststandards erstellt.

Gemäß der Zielstellung wurden aufbauend auf das erste Gutachten die Fortschritte und Aussichten des Restrukturierungsprogramms Turnaround 2022 untersucht sowie zusätzlich die Auswirkungen der geänderten Zuordnung der Windpark-Assets und der integrierten Planungsrechnung analysiert. Die zum Zeitpunkt der Erstellung des Gutachtens absehbaren Auswirkungen der Corona-Pandemie sind ebenfalls einbezogen worden. Dieses zweite Gutachten wurde am 18.03.2021 finalisiert. Im Rahmen des Gutachtens geht die Oliver Wyman GmbH aufgrund der beschriebenen Sachverhalte, Erkenntnisse, Maßnahmen und plausiblen Annahmen in der abschließenden Einschätzung weiterhin von einer positiven Fortbestehensprognose und der Wiedererlangung der nachhaltigen Wettbewerbs- und Renditefähigkeit aus.

3. Chancen- und Risikobericht

Die Strategie der ENERCON-Gruppe basiert auf den Grundüberlegungen einer werteorientierten Unternehmensführung. Grundsätzlich ist jede unternehmerische Betätigung aufgrund der Unsicherheit künftiger Entwicklungen sowohl mit Risiken als auch mit Chancen verbunden. Ein Unternehmen, welches zur Erreichung seiner unternehmerischen Ziele nicht bereit ist, Risiken einzugehen, wird in einer Zeit des steigenden Wettbewerbs keinen dauerhaften und nachhaltigen Erfolg erzielen können.

Besonders in Zeiten zunehmend globalisierten Wettbewerbs auf deregulierten Märkten, verbunden mit einer wachsenden Komplexität der Unternehmensprozesse, verändern sich Kundenanforderungen und Produkte mit hoher Geschwindigkeit. Die Unternehmen sind in diesem Zusammenhang gefordert, sich flexibel den ändernden Wettbewerbsbedingungen anzupassen - mit ihren Produkten, ihren Organisationsabläufen und mit ihren Technologien.

Da Chancen und Risiken in ihrer Mischung und in ihren möglichen Auswirkungen unternehmensspezifisch sind, richtet sich das Risikomanagement bei ENERCON an der Strategie und den Zielen des Unternehmens aus und betrachtet die folgenden Risikokategorien:

• Strategische Risiken

• Operative Risiken

• Finanzrisiken

• Compliance und Reputation

Besondere Schwerpunkte liegen dabei, neben der Gewährleistung der Unabhängigkeit des Konzerns, auf der langfristigen Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit sowie in der nachhaltigen Steigerung des Unternehmenswertes. Die vorgenannten Risikokategorien mit ihren jeweiligen Einzelrisiken unterliegen einer permanenten Analyse, Bewertung und Überwachung - und bei Bedarf Erweiterung - aufgrund sich verändernder Bedingungen.

Die Gesamtverantwortung für die Überwachung der Funktion des Risikomanagementsystems im Unternehmen obliegt dem Vorstand der UEE Holding Verwaltungs SE. Das gruppenweite Risikomanagement basiert auf den seitens der Geschäftsleitung definierten unternehmerischen Grundsätzen zum Risikomanagement als Teil der ENERCON-Risikopolitik. Die Überwachung der Eignung und Wirksamkeit des Risikomanagementsystems ist Gegenstand der jährlichen Zertifizierung durch die TÜV SÜD Management Service GmbH.

Die Risikotragfähigkeit wird im Wesentlichen durch die Höhe des Eigenkapitals sowie durch die Liquiditätsreserve des Konzerns bestimmt. Die Risikopolitik bei ENERCON geht von der Grundposition aus, dass das dem Konzern zur Verfügung stehende Risikodeckungspotenzial den vorhandenen aggregierten Risikoumfang übersteigt.

Die risikobewusste Grundeinstellung seitens der Aloys Wobben Stiftung und der Geschäftsleitung der ENERCON-Gruppe lässt sich bilanziell zudem an dem Bestand an verfügbarer Liquidität sowie an der konservativen Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsregeln gemäß deutschem HGB erkennen.

In diesem Sinne ist auch die Entscheidung der Aloys Wobben Stiftung zu verstehen, die Unternehmensberater von Oliver Wyman aus freien Stücken und einer Position der eigenen Handlungsfähigkeit heraus zu beauftragen. Beide Gutachten der Unternehmensberater bestätigen das wirtschaftliche Erfolgspotential im Falle der erfolgreichen Umsetzung der Maßnahmen des Turnaround 2022.

Das Risikoprofil bei ENERCON ist angemessen und vertraut auf die grundsätzliche geschäftspolitische Ausrichtung, auf die geschäftsführende Steuerung des Konzerns im Hinblick auf schnelle Veränderungen des Umfelds und die Erfordernisse des laufenden Geschäfts sowie auf die Wirksamkeit des Risikomanagementsystems. Die Kontrollaktivitäten basieren auf den Eckpfeilern des Corporate Governance Systems bestehend aus dem Internen Kontrollsystem (IKS), den Fachdisziplinen innerhalb des GRC-Systems (Compliance, Risikomanagement, Datenschutz- und Informationssicherheit sowie der Unternehmenssicherheit) sowie der Internen Revision.

Unternehmerische Kernrisiken, insbesondere die Risiken von Seiten des Marktes (unter anderem Nachfrageschwankungen), kann und wird ENERCON selbst tragen, ebenso die Risiken aus der Entwicklung neuer Produkte. Risiken, die nicht das Kerngeschäft von ENERCON bilden, wie unter anderem Rohstoffpreis-, Wechselkurs-, Zinsänderungs-, Haftpflicht- und Sachschadensrisiken, wird ENERCON ganz überwiegend auf Dritte übertragen. Diesbezügliche Entscheidungen wurden von den verantwortlichen Personen in internen Gremien getroffen.

Der Konsortialkreditvertrag deckt nach der erfolgten vollständigen Ablösung der Finanzierungspflichten im März 2021 nur noch das Liquiditätsrisiko ab. Der Vertrag, deren Kreditnehmerin die ENERCON GmbH ist, hat eine Laufzeit von drei Jahren. Als weitere Verpflichtete sind die Gesellschaften UEE Holding GmbH, ENERCON Independent Power Producer GmbH, ENERCON Energie GmbH, ENERCON Financial Services GmbH, AW Management GmbH & Co. KG, Wobben Properties GmbH und WRD Wobben Research and Development GmbH in den Vertrag gesamtschuldnerisch eingetreten. Die ENERCON Windpark Holding GmbH und die ENERCON IPP Deutschland GmbH sind im Zuge des Closing als Verpflichtete ausgeschieden. Der Fortbestand der Muttergesellschaft und des Konzerns sind gefährdet, wenn die im Turnaround 2022 vorgesehenen gesellschaftsrechtlichen, strukturellen, strategischen und operativen Maßnahmen zur Wiedererlangung der Profitabilität absehbar nicht greifen, der Konsortialkreditvertrag aufgrund entsprechender Vertragsklauseln gekündigt wird und die Verpflichteten nicht für einen Ersatz für die bereitgestellte Avalkreditlinie sorgen können. Die Geschäftsleitung ist davon überzeugt, die vertraglichen Verpflichtungen jederzeit einhalten zu können und insbesondere die im Gutachten vom März 2021 dargelegten Ziele in der gebotenen Zeit zu erreichen und geht entsprechend von einer Fortführung der Unternehmenstätigkeit aus.

Die kurz- und mittelfristigen Auswirkungen der Corona-Pandemie auf das wirtschaftliche Umfeld und auf die Geschäftstätigkeit von ENERCON lassen sich zum Zeitpunkt der Aufstellung des Konzernabschlusses 2020 nicht endgültig beurteilen, werden derzeit aber durch das ENERCON Business Continuity Management als gering angesehen. ENERCON hat frühzeitig und umsichtig auf die rasch verstärkten Einschränkungen reagiert. Durch eine leistungsfähige technische Infrastruktur hat sich die Führung und Verwaltung von ENERCON auch mit einer weitflächigen Nutzung von Homeoffice-Regelungen als problemlos erwiesen. Sofern die im Zuge der Pandemie angeordneten Maßnahmen längerfristig Gültigkeit haben, kann dies für die Gesellschaft zu einer nachhaltigen Entwicklungsbeeinträchtigung führen, selbst wenn die im Maßnahmenprogramm "Turnaround 2022" definierten Ziele dennoch erreicht werden.

Durch die Corona-Pandemie verursachte Produktionsausfälle und eingeschränkte Baustellenaktivitäten durch fehlende Zulieferteile oder staatlich angeordnete Einschränkungen können zu Projektverzögerungen, verspäteten Kundenzahlungen und unverschuldet höheren Baustellenkosten führen. Aufgrund der Corona-Pandemie haben eine Reihe von Ländern ihre Ausschreibungen verschoben oder vorerst ganz ausgesetzt. Die Inanspruchnahme staatlicher Unterstützungsmaßnahmen ist derzeit im Wesentlichen kein Thema. Das Gutachten der Unternehmensberater berücksichtigt bereits die absehbaren Folgen der Corona-Pandemie für ENERCON. Mit dem Lenkungsausschuss der Finanzierungspartner steht ENERCON in engem Austausch. Es ist entsprechend auch weiterhin von einer konstruktiven Begleitung der Finanzierungspartner auszugehen.

4. Prognosebericht

Die Prognosefähigkeit ist unter dem Eindruck der Corona-Pandemie und den Maßnahmen zu ihrer Eindämmung eingeschränkt, da die Folgen für die Wirtschaft im Allgemeinen und für ENERCON im Speziellen nicht abschließend beurteilt werden können. Vorübergehende negative Auswirkungen sind in jedem Fall zu erwarten, die mit zunehmender Dauer der Krise auch eine längerfristige Wirkung entfalten.

Die erwartete, geschäftliche Entwicklung wird anhand der bedeutsamsten Leistungsindikatoren eingestuft und entspricht den generellen Erwartungen ENERCONs:

	2020	Prognose 2021
Gesamtleistung in Mio. €	3.579,5	leicht sinkend
Materialaufwandsquote in %	90,7	leicht sinkend
Jahresergebnis vor Steuern in Mio. €	527,1	stark sinkend
Eigenkapitalquote in %	54,9	leicht steigend

Der Abgang der Windpark-Assets einhergehend mit der Auskehrung der Sachdividenden werden das bilanzielle Erscheinungsbild von ENERCON ab dem Geschäftsjahr 2021 nachhaltig verändern. Die integrierte Finanzplanung steht für den Prognosezeitraum unter dem Eindruck dieses Wandels. Die aktuelle Vorschau für den Prognosezeitraum auf Gruppenebene weist eine volle operative Handlungsfähigkeit auf und zeigt einen positiven operativen und gesamten Cash-flow. Die Eigenkapitalquote wird trotz der gravierenden Veränderungen weiterhin mehr als 50 % betragen.

ENERCON rechnet auch in Zukunft mit stetig steigenden Anforderungen hinsichtlich der Preisgestaltung sowie an die Technik der Windenergieanlagen und an das Projektumfeld. Aufgrund der zu erwartenden Ausbringungsmenge wird die um Sondereffekte bereinigte Gesamtleistung im kommenden Jahr ansteigen. Ein Arbeitsschwerpunkt im Programm Turnaround 2022 ist die Internationalisierung der Einkaufsaktivitäten mit verschiedenen Einzelmaßnahmen. Ziel ist es unter anderen in sogenannten Best-cost-countries einzukaufen bzw. produzieren zu lassen. Die Beschaffungsaktivitäten in Deutschland werden hingegen weiter zurückgefahren. Im Rahmen einer langfristig angelegten, umfangreichen Make-or-buy-Analyse werden in diesem Zusammenhang auch die gemeinsam mit Produktionspartnern betriebenen Eigenfertigungsaktivitäten auf den Prüfstand gestellt. Im Zentrum der Betrachtungen befinden sich insbesondere die neuen Anlagentypen ab der E-138, bei denen von vorn herein auf eine vollständig neu organisierte Beschaffungskette gesetzt wird.

Im Rahmen von Cost-out-Programmen wird darüber hinaus bei bestehenden Produktlinien konsequent auf eine Optimierung der Levelized Cost-of-Energy geachtet. Weitere Maßnahmen im Turnaround 2022 konzentrieren sich auf die Reduzierung des in den Vorräten gebundenen Kapitals sowie der Baustellenkosten inklusive der Optimierung des Projekt- und Logistikmanagements. Auf Gruppenebene wird mittelfristig ein Absinken der Materialaufwandsquote auf die Zielvorgabe von 80% erwartet. Durch strukturelle Anpassungsmaßnahmen und eine Reorganisation der Prozessabläufe werden auch die indirekten Kosten bis hin zu einer Reduzierung der Overheadkosten in den Blick genommen. Zusammen mit weiteren Maßnahmen zur Effizienzsteigerung wird für das Jahr 2021 mit einem leicht positiven Jahresergebnis vor Steuern gerechnet, das voraussichtlich aktuell noch nicht berücksichtigungsfähige Reorganisationsaufwendungen enthalten wird. Die Eigenkapitalquote wird aufgrund der Ergebnisentwicklung und der im Zuge des Closing erfolgten Sachdividende leicht steigen.

Die zunehmende Größe der Aufträge stellt sich in einem Trend zu großen Ausschreibungen und Installationsherausforderungen dar. Diese Rahmenbedingungen kommen den Bedürfnissen größerer Marktteilnehmer, vor allem Investorengruppen und Energieversorger, entgegen. Der Entwicklung hin zu einem erhöhten Anteil zu erbringender Vorleistungen stellt sich ENERCON projektgebunden gemeinsam mit den Finanzierungspartnern.

Unabhängige Planer bilden ungeachtet dessen weiterhin eine tragende Säule des Vertriebs. Neben dem Kernprodukt Windenergieanlage stehen umfangreiche Dienstleistungen und der After-Sales-Service weiterhin im Zentrum der Aktivitäten.

Der globale Marktanteil steht für ENERCON nicht im vorrangigen Zentrum der Betrachtungen, da aufgrund einiger volatiler Märkte die weltweit installierte Leistung von Jahr zu Jahr stark schwanken kann. Die Unternehmenspolitik von ENERCON ist langfristig angelegt und zielt auf nachhaltiges, ertragsorientiertes und stabiles Wachstum. Chancen- und Risikobewusstsein stehen bei der weiteren Unternehmensentwicklung im Vordergrund. Verbunden mit dem Ziel der Unabhängigkeit wird ENERCON auch in Zukunft ein verlässlicher und an einer langfristigen Bindung orientierter Partner sein.

ENERCON ist bestrebt, in den kommenden Jahren den Exportanteil weiter kontinuierlich bei über 60 % zu halten. Der deutsche Heimatmarkt wird seine Bedeutung als einer der wichtigsten Märkte weltweit auf absehbare Zeit behaupten, jedoch auch in den kommenden zwei Jahren nicht an die Ausbringungsmengen vor 2018 anknüpfen können. Eine tragende Säule wird ab 2022 in Deutschland das Repowering- und Erneuerungspotential spielen, bei dem ENERCON die sich bietenden Chancen nutzen möchte. Ein dauerhafter Marktanteil ENERCONs von mehr als 35 % wird für Deutschland angestrebt. Darüber hinaus peilt ENERCON in Europa einen Anteil an den Neuinstallationen von mehr als 25 % an.

