Uniper Global Commodities SE

Düsseldorf

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2022 bis zum 31.12.2022

Lagebericht für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2022

1. Geschäft und Rahmenbedingungen

1.1 Geschäftstätigkeit

Uniper Global Commodities SE (UGC), Düsseldorf, betreibt das Energie-Großhandelsgeschäft des Uniper-Konzerns und ist als 100 %iges Tochterunternehmen der Uniper Holding GmbH (UHG), Düsseldorf, ein mittelbares hundertprozentiges Tochterunternehmen der Uniper SE (USE), Düsseldorf. Die Gesellschaft wird beim Amtsgericht Düsseldorf unter der Nummer HRB 61123 im Handelsregister geführt.

UGC ist auf den globalen Energiegroßhandelsmärkten aktiv, um die zentrale Optimierung des Strom- und Gasportfolios des Uniper-Konzerns inklusive der Gasspeicher und der Gastransport-Infrastruktur zu gewährleisten und die damit zusammenhängenden Commodity-Preisrisiken effizient zu steuern. UGC handelt im Wesentlichen mit Strom, Gas, Öl, verflüssigtem Gas (LNG), Kohle, Frachtkapazitäten und Emissionsrechten, sowohl mit physischer Lieferung als auch mit finanziellen Kontrakten, in mehr als 40 Ländern, in Form von bilateralen Geschäften und über Börsen. Neben dem Management der Commodity-Preisrisiken des Konzerns erbringt UGC auch Dienstleistungen im Bereich der Asset-Optimierung und nutzt die sich auf den globalen Energiemärkten bietenden Chancen, geleitet durch strikte Vorgaben zur Compliance- und Risikoüberwachung.

Zusätzlich zum Hauptsitz in Düsseldorf unterhält UGC Büros in Moskau (RU), St. Petersburg (RU), Baku (AZ), Bukarest (RO), Bratislava (SK), Prag (CZ) und Dubai (VAE) sowie Zweigniederlassungen in Birmingham (UK), London (UK), Oslo (NO) und Singapur (SG).

1.2 Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die Weltwirtschaft ist im Jahr 2022 erneut in große Schwierigkeiten geraten und steht vor erheblichen Herausforderungen. Nachdem das globale Bruttoinlandsprodukt im Jahr 2021, aus der Corona-Krise kommend, noch um 5,6 % zugelegt hatte, schätzt die Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (OECD) die Wachstumsrate für das Jahr 2022 auf nunmehr 3,1 %. Durch den russischen Krieg gegen die Ukraine sind die Preise, insbesondere für Energie, erheblich angestiegen. Die Lohnerhöhungen konnten nicht mit der Inflation Schritt halten, wodurch die Realeinkommen gesunken sind, trotz zahlreicher Maßnahmen der Regierungen, um die Auswirkungen der höheren Lebensmittel- und Energiepreise auf die Haushalte und Unternehmen abzufedern.

Die globalen Finanzierungsbedingungen haben sich angesichts der drastischen Erhöhungen der Leitzinsen durch die Zentralbanken erheblich verschärft, was die zinssensiblen Ausgaben und die Investitionen belastet. In den USA hatte die Notenbank Federal Reserve den Leitzins im Jahresverlauf von nahe Null auf bis zu 4,5 % erhöht, die Bank of England von 0,25 % auf 3,5 %. Selbst in der Eurozone beendete die EZB ihre langjährige Nullzinspolitik im Juli 2022 und erhöhte den Hauptrefinanzierungssatz bis zum Jahresende 2022 auf 2,5 %. Infolge des rascheren Zinsanstiegs in den USA wurde der US-Dollar gegenüber dem Euro kontinuierlich aufgewertet, notierte im Juli 2022 erstmals seit 20 Jahren auf Paritätsniveau und stieg bis Ende September 2022 weiter bis auf 0,96 US-Dollar/Euro. Erst im vierten Quartal 2022 verlor der US-Dollar aufgrund des nachlassenden Inflationsdrucks in den USA und den damit einhergehenden etwas niedrigeren Marktzinsen wieder an Wert. Das britische Pfund war maßgeblich von politischen Turbulenzen in der britischen Regierung beeinflusst. Nachdem Boris Johnson im Juli 2022 vom Amt des Premierministers zurücktreten musste, ereilte seine Nachfolgerin Liz Truss das gleiche politische Schicksal schon nach wenigen Wochen im Amt. Die von Liz Truss vorgelegten Steuersenkungspläne hatten Ende September 2022 die Finanzmärkte zutiefst erschüttert. Mit Antritt ihres Nachfolgers Rishi Sunak im Oktober 2022 haben sich die Märkte seither aber wieder beruhigt.