Der größte Teil der gesamten Ausbringungsmenge soll in ein überschaubares Portfolio an gefestigten Kernmärkten geliefert werden. Darüber hinaus wendet sich ENERCON projektbezogen auch den Chancen in weiteren Exportmärkten und Absatzregionen zu. In den von ENERCON definierten Schwerpunktländern ist es das erklärte Ziel, jeweils einen Platz unter den größten Herstellern zu finden und einen Marktanteil von jeweils mehr als 20 % zu erreichen. Die jeweils angebotenen Anlagentypen je Fokusregion richten sich nach den Gegebenheiten des jeweiligen Marktes. Damit einher gehen wird eine Konzentration auf weniger Anlagentypen und eine stärkere Standardisierung des Produktportfolios.

Hinsichtlich der Forschung und Entwicklung strebt ENERCON eine weltweit integrierte, standortübergreifende Zusammenarbeit unter dem Projekttitel R&D 2022 an. Diese umfasst neben der Neuausrichtung der Aktivitäten in Deutschland auch Standorte in den Niederlanden und Indien.

Basierend auf der eigenen Entwicklung des Konzerns in der Vergangenheit und den Potentialen, die durch die Tätigkeit von Oliver Wyman aufgezeigt wurden, hat ENERCON sehr gute Aussichten, auch in Zukunft am Markt eine der führenden Rollen einzunehmen. Mittelfristig rechnet ENERCON mit einem gegenüber 2020 leicht steigenden Marktanteil weltweit. Dafür sprechen die nach wie vor hohe Kundentreue und erfolgversprechende Vertragsabschlüsse zu Großverträgen Ende 2020 und im bisherigen Verlauf des ersten Halbjahrs 2021.

ENERCON setzt bei Produktion, Aufbau und Service zunehmend auf die Unterstützung qualitativ hochwertiger Anbieter lokaler Leistungen und stellt damit zugleich hohe Effizienzanforderungen an alle Zulieferbetriebe. An den internationalen Standorten der Gruppe werden über die Ausprägung von regionalen Stützpunkten in zunehmendem Maße Einkaufsvorteile generiert, die zunehmend in der gesamten Wertschöpfungskette zum Tragen kommen.

Die hohe Wertschöpfungstiefe, die ENERCON über lange Jahre gemeinsam mit Produktionspartnern im Inland gelebt hat, ist in Zeiten der Teilauslastung zu einer Belastung geworden. Kostennachteile durch eine Produktion in Hochlohnländern belasten bis in das Jahr 2021 hinein die Wettbewerbsfähigkeit von ENERCON. Im Rahmen des Turnaround 2022 wurden und werden unter Beachtung der mittel- und langfristigen Effizienz Produktionsstätten durch Kooperationspartner in der Türkei, in Indien und in China errichtet und betrieben. Mit ausgewählten Produktionspartnern ist ENERCON bestrebt, wichtige Teile der Fertigung weiterhin an den etablierten Standorten zu halten und im Laufe des Jahres 2021 weitgehend in den Kernkonzern zu integrieren. Die bisher für ENERCON exklusiv tätigen Zulieferbetriebe wird ENERCON in der Phase des Übergangs begleiten.

Veränderungen an den internationalen Devisenmärkten können in Einzelfällen Auswirkungen auf internationale Aufträge außerhalb der EU-Staaten in Form von Projektverschiebungen haben. Diesen Risiken stehen Chancen in den Ländern gegenüber, deren Währung gegenüber dem Euro aufgewertet wurde. Bei internationalen Projekten ist deshalb die Thematik der Wechselkurssicherung ein fester Bestandteil der Verhandlungen. Der Einsatz von entsprechenden Finanzinstrumenten dient hierbei ausschließlich Absicherungszwecken und erfolgt überwiegend in Form von Termingeschäften. Ein Abschluss von Finanzgeschäften aus rein spekulativen Zwecken erfolgt nicht. Zinsrisiken werden durch den Einsatz von Sicherungsgeschäften wie Zinsswaps Rechnung getragen. Durch den Abschluss von Termingeschäften werden Risiken begrenzt oder ganz ausgeschlossen.

Bestehende Aval- und Kreditlinien wurden von den Finanzierungspartnern im Zusammenhang mit der Ausweitung der internationalen Geschäftsaktivitäten in den letzten Monaten kooperativ begleitet. Die Kreditlinie wurde im Rahmen des Closing zurückgefahren. Der Avalrahmen befindet sich auf einem konstanten, dem Geschäftsverlauf entsprechenden Niveau und ist durch den Konsortialkreditvertrag bis Ende 2023 abgesichert.

Das Engagement im Ausbau der eigenen oder mit Kooperationspartnern realisierten Windparks wird ENERCON künftig in Abstimmung mit der Alterric GmbH angehen. ENERCON plant, im Prognosezeitraum eine Reihe von verbliebenen Windpark-Assets zu verkaufen. Die aus diesen Aktivitäten entstehenden neuen Betätigungsfelder und Geschäftsmodelle wird ENERCON auch zukünftig unterstützen und sie werden Gegenstand eines nachhaltigen Veränderungsprozesses bleiben.

Das erste Quartal 2021 entsprach nicht zuletzt aufgrund saisonaler Effekte nicht ganz den Erwartungen. Die Jahre bis 2022 werden noch ganz im Zeichen der Konsolidierung und Marktneuorientierung stehen. Durch die Einführung der neuen Anlagengeneration, der Erholung der nach wie vor aussichtsreichen Kernmärkte und der Erschließung neuer Exportziele werden die Ausbringungsmengen wieder deutlich steigen. ENERCON plant mit einem Zubau von rund 2.660 MW bzw. 3.350 MW an Windenergieleistung für das laufende und das kommende Geschäftsjahr. Die zeitgerechte und zielorientierte Umsetzung der Maßnahmen aus dem Programm Turnaround 2022 wird das Aussehen und die Aktivitäten ENERCONs nachhaltig verändern. Im Vordergrund der langfristigen Unternehmenspolitik steht eine konsequente Orientierung an den Kundenwünschen und Marktbedürfnissen, verbunden mit einer starken Konzentration auf die produktorientierte Forschung und Entwicklung.

Aurich, 28. Mai 2021

[1] Vgl. Commitee on Energy & Commerce: Summary of the Climate Leadership and Environmental Action for our Nation's (CLEAN) Future Act. Digitalisiert unter: https://energycommerce.house.gov/sites/democrats.energycommerce.house.gov/files/documents/Section-by-Section%20of%20CLEAN%20Future%20Act%20117th.pdf

[2] S. etwa OECD, Building back better: A sustainable, resilient recovery after COVID-19, https://www.oecd.org/coronavirus/policy-responses/building-back-better-a-sustainable-resilient-recovery-after-covid-19-52b869f5/. S. auch Zurich, Covid-19 and climate change: Can we keep the green agenda alive? https://www.zurich.com/de-de/knowledge/topics/global-risks/can-we-keep-green-agenda-alive.

[3] Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität und zur Änderung der Verordnung (EU) 2018/1999 ("Europäisches Klimagesetz")

[4] S. auch die UN Climate Ambition Alliance, der bereits über 100 Staaten beigetreten sind. https://climateaction.unfccc.int/views/cooperative-initiative-details.html?id=94.

[5] IPCC, 2018: Zusammenfassung für politische Entscheidungsträger. In: 1,5 °C globale Erwärmung. Ein IPCC‐Sonderbericht über die Folgen einer globalen Erwärmung um 1,5 °C gegenüber vorindustriellem Niveau und die damit verbundenen globalen Treibhausgasemissionspfade im Zusammenhang mit einer Stärkung der weltweiten Reaktion auf die Bedrohung durch den Klimawandel, nachhaltiger Entwicklung und Anstrengungen zur Beseitigung von Armut. Deutsche Übersetzung auf Basis der Version vom 8.10.2018 und unter Berücksichtigung von Korrekturmeldungen des IPCC bis zum 14.11.2018. Deutsche IPCC‐Koordinierungsstelle, ProClim, Österreichisches Umweltbundesamt, Bonn/Bern/Wien, November 2018.

[6] IPCC, 2019: "IPCC-Sonderbericht über Klimawandel und Landsysteme (SRCCL)" und "IPCC-Sonderbericht über den Ozean und die Kryosphäre". Deutsche IPCC‐Koordinierungsstelle, DLR Projektträger, Bonn, August bzw. Oktober 2019.

[7] Bloomberg New Energy Finance (BNEF): "New Energy Outook 2020", New York, Oktober / November 2020

[8] Greenpeace Energy: "Blauer Wasserstoff", Januar 2020

[9] https://www.there100.org/

[10] https://www.stiftung2grad.de/

[11] Siehe z.B.: Agora Energiewende, Stiftung 2 Grad, Roland Berger (2021): Klimaneutralität 2050: Was die Industrie jetzt von der Politik braucht. Ergebnis eines Dialogs mit Industrieunternehmen. Februar 2021.

[12] Beispielhaft wird auf die jährlich erscheinende Studie des Informationsdienstleisters Bloomberg New Energy Finance (BNEF) Bezug genommen: BNEF: "New Energy Outlook 2019", New York, Juni 2019

[13] Der Kapazitätsfaktor wird gebildet, in dem die Volllaststunden durch 8.760 h (365 Tage x 24 h) geteilt werden. Mit Volllaststunden wird hier die Zeit bezeichnet, für die eine Anlage bei Nennleistung betrieben werden müsste, um die gleiche elektrische Arbeit umzusetzen, die in einem Jahr tatsächlich geleistet wird.

[14] https://www.bee-ev.de/presse/mitteilungen/detailansicht/strommarkt-muss-sich-auf-erneuerbare-energien-als-rueckgrat-der-energieversorgung-einstellen

[15] GWEC: Global Wind Report 2019, Brüssel, März 2020

[16] https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2020/12/17/council-agrees-on-full-general-approach-on-european-climate-law-proposal/

[17] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_20_1940.

[18] Eine Übersicht über alle bei der EU-Kommission eingegangenen NECP findet sich hier: https://ec.europa.eu/info/energy-climate-change-environment/implementation-eu-countries/energy-and-climate-governance-and-reporting/national-energy-and-climate-plans_en final-necps.

[19] Europäische Kommission: Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament, den Europäischen Rat, den Rat, den Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss und den Ausschuss der Regionen "Der europäische Grüne Deal", Brüssel, 11.12.2019

[20] Europäische Kommission, Präsidentin von der Leyens Rede zur Lage der Union: Europas Kurs aus der Coronavirus-Krise und in die Zukunft (16. September 2020). https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/de/ip_20_1657.

[21] Wind Europe, Wind Energy in Europe 2020.

[22] Wind Europe, Wind Energy in Europe 2020.

[23] Die erneuerbaren Energien sollen im Jahr 2030 65 Prozent des deutschen Stromverbrauchs bereitstellen.

[24] Vgl. EEG 2021

[25] Vgl. https://www.erneuerbareenergien.de/90-gw-wind-150-gw-pv-das-geht

[26] GWEC, Global Wind Market Development - Supply Side Data 2018, Brüssel, April 2019

[27] GWEC, Global Wind Report 2021.

[28] GWEC, Global Wind Report 2021. S. 68

[29] Vgl. GWEC Global Wind Report 2021

Konzernbilanz zum 31. Dezember 2020

AKTIVA

	31. Dezember 2020		31.12.2019
	T€	T€	T€
A. Anlagevermögen
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
1. entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	78.866,8		142.839,2
2. Geschäfts- oder Firmenwert	18.803,8		30.140,6
davon aus Konsolidierung: T€ 18.803,8 (Vorjahr: T€ 30.117,7)
	97.670,6		172.979,8
II. Sachanlagen
1. Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	72.634,8		113.604,8
2. technische Anlagen und Maschinen	237.392,1		1.089.251,3
3. andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	85.874,7		102.614,5
4. geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	2.465,3		103.693,4
	398.366,9		1.409.164,0
III. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	3.953,9		6.611,1
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	101.677,1		43.098,6
3. Beteiligungen	26.816,9		43.784,2
4. Anteile an assoziierten Unternehmen	69.908,0		122.748,8
5. Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	28.737,7		72.110,4
6. Wertpapiere des Anlagevermögens	123.596,4		785.048,4
7. sonstige Ausleihungen	276.470,1		328.202,9
	631.160,2		1.401.604,5
		1.127.197,6	2.983.748,3
B. Umlaufvermögen
I. Vorräte
1. Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	557.501,0		518.291,9
2. unfertige Erzeugnisse, unfertige Leistungen	385.091,3		672.552,1
3. in Ausführung befindliche Projekte	1.323.823,6		1.398.687,1
erhaltene Anzahlungen auf Vorräte	-725.062,6		-884.044,3
4. geleistete Anzahlungen auf Vorräte	136.732,7		155.281,2
	1.678.085,9		1.860.768,0
II. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände
1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.051.614,9		734.454,2
2. Forderungen gegen verbundene Unternehmen	20.761,0		1.477,1
3. Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	46.639,3		44.769,1
4. sonstige Vermögensgegenstände	1.221.599,6		406.430,6
	2.340.614,8		1.187.131,0
III. Wertpapiere
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	135.979,4		57.308,1
2. sonstige Wertpapiere	0,0		4.979,3
	135.979,4		62.287,5
IV. Kassenbestand, Bundesbankguthaben, Guthaben bei Kreditinstituten und Schecks	771.505,9		618.703,2
		4.926.186,0	3.728.889,7
C. Rechnungsabgrenzungsposten		28.609,5	38.739,6
D. Aktive latente Steuern		196.530,9	214.849,9
		6.278.524,1	6.966.227,4
PASSIVA
	31. Dezember 2020		31.12.2019
	T€	T€	T€
A. Eigenkapital
I. Gezeichnetes Kapital	350.000,0		350.000,0
II. andere Gewinnrücklagen	826.440,8		827.190,5
III. Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung	-177.299,0		-99.808,7
IV. Konzernbilanzgewinn	2.428.531,8		2.025.772,6
V. nicht beherrschende Anteile	20.176,2		21.497,7
		3.447.849,8	3.124.652,1
B. Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung		0,0	2.571,3
C. Sonderposten für Investitionszuschüsse		5.627,0	7.255,2
D. Rückstellungen
1. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	30.351,9		27.406,0
2. Steuerrückstellungen	38.893,0		16.630,5
3. sonstige Rückstellungen	1.029.730,4		1.122.784,5
		1.098.975,3	1.166.821,0
E. Verbindlichkeiten
1. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	688.902,1		1.589.965,8
2. erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen	167.420,9		126.470,5
3. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	496.640,2		545.795,1
4. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	5.864,4		44.810,0
5. Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	3.677,2		9.591,2
6. sonstige Verbindlichkeiten	201.611,1		166.832,3
davon aus Steuern: T€ 79.057,7 (Vorjahr: T€ 40.176,4)
davon im Rahmen der sozialen Sicherheit: T€ 1.981,8 (Vorjahr: T€ 2.190,6)
		1.564.116,1	2.483.464,9
F. Rechnungsabgrenzungsposten		161.955,9	181.463,0
		6.278.524,1	6.966.227,4

Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar 2020 bis zum 31. Dezember 2020

	2020 T€	2019 T€
1. Umsatzerlöse	4.000.711,7	3.329.372,7
2. Verminderung des Bestands an unfertigen Erzeugnissen und in Ausführung befindlichen Projekten	-430.822,6	-62.167,0
3. andere aktivierte Eigenleistungen	9.617,3	139.629,1
Gesamtleistung	3.579.506,4	3.406.834,8
4. sonstige betriebliche Erträge	1.887.359,8	731.073,4
5. Materialaufwand
a) Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren	1.666.182,3	1.689.675,5
b) Aufwendungen für bezogene Leistungen	1.578.726,7	1.782.340,1
6. Personalaufwand
a) Löhne und Gehälter	147.642,9	150.205,0
b) soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	29.548,7	31.481,1
davon für Altersversorgung	3.382,6	537,9
7. Abschreibungen	197.563,8	226.873,8
8. sonstige betriebliche Aufwendungen	1.236.263,9	1.100.260,6
Betriebliches Ergebnis	610.937,9	-842.928,0
9. Erträge aus Beteiligungen	11.193,6	2.092,1
10. Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	-1.574,7	-1.580,3
11. Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	13.013,1	13.943,6
davon aus verbundenen Unternehmen	2.931,5	4.030,1
12. sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	16.695,0	25.868,1
davon aus verbundenen Unternehmen	0,0	416,9
davon aus Abzinsung	55,3	1.106,8
13. Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens	73.413,8	22.319,5
14. Zinsen und ähnliche Aufwendungen	49.604,6	49.819,7
davon an verbundene Unternehmen	545,4	14,2
davon aus Aufzinsung	1.392,6	4.028,4
15. Aufwendungen aus Verlustübernahme	117,5	20,1
Finanzergebnis	-83.808,9	-31.835,8
16. Ergebnis vor Steuern	527.129,1	-874.763,8
17. Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	102.279,3	30.629,0
18. latente Steuern	9.976,4	-3.724,6
19. Ergebnis nach Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	414.873,4	-901.668,3
20. sonstige Steuern	9.132,6	18.753,2
21. Konzernjahresüberschuss/-fehlbetrag	405.740,8	-920.421,5
22. Konzernergebnisvortrag	2.025.772,6	2.948.406,3
23. Entnahmen aus anderen Gewinnrücklagen	107,7	0,0
24. Einstellungen in andere Gewinnrücklagen	-437,7	-755,9
25. Ausschüttungen	-1.804,8	-1.482,8
26. nicht beherrschende Anteile	-846,8	26,4
27. Konzernbilanzgewinn	2.428.531,8	2.025.772,6

Konzernanhang für das Geschäftsjahr 2020

I. Allgemeine Erläuterungen

Der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2020 der UEE Holding GmbH (nunmehr: UEE Holding SE & Co. KG) mit Sitz in Aurich, Amtsgericht Aurich, Handelsregisternummer HRA 203233, wurde nach den handelsrechtlichen Vorschriften der §§ 290 ff. HGB aufgestellt. Die Gliederung der Konzernbilanz erfolgt nach den Vorschriften des § 266 HGB. Die Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung wurde nach § 275 Abs. 2 HGB in der Staffelform nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

In Anlehnung an § 265 Abs. 5 HGB wurde die Bilanzgliederung um die Posten "in Ausführung befindliche Projekte" sowie "Sonderposten für Investitionszuschüsse" erweitert. Die Gliederung der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung wurde um das "Ergebnis vor Steuern" sowie um den Posten "latente Steuern" erweitert. Gemäß § 265 Abs. 6 HGB wurde der Posten "Ergebnis nach Steuern" klarstellend zu "Ergebnis nach Steuern vom Einkommen und vom Ertrag" erweitert.

Das Geschäftsjahr für den Konzernabschluss und die konsolidierten Unternehmen entspricht dem Kalenderjahr.

Aufgrund von Rundungen können sich im Konzernabschluss bei Summenbildung geringfügige Abweichungen ergeben.

Bedingt durch die Marktumbrüche der letzten Jahre ist das Geschäftsmodell der ENERCON als Gruppe in Mitleidenschaft gezogen worden. Die Aloys Wobben Stiftung hat als Reaktion die Unternehmensberatungsgesellschaft Oliver Wyman GmbH, München, damit beauftragt, ein Maßnahmenprogramm ("Turnaround 2022") zu entwickeln und die Umsetzung der geplanten Maßnahmen zu begleiten. Der Fortbestand der Muttergesellschaft und des Konzerns ist gefährdet, wenn die im oben genannten Maßnahmenprogramm vorgesehenen gesellschaftsrechtlichen, strukturellen, strategischen und operativen Maßnahmen zur Wiedererlangung der Profitabilität absehbar nicht greifen, der Konsortialkreditvertrag aufgrund entsprechender Vertragsklauseln gekündigt wird und die Verpflichteten nicht für einen Ersatz für die bereitgestellte Avalkreditlinie sorgen können. Die Geschäftsleitung ist davon überzeugt, die vertraglichen Verpflichtungen jederzeit einhalten zu können und insbesondere die im Gutachten vom März 2021 dargelegten Ziele in der gebotenen Zeit zu erreichen und geht entsprechend von einer Fortführung der Unternehmenstätigkeit aus. Wir verweisen zusätzlich auf die Ausführungen im Abschnitt "3. Chancen- und Risikobericht" des Konzernlageberichts.

II. Konsolidierungskreis

In den Konzernabschluss der UEE Holding GmbH zum 31. Dezember 2020 sind neben dem Mutterunternehmen, der UEE Holding GmbH, grundsätzlich alle in- und ausländischen Unternehmen einbezogen, deren Stimmrechte in der Gesellschafterversammlung unmittelbar oder mittelbar zu mehr als 50,00 % dem Mutter- oder den Tochterunternehmen zustehen.

Die nachstehend aufgeführten Unternehmen wurden im Rahmen der Vollkonsolidierung berücksichtigt. Die in Deutschland ansässigen Gesellschaften sind gemäß § 264 Abs. 3 HGB beziehungsweise § 264b HGB von der Verpflichtung zur Offenlegung in Deutschland befreit:

Gesellschaft	Sitz	Anteil ^*
UEE Holding GmbH (nunmehr: UEE Holding SE & Co. KG)	Aurich	Mutterunternehmen
ENERCON GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Independent Power Producer GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Logistic GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Windpark GmbH	Aurich	100,00 %
Groß Niendorfer Wind GmbH	Aurich	100,00 %
Herrmannsdorfer Windkraft Verwaltungsgesellschaft mbH	Aurich	100,00 %
Solvent GmbH	Aurich	100,00 %
Energieanlagenmontage GmbH	Aurich	100,00 %
Wasserenergie Raguhn Verwaltungsgesellschaft mbH	Aurich	100,00 %
Windenergienutzungsgesellschaft Leipzig mbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Betriebsführungs GmbH	Aurich	100,00 %
Windpark Lensahn GmbH	Lensahn	100,00 %
Wasserenergie Raguhn GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ENERCON Production GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Windpark Teltow-Fläming GmbH	Aurich	100,00 %
Kassieck-Lindstedt Verwaltungs GmbH	Aurich	100,00 %
Windpark GmbH & Co. Cuxhaven KG	Aurich	100,00 %
E-Ship 1 Verwaltungs GmbH	Aurich	100,00 %
E-Ship 1 GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ENERCON IT Service GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Financial Services GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON PLM GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Consulting Services GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Investmentaktiengesellschaft mit Teilgesellschaftsvermögen	Aurich	100,00 %
Windpark GmbH & Co. Cuxhaven II KG	Aurich	100,00 %
Hanse Drehverbindungen GmbH	Wismar	100,00 %
Windpark GmbH & Co. Heringen-Waltersberg KG	Aurich	100,00 %
Wärmeversorgung Industriegebiet Nord GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ENERCON Energie GmbH	Aurich	100,00 %
Quadra Energy GmbH	Düsseldorf	100,00 %
ENERCON Erneuerbare Energien GmbH	Düsseldorf	100,00 %
ENERCON Energy Data Analytics GmbH	Aurich	100,00 %
Quadra Power International GmbH	Bremen	100,00 %
UW Heringen GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
RegioE2 Windpark GmbH & Co. KG	Wülfershausen a.d. Saale	90,00 %
RegioE2 Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH	Wülfershausen a.d. Saale	90,00 %
UW Zossen Wind GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
Windpark Neuendorf/Kakerbeck Repowering GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
EGPM ENERCON Green Power Mobility Verwaltungs GmbH	Aurich	100,00 %
ZEIT Zentrum für den ertragsorientierten Einsatz von IT GmbH	Oldenburg	100,00 %
ENERCON Business Opportunities GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON India Development GmbH	Aurich	100,00 %
ENERCON Australia Pty. Ltd.	Ravenshoe QLD (Australien)	100,00 %
ENERCON Argentina S.R.L.	Buenos Aires (Argentinien)	99,99 %
MMW Potzneusiedl GmbH	Eisenstadt (Österreich)	60,00 %
ENERCON Bolivia S.R.L.	La Paz (Bolivien)	100,00 %
Wobben Windpower Indústria e Comércio Ltda.	Sorocaba (Brasilien)	99,99 %
ENERCON Canada Inc.	Halifax (Kanada)	100,00 %
WEC Towers Quebec Inc.	Montreal (Kanada)	100,00 %
ENERCON Services Costa Rica S.A.	San Jose Pavas (Costa Rica)	100,00 %
Eólica Aircan, S.L.	Gran Canaria (Spanien)	100,00 %
ENERCON Renovables S. L.	Valencia (Spanien)	100,00 %
Koskenkylän Tuulienergia Oy	Kauhajoki As (Finnland)	80,00 %
Enercon Services Administratifs S.A.R.L.	Le Meux (Frankreich)	100,00 %
Energie Divonne SAS	Boulogne Billancourt (Frankreich)	100,00 %
Aeolika Parka Achladion A. E.	Athen (Griechenland)	53,08 %
Anemoessa Aeolika Parka A. E.	Athen (Griechenland)	60,00 %
ENERCON Hellas A. E.	Athen (Griechenland)	100,00 %
Aeolika Parka Kryon A. E.	Athen (Griechenland)	62,00 %
Kalon Oros Aeolika Parka A. E.	Athen (Griechenland)	100,00 %
ENERCON Service Japan Co. Ltd.	Yoshinumacho (Japan)	100,00 %
ENERCON Windenergy Private Limited	Neu-Delhi (Indien)	100,00 %
ENERCON Korea Inc.	Seoul (Südkorea)	100,00 %
ENERCON Flevoland B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
Testfield Lelystad 2 B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
Testfield Lelystad 6 B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
Testfield Lelystad 7 B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
Testfield Wieringermeer 6 B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
ENERCON Norge AS	Bergen (Norwegen)	100,00 %
Generator Produkcja Opole Sp. z o.o.	Poznań (Polen)	100,00 %
ENERCONPor - Energias Renováveis de Portugal, Sociedade Unipessoal, Lda.	Viana do Castello (Portugal)	100,00 %
ENEOP3-Desenvolvimento de Projecto Industrial S.A.	Lissabon (Portugal)	100,00 %
ENERCON Project Development AB	Malmö (Schweden)	100,00 %
Skogberget Vind AB	Umea (Schweden)	55,00 %
ENERCON Rüzgar Enerji Santrali Kurulum Hizmetleri Limited Sirketi	Istanbul (Türkei)	100,00 %
ENERCON Taiwan Ltd.	Taipei (Taiwan)	100,00 %
Agua Leguas S.A.	Montevideo (Uruguay)	100,00 %
ENERCON Uruguay S.A.	Montevideo (Uruguay)	100,00 %
Ecoenergia S.R.L.	Brașov (Rumänien)	100,00 %
ENERCON EIPP Sweden AB	Malmö (Schweden)	100,00 %
ENERCON Vietnam Company Limited	Ho Chi Minh City (Vietnam)	100,00 %
ENERCON Component Manufacturing South Africa (Pty) Ltd	Kapstadt (Südafrika)	100,00 %
ENERCON Holdings South Africa (Pty) Ltd	Kapstadt (Südafrika)	100,00 %
ENERCON Services South Africa (Pty) Ltd	Kapstadt (Südafrika)	100,00 %
Wind-Energy Enercon South Africa (Pty) Ltd	Kapstadt (Südafrika)	100,00 %
Société d´exploitation du Parc Eolien du Rocher Breton SAS	Le Meux (Frankreich)	75,00 %
NEI Nieuw Energy Invest B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
Lagerwey Group B.V.	Barneveld (Niederlande)	100,00 %
Lagerwey Systems B.V.	Barneveld (Niederlande)	100,00 %
Lagerwey Wind B.V.	Barneveld (Niederlande)	100,00 %
Lagerwey Real Estate B.V.	Barneveld (Niederlande)	100,00 %
ENERCON Chile SpA	Santiago de Chile (Chile)	100,00 %
ENERCON Wind Energy UK Limited	Edinburgh (Großbritannien)	100,00 %
ENERCON Wind Energy NI Limited	Belfast (Großbritannien)	100,00 %

^* Unmittelbare und mittelbare Anteile wurden zusammengefasst.

Es haben sich im Vergleich zum Vorjahr folgende Veränderungen im Konsolidierungskreis ergeben:

Name
Zugänge
ENERCON Wind Energy UK Limited	Erstkonsolidierung
ENERCON Wind Energy NI Limited	Erstkonsolidierung

Name
Abgänge
ENERCON Windpark GmbH & Co. Ihlow KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schinne V KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Brilon KG	Entkonsolidierung
Windpark Sendenhorst GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark GmbH & Co. Valbert KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Rysumer Nacken KG	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark GmbH & Co. Windrose KG	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark Heidersdorf GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
GRE Windpark Verwaltungs GmbH	Entkonsolidierung
Groß Rietzer Windparkbetriebsgesellschaft mbH	Entkonsolidierung
Loccumer Windparkbetriebsgesellschaft mbH	Entkonsolidierung
Mühle Steinlah GmbH	Entkonsolidierung
NEA Neue Energie Forschung und Entwicklung gemeinnützige GmbH	Entkonsolidierung
NEA Neue Energie Forschung und Entwicklung Windpark GmbH & Co. Aachen KG	Entkonsolidierung
Siedenbrünzower Windkraft GmbH & Co. Peene KG	Entkonsolidierung
Siedenbrünzower Windkraft GmbH & Co. Windpark im Osten KG	Entkonsolidierung
UW Krauschwitz GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark Jennelt GmbH	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark GmbH & Co. Erftstadt KG	Entkonsolidierung
Windpark Jänickendorfer Heide GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark GmbH & Co. Waltershausen KG	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark GmbH & Co. Bad Emstal KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Neddenaverbergen KG	Entkonsolidierung
Windpark Altes Lager GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
UW Wessin GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark GmbH & Co. Northeim KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Ihlow KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schinne KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Swisstal KG	Entkonsolidierung
ENERCON Umspannwerke GmbH	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Witzenhausen KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Kirchheim KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Coesfeld KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Feldheim KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Wüschheim KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Wolfhagen KG	Entkonsolidierung
REG Regenerative Energien Standortentwicklung GmbH & Co. Beverstedt KG	Entkonsolidierung
REG Regenerative Energien Standortentwicklung GmbH & Co. Kirchwistedt KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schlalach KG	Entkonsolidierung
ANB Fläming Verwaltungs GmbH	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Külz I KG	Entkonsolidierung
ANB Fläming GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark Jennelt II GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Bröckel-Eicklingen KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Grabow-Reesen KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schinne II KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schinne III KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schinne IV KG	Entkonsolidierung
UW Spetzerfehn GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Ennigerloh KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Rothensee KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Zehnhausen KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schinne I KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Zerbst KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Olfen KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Steinheim KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Telgte KG	Entkonsolidierung
e.g.o.o. Eisenbahngesellschaft Ostfriesland-Oldenburg mbH	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Diepenau II KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Hamburg KG	Entkonsolidierung
Windenergie Werneuchen-Seefeld GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Jennelt III KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Mulsum KG	Entkonsolidierung
Stößen-Wind GmbH & Co. I KG	Entkonsolidierung
Stößen-Wind GmbH & Co. II KG	Entkonsolidierung
Stößen-Wind GmbH & Co. III KG	Entkonsolidierung
Umspannwerk Simmern GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Gischow KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Jänickendorf KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Bad Emstal II KG	Entkonsolidierung
Windpark Kassieck-Lindstedt III GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Penzlin KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Diepenau KG	Entkonsolidierung
Windenergie Georgsheil GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windenergie GmbH & Co. Metelen KG	Entkonsolidierung
Umspannwerk GmbH & Co. Trebbichau KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Külz II KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. FAAS-Nord KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Etteln KG	Entkonsolidierung
UW Pöglitz GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Umspannwerk Bütow GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
WIND-projekt GmbH & Co. Zehnte Betriebs KG	Entkonsolidierung
WIND-projekt GmbH & Co. 14. Betriebs KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Kisselsheide KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Vollersode KG	Entkonsolidierung
Umspannwerk Schinne GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Erlengarten KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Sachsenhausen KG	Entkonsolidierung
Umspannwerk Altentreptow Nord Verwaltungs GmbH	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Heidehof III KG	Entkonsolidierung
Umspannwerk Altentreptow Nord GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Neustgewann KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Schwiegershausen KG	Entkonsolidierung
Windpark Kassieck-Lindstedt IV GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Diepenau III KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Duben KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Niederwerbig KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Horn KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Altweidelbach KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Diepenau IV KG	Entkonsolidierung
Windpark Hoppenrade GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
UW Hoppenrade GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Gensingen KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Friedrichsgabekoog II KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Sulzthal KG	Entkonsolidierung
Windenergie Girkenroth GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Nentzelsrode KG	Entkonsolidierung
UW Treuenbrietzen Nord GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Niemberg KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Damsdorf KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Kalefeld KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Rauhkasten-Steinfirst KG	Entkonsolidierung
Windparkbetriebsgesellschaft Adorf/Diemelsee II (die Zweite) GmbH	Entkonsolidierung
UW Jagstzell GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Schinne Windenergie II GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Heinzenbach-Unzenberg KG	Entkonsolidierung
UW Mögelin GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
UW Kleinfurra Wind GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windenergie Helmbrechts GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Hummelsweiler KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Bliedersdorf KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Rechenberg KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Kandelin KG	Entkonsolidierung
UW Kandelin GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
UW Hugoldsdorf GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Lünne III KG	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Pfeffenhausen KG	Entkonsolidierung
Infrastruktur Damsdorf GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
UW Gerichtstetten GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
Energieallianz MV Beteiligungs GmbH	Entkonsolidierung
UW Werneuchen-Seefeld GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
BE Windpark Verwaltungs GmbH	Entkonsolidierung
Windparkbetriebsgesellschaft Breitenbach GmbH & Co. KG	Entkonsolidierung
UW Steinau Betriebsgesellschaft mbH	Entkonsolidierung
Windpark GmbH & Co. Hasenmoor KG	Entkonsolidierung
Umspannwerk Bargstedt GbR	Entkonsolidierung
ENERCON Windpark GmbH & Co. Lutter III KG	Entkonsolidierung
ENERCON Ferme Eolienne I S.A.R.L.	Entkonsolidierung
ENERCON Ferme Eolienne Nord S.A.R.L.	Entkonsolidierung
Ferme Eolienne Est S.A.R.L.	Entkonsolidierung
ENERCON Ferme Eolienne Sud S.A.R.L.	Entkonsolidierung
Société d´exploitation du Parc Eolien de Bergodsom SAS	Entkonsolidierung
Eole Moustermeur SCS	Entkonsolidierung
Société d'exploitation du Parc Eolien de Tripleville SAS	Entkonsolidierung
ENERCON IPP France S.A.R.L.	Entkonsolidierung
Intervent SAS	Entkonsolidierung
Parc Eolien de Ia Saronde SAS	Entkonsolidierung
SASU Eoliennes Saint Allouestre SAS	Entkonsolidierung
Energie Divonne SAS	Entkonsolidierung
Vector Aeolika Desfinas A. E.	Entkonsolidierung
Vector Aeolika Notias Desfinas A. E.	Entkonsolidierung
Kilrush Energy Limited	Entkonsolidierung
Carraigcannon Wind Farm Limited	Entkonsolidierung
Aeolus General Partner Sp. z o.o.	Entkonsolidierung
AWK 2 Sp. z o.o	Entkonsolidierung
Gabrielsberget Nord Vind AB	Entkonsolidierung
Killin Hill Windfarm Limited	Entkonsolidierung
Gus Ruddy - Alt Turbines Co. Limited	Entkonsolidierung
Société d´exploitation du Parc Eolien de Charsonville SAS	Entkonsolidierung
Société d´exploitation du Parc Eolien de Ludmila SAS	Entkonsolidierung
Société d´exploitation du Parc Eolien Violette S.A.R.L.	Entkonsolidierung
Société d´exploitation du Parc Eolien de Sabine SAS	Entkonsolidierung
Société d'Exploitation du Parc Eolien du Fouzon S.A.R.L.	Entkonsolidierung
Société d'Exploitation du Parc Eolien de Ludmila 2 S.A.R.L.	Entkonsolidierung
Société d´exploitation du Parc Eolien de Sachin SAS	Entkonsolidierung

Mit Wirkung zum 25. Mai 2020 sowie zum 31. Dezember 2020 wurden diverse deutsche sowie internationale Windparkgesellschaften an den ENERCON Windpark Holding GmbH Konzern (nunmehr: Alterric GmbH) veräußert.

Aus dem Verkauf der Windparkgesellschaften ergaben sich neben den Abgängen, die aus dem Anlagenspiegel ersichtlich sind, Abgänge in den liquiden Mitteln in Höhe von T€ 147.328,0 und in den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von T€ 786.556,3.

Folgende Gesellschaften wurden nicht in den Konzernabschluss einbezogen:

Name	Sitz	Anteil ^*
a) Windenergie Sengwarden GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
b) Welsch Wind Power Inc.	Vancouver (Kanada)	100,00 %
c) ENERCON Canary Islands S. L.	Gran Canaria (Spanien)	75,00 %
d) ENERCON Tenerife S. L.	Teneriffa (Spanien)	100,00 %
e) ENERCON Wind Energy d.o.o.	Novi Beograd (Serbien)	100,00 %
f) ENERCON (Thailand) Co., Ltd.	Bangkok (Thailand)	100,00 %
g) WEC Production Portugal S.A.	Viana do Castelo (Portugal)	100,00 %
h) 1029568 B.C. LTD.	Vancouver (Kanada)	100,00 %
i) Welsch Wind Power Limited Partnership	Manitoba (Kanada)	100,00 %
j) ENERCON Colombia S.A.S.	Bogotá (Kolumbien)	100,00 %
k) ENERCON PLM Netherlands B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
l) ECN PW5 B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
m) ECN RW6 B.V.	Zwolle (Niederlande)	100,00 %
n) ENERCON Wind México S. de R.L. de C.V.	Merida, Yucatan (Mexico)	100,00 %
o) Lagerwey Enerji Sanayi Ve Ticaret Anonim Sirketi	Istanbul (Türkei)	75,00 %
p) EN 1 Rüzgar Enerjisi Yatirim Anonim Sirketi	Istanbul (Türkei)	100,00 %
q) EN 2 Rüzgar Enerjisi Yatirim Anonim Sirketi	Istanbul (Türkei)	100,00 %
r) ENERCON Renewable Energy Fund S.A., SICAV-RAIF	Grevenmacher (Luxemburg)	100,00 %
s) Dipl.-Ing. Peter Neumann Baugrunduntersuchung GmbH & Co. KG	Eckernförde	100,00 %
t) Dipl.-Ing. Peter Neumann Baugrunduntersuchung Verwaltungs-GmbH	Eckernförde	100,00 %
u) EGPM E-Charger Aurich GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
v) EGPM E-Charger600 1 GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
w) EGPM E-Charger600 2 GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
x) EGPM E-Charger Gengenbach GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
y) EGPM E-Charger Pfaffenhofen GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
z) EGPM E-Charger Ellwangen GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
aa) ENERCON Windpark GmbH & Co. Ahlerstedt III KG	Aurich	100,00 %
ab) ENERCON Windpark GmbH & Co. Brandung II KG	Aurich	100,00 %
ac) ENERCON Windpark GmbH & Co. Friedrichsgabekoog KG	Aurich	100,00 %
ad) Windpark GmbH & Co. Wildberg KG	Aurich	100,00 %
ae) EGPM Ladepark Nordhausen GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
af) EGPM Ladepark Südbaden GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ag) Windenergie Mähring GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ah) Infrastruktur Gutach GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ai) Windpark Infrastruktur Oberndorf Intern GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
aj) EGPM Ladepark Oberfranken GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ak) EGPM CONNECT E-Mobility GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
al) EGPM Ladepark Schwaben GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
am) EGPM Ladepark Oberschwaben GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
an) EGPM Ladepark Lausitz GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
ao) Windpark GmbH & Co. Rätzlingen KG	Aurich	100,00 %
ap) Windpark Mülheim GmbH & Co. KG	Aurich	100,00 %
aq) Windpark GmbH & Co. Münstertal KG	Aurich	100,00 %
ar) Windpark GmbH & Co. Frienstedt KG	Aurich	100,00 %
as) Windpark GmbH & Co. Siedenlangenbeck KG	Aurich	100,00 %
at) Windpark GmbH & Co. Wünsdorf-Süd KG	Aurich	100,00 %
au) Fünfundzwanzigste Komponentenfertigung GmbH	Aurich	100,00 %
av) RRKW Feldheim Beteiligungs GmbH	Aurich	100,00 %
aw) Windpark Lausitzring GmbH	Aurich	100,00 %
ax) EGPM E-Charger France Nord SAS	Longueil Sainte Marie (Frankreich)	100,00 %
ay) Markbygden Net Väst AB	Umea (Schweden)	100,00 %
az) Markbygden Etapp 2 AB	Umea (Schweden)	100,00 %
ba) Tuulipuisto Rakeenperä Oy	Helsinki (Finland)	100,00 %
bb) Société d'Exploitation du Parc Eolien des Hayettes S.A.R.L.	Le Meux (Frankreich)	100,00 %
bc) Ersträsk Vind AB	Umea (Schweden)	75,00 %
bd) Skälsjön Vind AB	Malmö (Schweden)	100,00 %
be) Markbygden West AB	Malmö (Schweden)	100,00 %
bf) Timra Vind AB	Malmö (Schweden)	100,00 %
bg) Stor-Skälsjön Vind AB	Malmö (Schweden)	100,00 %
bh) MB2 North Holding AB	Malmö (Schweden)	100,00 %
bi) ENERCON Wind Farms (Krishna) Ltd.	Mumbai (Indien)	56,00 %
bj) ENERCON (India) Power Development Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	56,00 %
bk) ENERCON Financial Consultancy Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	56,00 %
bl) ENERCON Wind Farms (Chitradurga) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	55,94 %
bm) ENERCON Wind Farms (Madhya Pradesh) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	56,00 %
bn) ENERCON Wind Farms (Maharana Pratap) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	56,00 %
bo) ENERCON Wind Farms (Sai) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	56,00 %
bp) ENERCON Wind Farms (Pritvi) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	55,16 %
bq) ENERCON Wind Farms (Nettur) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	56,00 %
br) ENERCON (India) Infra Structure Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)	54,88 %
bs) ENERCON Lanka Power Development Pvt. Ltd.	Colombo (Sri Lanka)	56,00 %
bt) EIL South Africa Power Development Pvt. Ltd.	Tecoma (Südafrika)	56,00 %
bu) Langefontain WF Pty Ltd.	Kensington (Südafrika)	56,00 %

^* Unmittelbare und mittelbare Anteile wurden zusammengefasst.

zu a) bis r):

Die Gesellschaften wurden wegen untergeordneter Bedeutung - auch in ihrer Gesamtheit - nicht in den Konzernabschluss einbezogen. Alle Unternehmen haben entweder keine oder nur eine geringe Geschäftstätigkeit im Geschäftsjahr 2020 entfaltet.

zu s) bis bh):

Die Gesellschaften wurden nicht in den Konzernabschluss einbezogen, da sie ausschließlich zum Zwecke ihrer Weiterveräußerung gehalten werden.

zu bi) bis bu):

Im Geschäftsjahr 2020 wurde, wie im Vorjahr, aufgrund des langwierigen und intensiven Rechtsstreits mit dem indischen Joint-Venture-Partner sowie der damit in Zusammenhang stehenden Vorabverfügungen zur Ausübung der Gesellschaftsrechte von der Vollkonsolidierung der indischen Gesellschaften abgesehen. Da für einige Gesellschaften ein maßgeblicher Einfluss durch die ENERCON GmbH weiterhin besteht, wurden diese Gesellschaften als assoziierte Unternehmen konsolidiert. Die Tochterunternehmen der ENERCON India Ltd., die keine weiteren Beteiligungsverhältnisse zu anderen vollkonsolidierten Gesellschaften haben, sind aufgrund der Einbeziehung der ENERCON India Ltd. als assoziiertes Unternehmen für den Konzern - auch in ihrer Gesamtheit - von untergeordneter Bedeutung.

Folgende Gesellschaft wurde im Geschäftsjahr aufgrund gemeinschaftlicher Geschäftsführung nach der Quoten-Konsolidierungsmethode berücksichtigt:

Gesellschaft	Sitz	Anteil
Weserkraftwerk Bremen GmbH & Co. KG	Bremen	50,00 %

Im Rahmen der Equity-Methode wurden folgende Gesellschaften berücksichtigt:

Name	Sitz		Anteil ^*
SL Mobilien-Leasing GmbH & Co. ENERCON KG	Mannheim	^* 1	100,00 %
Windpark Ihlow Verwaltungs-GmbH	Ihlow		33,33 %
Windenergieanlage Lausitzring GmbH & Co. KG	Zossen		75,10 %
RRKW Feldheim GmbH & Co. KG	Treuenbrietzen		75,01 %
ENERCON India Ltd.	Mumbai (Indien)		56,00 %
ENERCON Wind Farms (India) Ltd.	Mumbai (Indien)		88,56 %
ENERCON Wind Farms (Karnataka) Ltd.	Mumbai (Indien)		77,56 %
ENERCON Wind Farms (Jaisalmer) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)		77,56 %
ENERCON Wind Farms (Rajasthan) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)		77,56 %
ENERCON Wind Farms (Hindustan) Pvt. Ltd.	Mumbai (Indien)		77,56 %
Markbygden Net AB	Umea (Schweden)		25,00 %
Expertise de Energias Renovables Eolica y Fotovoltaica de Canarias S.L .	Santa Lucía (Spanien)		50,00 %
Crockahenny Wind Farm Ltd.	Dublin (Irland)		25,00 %
Énergie Renouvelable du Languedoc S.A.R.L.	Montpellier (Frankreich)		50,00 %
Joncels Énergie S.A.R.L.	Montpellier (Frankreich)		50,00 %
Dragaliden Vind AB	Umea (Schweden)		50,00 %
Gabrielsberget Syd Vind AB	Umea (Schweden)		50,00 %
AVANTY Société par actions simplifée	La Mézière (Frankreich)		50,00 %
Windpark Krammer B.V.	Vlissingen (Niederlande)		49,00 %
Dares Datca Rüzgar Enerji Santrali Sanayi ve Ticaret A. S.	Istanbul (Türkei)		50,00 %
Mare Manastir Rüzgar Enerji Santrali Sanayi ve Ticaret A. S.	Istanbul (Türkei)		40,00 %
Eólica Mangue Seco 3 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A.	Cidade de Natal (Brasilien)	^* 1	51,00 %
Eólica Mangue Seco 4 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A.	Cidade de Natal (Brasilien)	^* 1	51,00 %

^* Unmittelbare und mittelbare Anteile wurden zusammengefasst.

^* 1 Auf das Unternehmen wird weder unmittelbar noch mittelbar ein beherrschender Einfluss im Sinne des § 290 HGB ausgeübt.

Folgende Beteiligungen wurden gemäß § 311 Abs. 2 HGB nicht berücksichtigt, da ihr Einfluss auf den Konzernabschluss - auch in ihrer Gesamtheit - nur von untergeordneter Bedeutung ist:

Name	Sitz	Anteil ^*
Eisenbahninfrastrukturgesellschaft Aurich-Emden mbH (EAE)	Aurich	48,00 %
SL Mobilien-Leasing GmbH & Co. Hafis KG	Mannheim	41,00 %
SE Weserkraftwerk Beteiligungs-GmbH	Bremen	50,00 %
WnE-Projekt-GmbH	Aschendorf	25,00 %
Stadtwerke Aurich Holding GmbH	Aurich	40,00 %
Stadtwerke Aurich GmbH	Aurich	40,00 %
BEWA Windenergie Fehndorf/Lindloh Verwaltungsgesellschaft mbH	Haren (Ems)	27,00 %
Doennesfjord Vindpark AS	Oslo (Norwegen)	50,00 %
Acousticon Windpark B.V.	Nagele (Niederlande)	50,00 %
Energiepark Goes B.V.	Vlissingen (Niederlande)	50,00 %
Acousticon Westermeerdijk B.V.	Noordoostpolder (Niederlande)	50,00 %
Red Wind B.V.	Barneveld (Niederlande)	50,00 %
Markbygden Vind AB	Umea (Schweden)	25,02 %
Dragaliden Net AB	Umea (Schweden)	50,00 %
Vjetroelektrana Lički Medvjed d.o.o.	Split (Kroatien)	50,00 %
Parque Eólico Esmeralda S.A.	Buenos Aires (Argentinien)	25,00 %
Eólica Pindai IV Geração de Energia Ltda	Caetité, Bahia (Brasilien)	50,00 %
Eólica Pindaí I Geração de Energia Ltda	Caetité, Bahia (Brasilien)	50,00 %
Eólica Pindaí II Geração de Energia Ltda	Caetité, Bahia (Brasilien)	50,00 %
Eólica Pindaí III Geração de Energia Ltda	Caetité, Bahia (Brasilien)	50,00 %

^* Unmittelbare und mittelbare Anteile wurden zusammengefasst.

III. Konsolidierungsgrundsätze

Stichtag für die Aufstellung

Die Stichtage der einbezogenen Tochterunternehmen MMW Potzneusiedl GmbH, Österreich, und Agua Leguas S.A., Uruguay, weichen vom Stichtag des Konzernabschlusses ab. Es wurde zur Einbeziehung in den Konzernabschluss kein Zwischenabschluss gemäß § 299 Abs. 2 Satz 2 HGB aufgestellt.

Kapitalkonsolidierung

Die Kapitalkonsolidierung wurde nach den Vorschriften des § 301 Abs. 1 HGB (Neubewertungsmethode) durchgeführt. Die Erstkonsolidierung erfolgt zu dem Zeitpunkt, zu dem das Unternehmen Tochterunternehmen geworden ist. Die Erstkonsolidierung erfolgt bei Gesellschaften, auf deren Einbeziehung bisher gemäß § 296 HGB verzichtet wurde, auf Grundlage der Wertansätze zum Zeitpunkt der erstmaligen Einbeziehung. Kapitalkonsolidierungen vor 2010 wurden nach der Buchwertmethode durchgeführt.

Im Rahmen der Erstkonsolidierung wurden im Vorjahr Unterschiedsbeträge auf immaterielle Vermögensgegenstände allokiert. Zum 31. Dezember 2020 beläuft sich der Buchwert diesen immateriellen Vermögensgegenstände auf T€ 42.240,0.

Bei den Gesellschaften, die durch die Equity-Methode im Geschäftsjahr 2020 einbezogen wurden, wurde die Kapitalkonsolidierung nach § 312 Abs. 1 HGB durchgeführt (Buchwertmethode). Es ergibt sich ein Unterschiedsbetrag zwischen dem Buchwert und dem anteiligen Eigenkapital der assoziierten Unternehmen in Höhe von T€ 5.739,7 (Vorjahr: T€ 26.985,4); darin enthalten ist ein Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe von T€ 5.739,7 (Vorjahr: T€ 26.985,4).

Die Anteile an assoziierten Unternehmen, die vor 2010 zugegangen sind, wurden nach der Kapitalanteilsmethode bewertet.

Darüber hinaus wurde bei dem Gemeinschaftsunternehmen die Quotenkonsolidierung nach § 310 HGB durchgeführt.

Schuldenkonsolidierung

Die in den Einzelbilanzen ausgewiesenen Ausleihungen und anderen Forderungen, Rückstellungen und Verbindlichkeiten zwischen den in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen sowie entsprechende Rechnungsabgrenzungsposten wurden gemäß § 303 Abs. 1 HGB eliminiert. Differenzen aus der Schuldenkonsolidierung wurden erfolgswirksam gebucht.

Zwischenergebniseliminierung

Eine Zwischenergebniseliminierung wurde gemäß § 304 HGB für die Lieferungen von Anlage- und Umlaufvermögen innerhalb des Konzerns vorgenommen. Die übrigen Leistungsbeziehungen sind für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzernabschlusses nur von untergeordneter Bedeutung, es erfolgte keine Zwischenergebniseliminierung. Die Zwischenergebniseliminierung wurde erfolgswirksam verrechnet.

Latente Steuerabgrenzung

Auf erfolgswirksame Konsolidierungsmaßnahmen wurden latente Steuern erfolgswirksam abgegrenzt. Die Berücksichtigung der latenten Steuern auf temporäre Differenzen in der Neubewertungsbilanz bei Erstkonsolidierung erfolgt erfolgsneutral. Vom Wahlrecht, sich ergebende Steuerbe- beziehungsweise Steuerentlastungen verrechnet auszuweisen, wird Gebrauch gemacht. Für die Berechnung wurden die zukünftig geltenden Steuersätze zugrunde gelegt.

Aufwands- und Ertragskonsolidierung

Die konzerninternen Aufwendungen und Erträge wurden gemäß § 305 HGB - sofern sie nicht von untergeordneter Bedeutung waren - ebenfalls bei der Konsolidierung eliminiert. Die Eliminierung erfolgte, soweit es sich nicht um Beteiligungserträge handelte, erfolgsneutral.

IV. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Die Jahresabschlüsse der einbezogenen Tochterunternehmen werden in den Konzernabschluss entsprechend den gesetzlichen Vorschriften einheitlich nach den bei der UEE Holding GmbH geltenden Bilanzierungs- und Ausweismethoden einbezogen.

Die Geschäfts- oder Firmenwerte aus der Kapitalkonsolidierung werden über einen Zeitraum von bis zu fünf Jahren abgeschrieben. Die Nutzungsdauern entsprechen den Planungsgrundlagen im Zeitpunkt der Erstkonsolidierung. Ein entgeltlich erworbener Geschäfts- oder Firmenwert wird linear über 15 Jahre abgeschrieben.

Für die gewerblichen Schutzrechte und die Software werden betriebsgewöhnliche Nutzungsdauern von zwei bis fünf Jahren angesetzt. Erworbene Rechte werden über die vertragliche Laufzeit abgeschrieben, die bis zu 20 Jahre betragen kann.

Anlagegüter werden degressiv und linear abgeschrieben. Unbewegliche Anlagegüter werden ausschließlich linear abgeschrieben. Zugänge beweglicher Anlagegüter des Geschäftsjahres 2020 werden ausschließlich linear abgeschrieben. Der Übergang von der degressiven zur linearen Methode erfolgt in dem Jahr, für welches die lineare Methode erstmals zu höheren Jahresabschreibungsbeträgen führt. Die Abschreibung erfolgt über die voraussichtliche Nutzungsdauer und orientiert sich an den amtlichen AfA-Tabellen.

Die Ermittlung der Herstellungskosten der aktivierten Eigenleistungen für Sachanlagen entspricht den Bewertungsgrundsätzen der unfertigen Erzeugnisse bzw. der in Ausführung befindlichen Projekte.

Soweit erforderlich werden bei den Finanzanlagen außerplanmäßige Abschreibungen auf den niedrigeren beizulegenden Wert auch bei vorübergehender Wertminderung vorgenommen. Die Beteiligungen an den assoziierten Unternehmen sind nach der Equity-Methode bewertet. Verzinsliche Ausleihungen sind zum Nominalwert bilanziert, zinslose beziehungsweise niedrig verzinsliche Ausleihungen auf den Barwert abgezinst.

Die Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe werden mit den gleitenden Durchschnittspreisen bewertet. Zum Jahresende wird ein Abgleich mit dem jeweiligen letzten Einstandspreis vorgenommen. Alle erkennbaren Risiken der Vorratsbewertung, die sich aus überdurchschnittlicher Lagerdauer, verminderter Verwendbarkeit sowie anderen Gründen ergeben, werden durch angemessene Wertminderungen berücksichtigt.

Die unfertigen Erzeugnisse stellen Windenergieanlagen im Fertigungsprozess dar, die je nach Fertigungsgrad anhand von Arbeitsschritten bewertet werden. Die Baustellen in Vorbereitung sind dem Posten "in Ausführung befindliche Projekte" zugeordnet worden. Im Geschäftsjahr wurden, wie im Vorjahr, die Anzahlungen bis zur Höhe der korrespondierenden Projekt-Herstellungskosten offen von den Vorräten abgesetzt.

In die Bewertung der unfertigen Erzeugnisse und der in Ausführung befindlichen Projekte wurden die Materialkosten, die mit den Lohnfertigungsunternehmen abgerechneten Fertigungskosten, die Sondereinzelkosten der Fertigung, angemessene Teile der Material- und Fertigungsgemeinkosten sowie angemessene Teile des Werteverzehrs des Anlagevermögens einbezogen. Zinsen für Fremdkapital sind in den Herstellungskosten nicht berücksichtigt. Die Kosten der allgemeinen Verwaltung wurden nicht aktiviert. Soweit der nach den vorstehenden Grundsätzen ermittelte Wert der unfertigen Erzeugnisse und der in Ausführung befindlichen Projekte über dem am Bilanzstichtag beizulegenden niedrigeren Wert liegt, wird diesem Umstand durch die Vornahme von Wertberichtigungen Rechnung getragen.

Allen risikobehafteten Posten der Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände wird durch die Bildung angemessener Pauschal- und Einzelwertberichtigungen Rechnung getragen. Bei langfristigen unverzinslichen Forderungen wurden Abzinsungen vorgenommen.

Aufgrund lizenzvertraglicher Vereinbarung geleistete zuschussähnliche Aufwandsübernahmen für Forschung, Entwicklung und Serienpflege werden als sonstige Vermögensgegenstände aktiviert und über den aktuell erwarteten Gegenleistungszeitraum von drei Jahren als Aufwand für bezogene Leistungen im Materialaufwand ausgewiesen.

Die Berechnung der latenten Steuern beruht auf den temporären Unterschieden zwischen den Bilanzposten aus handels- und steuerrechtlicher Betrachtungsweise einschließlich temporärer Differenzen aus der Neubewertungsbilanz bei Erstkonsolidierung sowie auf erfolgswirksamen Konsolidierungsmaßnahmen. Steuerliche Verlustvorträge werden bei der Berechnung aktiver latenter Steuern in Höhe der innerhalb der nächsten fünf Jahre zu erwartenden Verlustverrechnung berücksichtigt. Vom Wahlrecht, sich ergebende Steuerbe- bzw. Steuerentlastungen saldiert auszuweisen, wird Gebrauch gemacht. Ein sich ergebender aktiver Überhang wird in der Konzernbilanz ausgewiesen.

Der Sonderposten für Investitionszuschüsse wurde für erhaltene Zuschüsse gebildet und wird über die Nutzungsdauer des geförderten Anlagevermögens aufgelöst.

Die Pensionsrückstellungen entsprechen dem Barwert der Versorgungszusagen. Die Ermittlung der Pensionsrückstellung erfolgt auf Grundlage der "Sterbetafeln 2018 G" von Prof. Dr. K. Heubeck. Den Rückstellungen liegen versicherungsmathematische Gutachten nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren zugrunde. Folgende Grundlagen wurden berücksichtigt:

- Zinssatz	2,30 %
- erwartete Lohn- und Gehaltssteigerung	3,50 %
- erwarteter Rententrend	1,75 - 2,50 %

Der Unterschiedsbetrag zwischen dem Ansatz der Pensionsrückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren und dem Ansatz der Pensionsrückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren beträgt T€ 2.795,4.

Der Wertansatz der sonstigen Rückstellungen beinhaltet, wie im Vorjahr, Aufwandsrückstellungen gemäß § 249 Abs. 2 HGB a. F. i. V. m. Art. 66 Abs. 3 EGHGB. Der Ansatz der Aufwandsrückstellungen wird gemäß Art. 67 Abs. 3 EGHGB beibehalten und fortgeschrieben.

Die Rückstellungsverbräuche sind aus Vereinfachungsgründen unterjährig als laufender Aufwand erfasst. Der Verbrauch der Gewährleistungsrückstellungen wurde unsaldiert über separate Konten innerhalb der sonstigen betrieblichen Erträge erfasst. Eventuelle Auflösungen werden ebenfalls separat unter den sonstigen betrieblichen Erträgen aufgeführt. Die Bildung beziehungsweise die Erhöhung der Rückstellungen wurde über die entsprechenden Aufwandskonten erfasst. Entsprechende Preis- und Kostensteigerungen wurden mit 2 % bzw. 4 % berücksichtigt. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr wurden abgezinst.

Der Umsatz ist realisiert, wenn die Werklieferung und Leistung an den Kunden vertragsgemäß erbracht ist. Sind abgrenzbare, abrechenbare Teilleistungen (Aufbau einzelner Windenergieanlagen) vereinbart, ist der Umsatz realisiert, wenn diese erbracht sind.

Im Konzernabschluss werden die Aktiv- und Passivposten, mit Ausnahme des Eigenkapitals, das zum historischen Kurs in Euro umgerechnet wurde, zum Devisenkassamittelkurs am Abschlussstichtag in Euro umgerechnet. Die Posten der Gewinn- und Verlustrechnung werden zum Durchschnittskurs in Euro umgerechnet. Die sich ergebende Umrechnungsdifferenz wurde innerhalb des Konzerneigenkapitals nach den Rücklagen ausgewiesen.

In den Einzelabschlüssen werden Fremdwährungsgeschäfte am Abschlussstichtag grundsätzlich gem. § 256a HGB zum Devisenkassamittelkurs umgerechnet. Betrug die Restlaufzeit der Vermögensgegenstände und Schulden mehr als ein Jahr, wurden Kursverluste unmittelbar erfolgswirksam, Währungsgewinne hingegen nur insoweit erfasst, als sie nicht zu einer Überschreitung der ursprünglichen Anschaffungskosten beziehungsweise zu einer Unterschreitung des ursprünglichen Erfüllungsbetrags führten.

V. Erläuterungen zur Konzernbilanz

1. Anlagevermögen

Die Entwicklung des Anlagevermögens ist in dem Konzernanlagenspiegel dargestellt.

2. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Die Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände setzen sich wie folgt zusammen:

	2020 T€	2019 T€
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.051.614,9	734.454,2
- davon mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr	64.565,4	53.779,3
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	20.761,0	1.477,1
- davon mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr	0,0	0,0
Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	46.639,3	44.769,1
- davon mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr	4.237,1	4.630,4
Sonstige Vermögensgegenstände	1.221.599,6	406.430,6
- davon mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr	74.304,1	69.219,5
Summe	2.340.614,8	1.187.131,0
- davon mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr	143.106,6	127.629,2

In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind Forderungen gegen die ENERCON IPP Deutschland GmbH in Höhe von T€ 349.231,4, enthalten, die aus dem Verkauf von Projektrechten resultieren.

In den sonstigen Vermögensgegenständen sind Kaufpreisforderungen gegen die ENERCON IPP Deutschland GmbH in Höhe von T€ 502.859,4 und gegen die 24. Komponentenfertigung GmbH in Höhe von T€ 349.231,4 aus der Übertragung von Projektgesellschaften enthalten.

Ferner sind in den sonstigen Vermögensgegenständen zuschussähnliche Aufwandsübernahmen für Forschung, Entwicklung und Serienpflege in Höhe von T€ 123.195,5 ausgewiesen.

In den Forderungen und sonstigen Vermögensgegenständen befinden sich Forderungen gegen die Gesellschafterin in Höhe von T€ 3.172,5 (Vorjahr: T€ 0,0).

3. Kassenbestände, Bundesbankguthaben, Guthaben bei Kreditinstituten und Schecks

In den Guthaben bei Kreditinstituten sind Bankguthaben in Höhe von T€ 297.569,8 (Vorjahr: T€ 49.718,0) enthalten, die der Barunterlegung von Avalkrediten dienen und somit der Gesellschaft nicht liquide zur Verfügung stehen.

4. Rechnungsabgrenzungsposten

Die aktiven Rechnungsabgrenzungsposten enthalten Disagien in Höhe von T€ 0,0 (Vorjahr: T€ 769,9).

5. Aktive latente Steuern

Im Konzernabschluss werden die passiven latenten Steuern, die im Wesentlichen auf unterschiedlichen Ansätzen der immateriellen Vermögensgegenstände, des Sachanlagevermögens sowie der Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände beruhen, mit den aktiven latenten Steuern verrechnet.

Die aktiven latenten Steuern resultieren überwiegend aus dem unterschiedlichen Ansatz von Vorräten, sonstigen Rückstellungen sowie aus der Zwischenergebniseliminierung im Anlage- und Umlaufvermögen.

Zusätzlich zu den zeitlichen Bilanzierungsunterschieden werden steuerliche Verlustvorträge bei der Berechnung aktiver latenter Steuern in Höhe der innerhalb der nächsten fünf Jahre zu erwartenden Verlustverrechnung berücksichtigt.

Für die Berechnung der latenten Steuern werden die Steuersätze der jeweiligen lokalen Gesellschaft bzw. Betriebsstätte zugrunde gelegt, die zwischen 12,5 % und 35,0 % betragen.

6. Eigenkapital

Die Entwicklung des Eigenkapitals ist im Konzerneigenkapitalspiegel dargestellt.

7. Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung

Die passivischen Unterschiedsbeträge des Vorjahres aus der Kapitalkonsolidierung ergaben sich aus dem Erwerb zu unter dem Buchwert des Eigenkapitals des Tochterunternehmens liegenden Anschaffungskosten.

8. Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:

	2020 T€	2019 T€
Gewährleistungsrückstellungen	271.795,2	293.511,0
Übrige sonstige Rückstellungen	757.935,2	829.273,5
Summe	1.029.730,4	1.122.784,5

Die übrigen Rückstellungen setzen sich im Wesentlichen aus den Rückstellungen für Restrukturierung, Gutschriften, für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften, für ausstehende Rechnungen sowie für Aufwandsrückstellungen zusammen.

9. Verbindlichkeiten

Die Restlaufzeiten der Verbindlichkeiten sind im nachfolgenden Verbindlichkeitenspiegel dargestellt:

Art der Verbindlichkeit	Restlaufzeit
	unter 1 Jahr T€	1 bis 5 Jahre T€	über 5 Jahre T€	Gesamt T€
1. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	103.106,0	498.555,7	87.240,5	688.902,1
Vorjahr	199.455,7	905.213,5	485.296,6	1.589.965,8
2. Erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen	167.420,9	0,0	0,0	167.420,9
Vorjahr	126.470,5	0,0	0,0	126.470,5
3. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	496.640,2	0,0	0,0	496.640,2
Vorjahr	545.795,1	0,0	0,0	545.795,1
4. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	5.864,4	0,0	0,0	5.864,4
Vorjahr	44.810,0	0,0	0,0	44.810,0
5. Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	776,1	1.713,7	1.187,5	3.677,2
Vorjahr	2.705,1	5.287,9	1.598,3	9.591,2
6. Sonstige Verbindlichkeiten	197.735,9	416,6	3.458,6	201.611,1
- davon aus Steuern	79.057,7	0,0	0,0	79.057,7
- davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	1.981,8	0,0	0,0	1.981,8
Vorjahr	162.406,0	900,6	3.525,7	166.832,3
- davon aus Steuern	40.176,4	0,0	0,0	40.176,4
- davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	2.190,6	0,0	0,0	2.190,6
Summe	971.543,6	500.686,0	91.886,6	1.564.116,1
Vorjahr	1.081.642,4	911.402,0	490.420,6	2.483.464,9

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten sind in Höhe von T€ 198.864,0 (Vorjahr: T€ 1.012.732,7) durch Grundpfandrechte oder Sicherungsübereignungen besichert. Des Weiteren sind Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von T€ 490.021,4 (Vorjahr: T€ 0,0) dahingehend besichert worden, dass Gesellschaftsanteile und Bankkonten verpfändet wurden. Ansprüche aus der Veräußerung von Anteilen, Rechte aus Verträgen und sonstige Forderungen sind abgetreten worden. Teilweise sind Sicherungsübereignungen von Anlage- und Umlaufvermögen gewährt worden.

Darüber hinaus bestehen für die Verbindlichkeiten branchenübliche oder kraft Gesetzes bestehende Sicherheiten.

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen enthalten Verbindlichkeiten gegenüber der Gesellschafterin in Höhe von T€ 3.696,8 (Vorjahr: T€ 4.266,7).

10. Rechnungsabgrenzungsposten

Der Posten umfasst im Wesentlichen späteren Geschäftsjahren zuzuordnende Erlöse für Wartung aufgrund von EPK- und Wartungsverträgen. Des Weiteren wurden Einspeiseerlöse und Mieterlöse abgegrenzt. Der Zeitraum richtet sich nach den jeweiligen Verträgen.

11. Haftungsverhältnisse

Haftungsverhältnisse bestehen in folgender Form:

Art des Haftungsverhältnisses	2020 T€	2019 T€
I. Verbindlichkeiten aus Bürgschaften	8.061,6	4.914,4
- davon zugunsten verbundener Unternehmen	0,0	0,0
- davon zugunsten assoziierter Unternehmen	0,0	0,0
II. Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen	203.240,1	175.685,3
- davon zugunsten verbundener Unternehmen	73.408,3	0,0
- davon zugunsten assoziierter Unternehmen	39.167,1	14.891,4
III. Haftungsverhältnisse aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten	119.830,3	129.560,4
- davon zugunsten verbundener Unternehmen	14.095,8	0,0
- davon zugunsten assoziierter Unternehmen	38.604,4	71.519,9
Summe der Haftungsverhältnisse	331.132,0	310.160,2
- davon zugunsten verbundener Unternehmen	87.504,1	0,0
- davon zugunsten assoziierter Unternehmen	77.771,5	86.411,2

Auf Basis einer kontinuierlichen Evaluierung der Risikosituation der eingegangenen Haftungsverhältnisse geht die Geschäftsleitung davon aus, dass die den Haftungsverhältnissen zugrunde liegenden Verpflichtungen von den jeweiligen Hauptschuldnern erfüllt werden können und schätzt das Risiko einer Inanspruchnahme als unwahrscheinlich ein.

Für die Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten sind Pfandrechte in Höhe von T€ 105.734,6 (Vorjahr: T€ 129.560,4) gewährt worden.

VI. Erläuterungen zur Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung

1. Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse gliedern sich nach geografischen Gesichtspunkten und Tätigkeitsbereichen wie folgt:

	Umsatzerlöse
	2020 T€	2019 T€	Veränderung +/- in %
Inland
Windenergieanlagen/-komponenten	744.937,2	451.749,5
Sonstige	1.335.899,8	1.071.637,3
Summe Inland	2.080.837,0	1.523.386,7	+ 36,6%
Ausland
Windenergieanlagen/-komponenten	1.363.843,5	1.292.155,2
Sonstige	604.798,6	594.235,5
Summe Ausland	1.968.642,1	1.886.390,7	+ 4,4%
Erlösschmälerungen	-48.767,4	-80.404,7
Gesamtumsatz	4.000.711,7	3.329.372,7	+ 20,2%

Die sonstigen Umsatzerlöse im Inland beinhalten Umsatzerlöse von außergewöhnlicher Größenordnung und Bedeutung aus dem Verkauf von Projektrechten in Höhe von T€ 301.061,6.

2. Verminderung des Bestands an unfertigen Erzeugnissen und in Ausführung befindlichen Projekte

Infolge einer in der Vergangenheit erfolgsneutralen Umgliederung von Projekten aus den Vorräten (in Ausführung befindliche Projekte) in die Sachanlagen (geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau) ist die Bestandsveränderung laut Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung im Geschäftsjahr 2020 nicht unmittelbar mit der Veränderung der entsprechenden Bilanzpositionen abstimmbar.

3. Sonstige betriebliche Erträge

Die sonstigen betrieblichen Erträge enthalten folgende Posten:

	2020 T€	2019 T€
Ordentliche Erträge	673.447,6	407.909,8
Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen	80.858,8	55.980,8
Erträge aus Währungskursdifferenzen	112.761,4	56.399,3
Erträge aus Zuschreibungen	4.917,5	35.642,9
Erträge aus der Auflösung von Wertberichtigungen	14.387,7	4.711,7
Erträge aus Anlagenabgängen und Entkonsolidierung	868.068,1	92.941,0
Übrige Erträge	132.918,7	77.488,0
Summe	1.887.359,8	731.073,4

Die Erträge aus Anlagenabgängen enthalten im Wesentlichen Erträge aus der Entkonsolidierung verkaufter Windparkgesellschaften von außergewöhnlicher Größenordnung und Bedeutung.

4. Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen setzen sich wie folgt zusammen:

	2020 T€	2019 T€
Aufwendungen aus der Zuführung zu Rückstellungen	535.769,7	682.439,8
Betriebsaufwendungen	73.791,3	81.888,3
Vertriebsaufwendungen	76.308,0	78.209,9
Verwaltungsaufwendungen	70.679,0	46.775,8
Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen	133.117,8	76.751,3
Personalnebenkosten	7.123,7	12.097,1
Beratung und Spenden	94.501,2	56.933,9
Übrige Aufwendungen	244.973,3	65.164,4
Summe	1.236.263,9	1.100.260,6

In den Aufwendungen aus der Zuführung zu Rückstellungen sind Restrukturierungsaufwendungen in Höhe von T€ 57.736,0 (Vorjahr: T€ 148.700,0) enthalten. In den übrigen Aufwendungen sind Verluste aus der Entkonsolidierung in Höhe von T€ 44.268,0 (Vorjahr: T€ 6,3).

5. Außerplanmäßige Abschreibungen

	2020 T€	2019 T€
Sachanlagen	62.474,4	65.231,6
Finanzanlagen und Wertpapiere des Umlaufvermögens	73.413,8	22.319,5

VII. Sonstige Angaben

1. Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen in folgender Form:

Art der sonstigen finanziellen Verpflichtung	T€
Verpflichtungen aus begonnenen Investitionsvorhaben	3.152,8
Verpflichtungen aus Miet- und Leasingverträgen
- Miet- und Pachtverträge für 2021	20.825,7
- Miet- und Pachtverträge für 2022 bis 2025	83.302,7
- Leasingverträge für 2021	4.312,4
- Leasingverträge für 2022 bis 2025	16.548,4
Andere finanzielle Verpflichtungen
- Schwebende Geschäfte für 2021	208.677,9
- Schwebende Geschäfte für 2022 bis 2025	28.710,1
- Dauerschuldverhältnisse für 2021	69.451,5
- Dauerschuldverhältnisse für 2022 bis 2025	261.130,8
Sonstige Haftungsverhältnisse (eigene Verbindlichkeiten)	8.221,9
Summe	704.334,2

Die Verpflichtungen aus begonnenen Investitionsvorhaben ergeben sich aus Bestellungen des Anlagevermögens.

Die Verpflichtungen aus Mieten resultieren aus Verträgen für die Nutzung von Lagerflächen und Räumlichkeiten. In den Leasingverpflichtungen sind Verpflichtungen aus Leasingraten in Höhe von voraussichtlich T€ 181,9 für das Jahr 2021 enthalten, welche sich aus Leasingverträgen mit einer Leasinggesellschaft ergeben, an der der Konzern beteiligt ist. Neben den Verpflichtungen aus Leasingraten sind Inanspruchnahmen aus der Abwicklung der in den Leasingverträgen vereinbarten Restwerte in Höhe einer Gesamtsumme von T€ 84,4 bis zum Jahr 2023 möglich.

Zur optimalen Gestaltung der kurzfristigen Liquiditätssituation wurden im Bereich Leasing Sale-and-Lease-back-Geschäfte abgeschlossen. Der für das Geschäftsjahr 2021 ermittelte Zahlungsabfluss entspricht den Leasingaufwendungen.

Die anderen finanziellen Verpflichtungen setzen sich aus schwebenden Geschäften und aus Dauerschuldverhältnissen zusammen. Bei den schwebenden Geschäften handelt es sich um langfristig abgeschlossene Abnahmeverpflichtungen für Vermögensgegenstände des Umlaufvermögens (insbesondere von Rohstoffen). Die Dauerschuldverhältnisse ergeben sich aus Verpflichtungen zur Zahlung von Vertriebslizenzen sowie aus Verträgen für IT-Dienstleistungen und Verwaltungsdienstleistungen.

Die sonstigen Haftungsverhältnisse der Gesellschaft resultieren aus Einzahlungsverpflichtungen ausstehender Einlagen bei Personengesellschaften (vorwiegend eigener Windparkgesellschaften), die nicht eingefordert sind.

2. Mitarbeiter

Im Geschäftsjahr 2020 waren - neben der Geschäftsführung - im Durchschnitt 3.506 Mitarbeiter (Vorjahr: 3.873 Mitarbeiter) beschäftigt. Davon werden 2.223 Mitarbeiter (Vorjahr: 2.433 Mitarbeiter) im Ausland beschäftigt.

3. Vergütung für die Geschäftsführung

Die Gesamtbezüge der Geschäftsführung betrugen im Jahr 2020 T€ 4.217,0.

4. Honorar des Konzernabschlussprüfers

Das Gesamthonorar des Konzernabschlussprüfers setzt sich wie folgt zusammen:

	2020 T€
Abschlussprüfung	1.244,5
davon für Vorjahre	184,0
Bestätigungsleistung	28,7
Steuerberatung	1.485,5
Sonstige Leistungen	2.980,9
Gesamtsumme	5.739,6

5. Derivative Finanzinstrumente und Bewertungseinheiten

Risiken aus Wechselkurs-, Zinssatz- und Rohstoffpreisänderungen im Rahmen der weltweiten Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit werden durch den Abschluss derivativer Finanzinstrumente begrenzt beziehungsweise eliminiert. Das Management dieser Risiken wird durch konzernweit gültige Richtlinien geregelt, unter anderem ist es den operativen Einheiten des Konzerns nicht gestattet, derivative Finanzinstrumente zu spekulativen Zwecken einzusetzen.

Um das Fremdwährungsänderungsrisiko abzusichern, das aus den Schwankungen der in Fremdwährung lautenden Vermögensgegenstände, Schulden und schwebenden Geschäften sowie antizipativen Transaktionen resultiert, werden Devisentermingeschäfte eingesetzt.

Um das Zinsänderungsrisiko abzusichern sowie das Zinsergebnis zu optimieren, werden als Sicherungsgeschäfte grundsätzlich Zinsswaps eingesetzt.

Um das Risiko aus Stromhandelsverträgen abzusichern, das aus Schwankungen des Strompreises resultiert, werden Stromtermingeschäfte eingesetzt.

Zur Absicherung von Rohstoffpreisänderungsrisiken aus schwebenden Geschäften und antizipativen Transaktionen werden Rohwarenswaps eingesetzt.

Die Vertragspartner des Unternehmens bei derivativen Finanzgeschäften sind Banken. Die Bonität der Vertragspartner unterliegt einer ständigen Überwachung. Der Abschluss von derivativen Finanzinstrumenten erfolgt unter Einhaltung vorgegebener Risikolimits.

Die Vertragspartner des Unternehmens bei derivativen Stromtermingeschäften sind Stromhandelshäuser.

Die im Bestand befindlichen derivativen Finanzinstrumente dienen Sicherungszwecken. Die nachfolgende Tabelle zeigt die zu Sicherungszwecken dienenden zum Stichtag bestehenden derivativen Finanzinstrumente:

Kontrakt	Stichtag	Nominalwert T€	Marktwert T€
Währungssicherungskontrakte
Devisentermingeschäfte	31.12.2020	42.882,6	215,4
Zinssicherungskontrakte
Zinsswaps	31.12.2020	278.304,9	-5.509,3
Zinsfloors	31.12.2020	220.416,7	2.479,3
Rohwarensicherungskontrakte
Rohwarenswaps	31.12.2020	0,0	0,0
Summe		541.604,1	-2.814,7

Kontrakt	Stichtag	Nominalwert T€	Marktwert T€
Währungssicherungskontrakte
Devisentermingeschäfte	31.12.2019	36.943,6	-1.711,0
Zinssicherungskontrakte
Zinsswaps	31.12.2019	576.881,2	-20.776,9
Zinsfloors	31.12.2019	248.333,3	1.598,9
Rohwarensicherungskontrakte
Rohwarenswaps	31.12.2019	2.296,6	68,9
Summe		864.454,7	-20.820,1

Das Nominalvolumen entspricht der unsaldierten Summe der zwischen den Parteien vereinbarten Kauf- und Verkaufsbeträge und ist deshalb kein Maßstab für das Risiko aus dem Einsatz derivativer Finanzinstrumente. Chancen und Risiken werden durch den Marktwert ausgedrückt, der dem Rückkaufswert der Derivate am Bilanzstichtag entspricht.

Der Zeitwert der Derivate wird mittels finanzmathematischer Methoden, zum Beispiel durch Diskontierung der zukünftigen Zahlungsströme mit dem Marktzinssatz ermittelt und durch Bestätigungen der Banken, die die Geschäfte abwickeln, überprüft.

Derivative Finanzinstrumente werden, sofern die Voraussetzungen erfüllt sind, mit den abgesicherten Grundgeschäften zu Bewertungseinheiten zusammengefasst. Die Wirksamkeit wird sowohl prospektiv als auch retrospektiv auf Basis der einschlägigen Methoden zur Effektivitätsmessung nachgewiesen. Die Bilanzierung erfolgt nach der sogenannten "Einfrierungsmethode". Ist die Bildung einer Bewertungseinheit nicht möglich, werden die Derivate imparitätisch bewertet.

Derivate, die nach betriebswirtschaftlichen Kriterien der Zins-, Währungs-, Rohstoff- oder Preissicherung dienen, die jedoch die Kriterien des § 254 HGB nicht erfüllen, werden

a) bei negativem beizulegenden Zeitwert als Drohverlustrückstellung erfasst;

b) bei positivem beizulegenden Zeitwert als Merkposten fortgeführt.

Die folgenden Vermögensgegenstände, Schulden, schwebenden Geschäfte und antizipativen Transaktionen werden mit Finanzinstrumenten zu Bewertungseinheiten zusammengefasst. Bei den antizipativen Transaktionen handelt es sich um geplante Bestellungen von Rohstoffen im Zusammenhang mit dem Produktionsprozess:

Vermögensgegenstände, Schulden, schwebende Geschäfte	Jahr	Betrag der Vermögensgegenstände oder Schulden in T€	Art der Absicherung der Risiken	Art der Bewertungseinheit
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2020	512.054,9	Zinsswaps und Floors	Micro Hedges
	2019	902.215,5	Zinsswaps und Floors	Micro Hedges
Schwebende Geschäfte	2020	42.882,6	Devisentermingeschäfte	Macro Hedges
	2020	30.900,0	Stromtermingeschäfte	Portfolio Hedges
	2019	41.713,4	Devisentermingeschäfte	Macro Hedges
	2019	2.494,0	Stromtermingeschäfte	Portfolio Hedges
Antizipative Transaktionen	2020	0,0	Rohwarenswaps	Macro Hedges
	2019	30.195,1	Rohwarenswaps	Macro Hedges

		Abgesicherte Risiken
Vermögensgegenstände, Schulden, schwebende Geschäfte	Jahr	Höhe in T€	Grund des Ausgleichs	Methode der Ermittlung	Laufzeit in Jahren
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2020	278.304,9	Basiswertidentität	Critical-Term-Match-Methode	0,9
					-
					12,0
	2019	576.881,2	Basiswertidentität	Critical-Term-Match-Methode	0,8
					-
					15,5
Schwebende Geschäfte	2020	42.882,6	Basiswertidentität	Critical-Term-Match-Methode	0,1
					-
					0,2
	2020	0,0	Umgekehrte Risiken	Critical-Term-Match-Methode	0,0
					-
					3,0
	2019	38.909,4	Basiswertidentität	Critical-Term-Match-Methode	0,5
	2019	379,0	Umgekehrte Risiken	Critical-Term-Match-Methode	0,0
					-
					1,0
Antizipative Transaktionen	2020	0,0	Basiswertidentität	Critical-Term-Match-Methode	0,0
	2019	2.296,6	Basiswertidentität	Critical-Term-Match-Methode	0,2

6. Ergebnisverwendung

Die Geschäftsführung schlägt vor, den Bilanzgewinn des Mutterunternehmens in Höhe von T€ 98.170,4 auf neue Rechnung vorzutragen.

7. Nachtragsbericht

Die Corona-Pandemie und ihre Auswirkungen sind auch im Jahr 2021 weiterhin spürbar. Hinsichtlich vermeidbarer Gefährdungen Einzelner sowie zum Schutz der Gesundheitssysteme der Länder werden nach wie vor regierungsseitig drastische Einschränkungen in der Bewegungs- und Versammlungsfreiheit angeordnet. Die Regelungen haben einen starken Einfluss auf die Arbeitswelt und schränken die Leistungsfähigkeit der Gesellschaft im Speziellen und der Wirtschaft im Allgemeinen erheblich ein. Sofern die im Zuge der Pandemie angeordneten Maßnahmen längerfristig Gültigkeit haben, kann dies für die Gesellschaft zu einer nachhaltigen Entwicklungsbeeinträchtigung führen, selbst wenn die im Maßnahmenprogramm "Turnaround 2022" definierten Ziele dennoch erreicht werden.

Am 26. März 2021 wurde anlässlich des Closings der Investitionsvereinbarung und gemäß den Regelungen zum Freigabetag die Restschuld des Bardarlehns des Konsortialkreditvertrages in Höhe von 490,0 Mio. EUR und ein Schuldscheindarlehn in Höhe von 20,5 Mio. EUR an die Kredit- bzw. Darlehnsgeber zurückgezahlt. In diesem Zusammenhang wurden zusätzlich Forderungen in Höhe von 286,9 Mio. EUR als Sachdividende zur Einlage in das Joint-Venture-Unternehmen ausgekehrt.

Der Kaufpreis der Investitionsvereinbarung unterliegt einer Anpassungsklausel, deren Ausgestaltung sich zum Zeitpunkt der Aufstellung noch nicht ausreichend konkretisiert hat. Voraussichtlich resultiert aus diesem Sachverhalt ein Ertrag, der in 2021 erfasst wird.

Konzernanlagenspiegel

	originäre Anschaffungs-/Herstellungskosten
Bilanzposten	Stand 01.01.2020 T€	Währungskursdifferenzen T€	Zugänge T€	(Z) Veränderung (A) Kons.-Kreis T€	(U) Umbuchungen (A) Abgänge T€	Stand 31.12.2020 T€
A. Anlagevermögen
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
1. entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten				(Z) 0,0	(U) 45,0
	239.402,9	-1.910,7	3.305,4	(A) -74.962,8	(A) -13.734,0	152.145,7
				(Z) 0,0	(U) 0,0
2. Geschäfts- oder Firmenwert	92.827,3	0,0	0,0	(A) -31.210,6	(A) 0,0	61.616,7
				(Z) 0,0	(U) 45,0
	332.230,2	-1.910,7	3.305,4	(A) -106.173,3	(A) -13.734,0	213.762,5
II. Sachanlagen
1. Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken				(Z) 0,0	(U) -6,4
	178.743,8	-6.549,8	730,2	(A) -37.810,6	(A) -13.089,4	122.017,7
				(Z) 0,0	(U) 8.555,3
2. technische Anlagen und Maschinen	2.046.918,4	-25.652,6	6.963,0	(A) -1.344.322,0	(A) -32.350,6	660.111,6
3. andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung				(Z) 0,0	(U) -7.066,6
	326.197,6	-13.326,3	22.783,8	(A) -700,5	(A) -27.876,4	300.011,7
4. geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau				(Z) 0,0	(U) -1.527,3
	103.693,4	-20,1	4.429,0	(A) -5.801,4	(A) ^* -98.308,1	2.465,4
				(Z) 0,0	(U) -45,0
	2.655.553,1	-45.548,8	34.906,0	(A) -1.388.634,5	(A) -171.624,5	1.084.606,3
III. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen				(Z) 786,0	(U) 0,0
	8.871,1	0,0	4.587,2	(A) 0,0	(A) -8.041,4	6.202,9
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen				(Z) 0,0	(U) 24.387,3
	47.998,6	0,0	57.494,9	(A) 0,0	(A) -23.303,7	106.577,1
				(Z) 0,0	(U) 0,0
3. Beteiligungen	53.268,8	-2.228,5	2.249,8	(A) -1.803,9	(A) -14.906,9	36.579,4
				(Z) 0,0	(U) 0,0
4. Anteile an assoziierten Unternehmen	139.550,9	-826,9	-1.908,6	(A) -968,4	(A) -54.926,5	80.920,5
5. Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht				(Z) 0,0	(U) -25.860,5
	72.110,4	528,8	3.822,6	(A) 0,0	(A) -21.863,6	28.737,7
				(Z) 0,0	(U) 0,0
6. Wertpapiere des Anlagevermögens	810.975,2	0,0	0,0	(A) -203,5	(A) -623.773,5	186.998,2
				(Z) 0,0	(U) 1.473,1
7. sonstige Ausleihungen	334.450,1	-615,1	87.020,6	(A) -260,5	(A) -141.630,0	280.438,2
				(Z) 786,0	(U) 0,0
	1.467.225,3	-3.141,7	153.266,5	(A) -3.236,2	(A) -888.445,7	726.454,2
				(Z) 786,0	(U) 0,0
	4.455.008,6	-50.601,2	191.477,9	(A) -1.498.044,0	(A) -1.073.804,2	2.024.822,9

	Abschreibungen
	kumuliert 01.01.2020 T€	Währungskursdifferenzen T€	Zuführung T€	(Z) (A)	Veränderung Kons.-Kreis T€
A. Anlagevermögen
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
1. entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten				(Z)	0,0
	96.563,7	-1.241,5	23.825,5	(A)	-32.137,2
				(Z)	0,0
2. Geschäfts- oder Firmenwert	62.686,7	0,0	8.321,8	(A)	-28.138,0
				(Z)	0,0
	159.250,4	-1.241,5	32.147,3	(A)	-60.275,2
II. Sachanlagen
1. Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken				(Z)	0,0
	65.139,0	-1.145,8	12.432,9	(A)	-16.986,0
2. technische Anlagen und Maschinen	957.667,1	-9.116,7	121.499,7	(A)	-621.644,6
3. andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung				(Z)	0,0
	223.583,1	-6.787,6	31.483,9	(A)	-373,1
4. geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau				(Z)	0,0
	0,0	0,0	0,0	(A)	0,0
				(Z)	0,0
	1.246.389,1	-17.050,2	165.416,5	(A)	-639.003,8
III. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen				(Z)	0,0
	2.260,0	0,0	0,0	(A)	-11,0
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen				(Z)	0,0
	4.900,0	0,0	0,0	(A)	0,0
				(Z)	0,0
3. Beteiligungen	9.484,6	0,0	277,9	(A)	0,0
				(Z)	0,0
4. Anteile an assoziierten Unternehmen	16.802,1	0,0	11.091,4	(A)	-9.311,0
5. Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht				(Z)	0,0
	0,0	0,0	0,0	(A)	0,0
				(Z)	0,0
6. Wertpapiere des Anlagevermögens	25.926,8	0,0	55.088,0	(A)	0,0
				(Z)	0,0
7. sonstige Ausleihungen	6.247,2	-47,6	0,0	(A)	0,0
				(Z)	0,0
	65.620,8	-47,6	66.457,3	(A)	-9.322,0
				(Z)	0,0
	1.471.260,3	-18.339,3	264.021,1	(A)	-708.601,0

	Abschreibungen				Buchwerte
	(U) (A)	Umbuchungen Abgänge T€	Zuschreibungen T€	kumuliert 31.12.2020 T€	Stand 31.12.2019 T€	Stand 31.12.2020 T€
A. Anlagevermögen
I. Immaterielle Vermögensgegenstände
1. entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	(U)	2,5
	(A)	-13.734,0	0,0	73.279,0	142.839,2	78.866,8
	(U)	0,0
2. Geschäfts- oder Firmenwert	(A)	-57,6	0,0	42.812,9	30.140,6	18.803,8
	(U)	2,5
	(A)	-13.791,6	0,0	116.091,9	172.979,8	97.670,6
II. Sachanlagen
1. Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	(U)	-1,3
	(A)	-10.055,7	0,0	49.382,9	113.604,8	72.634,8
	(U)	360,9
2. technische Anlagen und Maschinen	(A)	-26.047,0	0,0	422.719,5	1.089.251,3	237.392,1
3. andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	(U)	-362,0
	(A)	-33.407,1	0,0	214.137,0	102.614,5	85.874,7
4. geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	(U)	0,0
	(A)	0,0	0,0	0,0	103.693,4	2.465,3
	(U)	-2,5
	(A)	-69.509,8	0,0	686.239,4	1.409.164,0	398.366,9
III. Finanzanlagen
1. Anteile an verbundenen Unternehmen	(U)	0,0
	(A)	0,0	0,0	2.249,0	6.611,1	3.953,9
2. Ausleihungen an verbundene Unternehmen	(U)	0,0
	(A)	0,0	0,0	4.900,0	43.098,6	101.677,1
	(U)	0,0
3. Beteiligungen	(A)	0,0	0,0	9.762,5	43.784,2	26.816,9
	(U)	0,0
4. Anteile an assoziierten Unternehmen	(A)	0,0	-7.570,1	11.012,4	122.748,8	69.908,0
5. Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	(U)	0,0
	(A)	0,0	0,0	0,0	72.110,4	28.737,7
	(U)	0,0
6. Wertpapiere des Anlagevermögens	(A)	-16.107,9	-1.505,0	63.401,9	785.048,4	123.596,4
	(U)	0,0
7. sonstige Ausleihungen	(A)	-100,0	-2.131,6	3.968,1	328.202,9	276.470,1
	(U)	0,0
	(A)	-16.207,9	-11.206,7	95.293,9	1.401.604,5	631.160,2
	(U)	0,0
	(A)	-99.509,3	-11.206,7	897.625,3	2.983.748,3	1.127.197,6

^* Abgänge bei den geleisteten Anzahlungen und Anlagen im Bau stehen im Wesentlichen im Zusammenhang mit dem Verkauf von diversen Windparkgesellschaften.

Konzernkapitalflussrechnung zum 31. Dezember 2020

	2020	2019	Veränderung
	T€	T€	T€	%
1. Periodenergebnis (Konzernjahresfehlbetrag/-überschuss einschließlich Ergebnisanteile anderer Gesellschafter)	405.741	-920.422	1.326.162	144,1
2. Abschreibungen/Zuschreibungen auf Gegenstände des Anlagevermögens	252.814	224.153	28.661	12,8
3. Zunahme/Abnahme(-) der Rückstellungen	-65.307	278.170	-343.477	-123,5
4. Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen(+)/Erträge(-)	-4.206	-715	-3.491	-488,4
5. Zunahme(-)/Abnahme der Vorräte, der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie anderer Aktiva, die nicht der Investitions- oder Finanzierungstätigkeit zuzuordnen sind	-14.039	-61.898	47.859	77,3
6. Zunahme(-)/Abnahme der Forderungen gegen verbundene Unternehmen	-19.284	124.956	-144.240	-115,4
7. Zunahme(-)/Abnahme der Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	-2.511	-15.985	13.473	84,3
8. Zunahme/Abnahme(-) der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie anderer Passiva, die nicht der Investitions- oder Finanzierungstätigkeit zuzuordnen sind	-74.859	-191.086	116.227	60,8
9. Zunahme/Abnahme(-) der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	-38.946	-49.252	10.307	20,9
10. Zunahme/Abnahme(-) der Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	-932	174	-1.107	-635,2
11. Gewinn(-)/Verlust aus dem Abgang von Gegenständen des Anlagevermögens	-828.105	-109.627	-718.478	-655,4
12. Zinsaufwendungen/Zinserträge	20.803	11.836	8.967	75,8
13. Sonstige Beteiligungserträge	-10.525	-2.339	-8.186	-349,9
14. Ertragsteuerertrag/-aufwand	112.256	26.905	85.351	317,2
15. Erhaltene/gezahlte Ertragsteuern	-8.542	8.100	-16.642	-205,5
16. Cashflow - Mittelzufluss/-abfluss(-) aus laufender Geschäftstätigkeit	-275.642	-677.031	401.389	59,3
17. Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des immateriellen Anlagevermögens	0	6.013	-6.014	-100,0
18. Auszahlungen für Investitionen in das immaterielle Anlagevermögen	-3.305	-23.318	20.012	85,8
19. Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des Sachanlagevermögens	9.639	29.736	-20.097	-67,6
20. Auszahlungen für Investitionen in das Sachanlagevermögen	-34.906	-201.325	166.419	82,7
21. Einzahlungen aus Abgängen von Gegenständen des Finanzanlagevermögens	872.238	556.622	315.616	56,7
22. Auszahlungen für Investitionen in das Finanzanlagevermögen	-153.267	-325.114	171.847	52,9
23. Einzahlungen/Auszahlungen aus Abgängen aus dem Konsolidierungskreis	-55.285	18.571	-73.856	-397,7
24. Auszahlungen für Zugänge zum Konsolidierungskreis (Nettoüberschuss der zugegangenen Finanzmittelfondsbestandteile)	0	20.418	-20.418	-100,0
25. Einzahlungen aufgrund von Finanzmittelanlagen im Rahmen der kurzfristigen Finanzdisposition	0	168.000	-168.000	-100,0
26. Auszahlungen aufgrund von Finanzmittelanlagen im Rahmen der kurzfristigen Finanzdisposition	-78.671	-9.590	-69.081	-720,3
27. Erhaltene Zinsen	28.747	36.877	-8.131	-22,0
28. Erhaltene Dividenden	10.525	2.339	8.186	349,9
29. Cashflow - Mittelzufluss/-abfluss(-) aus der Investitionstätigkeit	595.715	279.231	316.484	113,3
30. Einzahlungen aus der Begebung von Anleihen und der Aufnahme von (Finanz-) Krediten	2.591	252.787	-250.196	-99,0
31. Auszahlungen aus der Tilgung von Anleihen und (Finanz-) Krediten	-119.509	-159.472	39.962	25,1
32. Einzahlungen aus Investitionszuschüssen	6	479	-473	-98,7
33. Gezahlte Zinsen	-46.687	-45.791	-896	-2,0
34. Gezahlte Dividenden an andere Gesellschafter	-1.805	-1.483	-322	-21,7
35. Cashflow - Mittelzufluss/-abfluss(-) aus der Finanzierungstätigkeit	-165.405	46.520	-211.924	-455,6
36. Zahlungswirksame Veränderung des Finanzmittelfonds (Mittelzufluss/-abfluss insgesamt)	154.668	-351.281	505.948	144,0
37. Wechselkurs-, konsolidierungskreis- und bewertungsbedingte Änderungen des Finanzmittelfonds	-6.844	-681	-6.164	-905,8
38. Finanzmittelfonds am Anfang der Periode	615.255	967.216	-351.961	-36,4
39. Finanzmittelfonds am Ende der Periode	763.078	615.255	147.823	24,0

Auftretende Differenzen ergeben sich aus Rundungen.

Im Finanzmittelfonds sind Wertpapiere des Umlaufvermögens und liquide Mittel mit einer Restlaufzeit von maximal drei Monaten enthalten.

Ebenso sind Bankguthaben in Höhe von T€ 297.569,8 enthalten, die verpfändet sind und somit der Gesellschaft nicht liquide zur Verfügung stehen.

Konzerneigenkapitalspiegel

	Eigenkapital des Mutterunternehmens
	Gezeichnetes Kapital T€	Andere Gewinnrücklagen T€	Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung T€	Konzernbilanzgewinn, der dem Mutterunternehmen zuzurechnen ist T€	Summe T€
31. Dezember 2018	350.000,0	826.434,6	-98.748,9	2.948.406,3	4.026.092,0
Einstellungen in/Entnahmen aus Rücklagen	0,0	755,9	0,0	0,0	755,9
Ausschüttungen	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Währungsumrechnung	0,0	0,0	-1.059,8	0,0	-1.059,8
Sonstige Veränderungen	0,0	0,0	0,0	-2.238,7	-2.238,7
Konzernjahresfehlbetrag	0,0	0,0	0,0	-920.395,0	-920.395,0
31. Dezember 2019	350.000,0	827.190,5	-99.808,7	2.025.772,6	3.103.154,4
Einstellungen in/Entnahmen aus Rücklagen	0,0	330,0	0,0	0,0	330,0
Ausschüttungen	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Währungsumrechnung	0,0	0,0	-77.853,3	0,0	-77.853,3
Sonstige Veränderungen	0,0	163,4	0,0	-1.698,9	-1.535,5
Änderungen des Konsolidierungskreises	0,0	-1.243,1	363,0	-435,9	-1.316,1
Konzernjahresüberschuss	0,0	0,0	0,0	404.894,0	404.894,0
31. Dezember 2020	350.000,0	826.440,8	-177.299,0	2.428.531,8	3.427.673,6

	Nicht beherrschende Anteile			Konzerneigenkapital
	Nicht beherrschende Anteile vor Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechnung T€	Auf nicht beherrschende Anteile entfallende Eigenkapitaldifferenz aus Währungsumrechung T€	Summe T€	T€
31. Dezember 2018	21.500,7	12,3	21.512,9	4.047.605,0
Einstellungen in/Entnahmen aus Rücklagen	0,0	0,0	0,0	755,9
Ausschüttungen	-1.482,8	0,0	-1.482,8	-1.482,8
Währungsumrechnung	0,0	-15,5	-15,5	-1.075,3
Sonstige Veränderungen	1.509,5	0,0	1.509,5	-729,2
Konzernjahresfehlbetrag	-26,4	0,0	-26,4	-920.421,5
31. Dezember 2019	21.500,9	-3,2	21.497,7	3.124.652,1
Einstellungen in/Entnahmen aus Rücklagen	0,0	0,0	0,0	330,0
Ausschüttungen	-1.804,8	0,0	-1.804,8	-1.804,8
Währungsumrechnung	0,0	-2,8	-2,8	-77.856,1
Sonstige Veränderungen	0,0	0,0	0,0	-1.535,5
Änderungen des Konsolidierungskreises	-360,7	0,0	-360,7	-1.676,8
Konzernjahresüberschuss	846,8	0,0	846,8	405.740,8
31. Dezember 2020	20.182,2	-6,0	20.176,2	3.447.849,8

Aurich, 28. Mai 2021

RA Momme Janssen, Vorstandsvorsitzender

Dr. Martin Prillmann, Vorstandsmitglied

Dipl.-Wirtsch.-Ing. (FH) Jost Backhaus, Vorstandsmitglied

Dipl.-Ing. (FH) Jörg Scholle, Vorstandsmitglied

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die UEE Holding GmbH (nunmehr: UEE Holding SE & Co. KG), Aurich

PRÜFUNGSURTEILE

Wir haben den Konzernabschluss der UEE Holding GmbH, Aurich, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2020, der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar 2020 bis zum 31. Dezember 2020, dem Konzerneigenkapitalspiegel und der Konzernkapitalflussrechnung sowie dem Konzernanhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Konzernlagebericht der UEE Holding GmbH für das Geschäftsjahr 2020 geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

•

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 2020 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2020 bis zum 31. Dezember 2020 und

•

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

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

GRUNDLAGE FÜR DIE PRÜFUNGSURTEILE

Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB 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.

WESENTLICHE UNSICHERHEIT IM ZUSAMMENHANG MIT DER FORTFÜHRUNG DER UNTERNEHMENSTÄTIGKEIT

Wir verweisen auf die Angaben in Abschnitt "I. Allgemeine Erläuterungen" des Konzernanhangs sowie auf die Angaben in Abschnitt "3. Chancen- und Risikobericht" des Konzernlageberichts, in denen die gesetzlichen Vertreter beschreiben, dass der Fortbestand der Muttergesellschaft und des Konzerns gefährdet ist, wenn die im Maßnahmenprogramm "Turnaround 2022" vorgesehenen gesellschaftsrechtlichen, strukturellen, strategischen und operativen Maßnahmen zur Wiedererlangung der Profitabilität absehbar nicht greifen, der Konsortialkreditvertrag aufgrund entsprechender Vertragsklauseln gekündigt wird und die Verpflichteten nicht für einen Ersatz für die bereitgestellte Avalkreditlinie sorgen können. Wie in Abschnitt "I. Allgemeine Erläuterungen" des Konzernanhangs sowie in Abschnitt "3. Chancen- und Risikobericht" des Konzernlageberichts dargelegt, deuten diese Ereignisse und Gegebenheiten auf das Bestehen einer wesentlichen Unsicherheit hin, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen kann und die ein bestandsgefährdendes Risiko im Sinne des § 322 Abs. 2 Satz 3 HGB darstellt. Unsere Prüfungsurteile sind bezüglich dieses Sachverhalts nicht modifiziert.

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 - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist.

Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, 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 - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und ob der Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht beinhaltet.

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

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

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

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

Leer, 28. Mai 2021

BDO DPI AG
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Carsten Feldmann, Wirtschaftsprüfer

Jan Königshoven, Wirtschaftsprüfer

Weitere Angaben zum Konzernabschluss

In der Gesellschafterversammlung vom 27. August 2021 wurde der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2020 gebilligt.