1.3 Energiepolitisches Umfeld

1.3.1 Europäische Union

Der Anstieg der Energiepreise und die Folgen des russischen Krieges gegen die Ukraine für die Versorgungssicherheit standen im Mittelpunkt der energiepolitischen Diskussionen in der Europäischen Union im Jahr 2022. Am 30. Juni 2022 ist eine Überarbeitung der Gasspeicherverordnung in Kraft getreten, die die Mitgliedstaaten unter anderem verpflichtet, dafür zu sorgen, dass ihre unterirdischen Gasspeicher bis zum 1. November 2022 zu mindestens 80 % gefüllt sind. Die Europäische Kommission veröffentlichte am 18. Mai 2022 ihr REPowerEU-Paket mit dem Ziel, die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen aus Russland zu verringern und den Übergang in eine CO ₂ -ärmere Zukunft zu beschleunigen. Sie verhängte mit Wirkung im Jahr 2022 auch ein Embargo gegen russische Kohle- und Ölimporte.

Ergänzt wurde dies durch die Annahme einer Verordnung des Rates über Sofortmaßnahmen im Energiebereich am 6. Oktober 2022, die darauf abzielt, die Auswirkungen der Energiekrise zu begrenzen, u. a. durch die Einführung einer Obergrenze von 180 €/MWh für die Markterlöse von Stromerzeugern ab dem 1. Dezember 2022 und durch Maßnahmen zur Reduzierung der Stromnachfrage. Um die Nachfrage nach Erdgas zu senken, wurden Anfang Juli 2022 nicht näher definierte freiwillige Verbrauchsreduzierungen in den Mitgliedsstaaten um 15 % zwischen dem 1. August 2022 und dem 31. März 2023 beschlossen. Diese Maßnahme zur Verringerung der Gasnachfrage könnte verbindlich werden, wenn auf EU-Ebene ein "Unionsalarm" ausgerufen wird. Um die Auswirkungen der Gaskrise weiter abzumildern, einigten sich die EU-Mitgliedstaaten am 19. Dezember 2022 darauf, eine dynamische Obergrenze von mindestens 180 €/MWh für den Gaspreis einzuführen, wenn bestimmte Bedingungen erfüllt sind.

Der delegierte Rechtsakt zur Ergänzung der Klimastrategie ("EU-Taxonomie") wurde am 15. Juli 2022 offiziell verabschiedet und gilt ab dem 1. Januar 2023. Dieser erkennt Kernkraft und Gas als ökologisch nachhaltige Wirtschaftstätigkeiten im Rahmen der EU-Taxonomie an, wenn sie festgelegte Kriterien erfüllen. Am 18. Dezember 2022 erzielten die EU-Institutionen eine vorläufige Einigung über die Reform des EU-Kohlenstoffmarktes, d.h. die Überprüfung des EU-Emissionshandelssystems und der Marktstabilitätsreserve sowie die Einführung eines Grenzausgleichsmechanismus für CO ₂-intensive Produkte. Der Verhandlungsprozess für die restlichen Legislativpakete "Fit for 55" und "Wasserstoff- und dekarbonisierter Gasmarkt", die darauf abzielen, die Klima-, Energie- und Verkehrspolitik der EU für das Ziel einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen um mindestens 55 % bis zum Jahr 2030 fit zu machen, wird im Jahr 2023 im Europäischen Parlament und im Rat weitergeführt.

1.3.2 Nationale Energiemärkte

Deutschland

Das Jahr 2022 war in Deutschland auch aufgrund der kriegsbedingt angespannten Lage auf den Energiemärkten durch eine hohe Dynamik in der Gesetzgebung gekennzeichnet, wobei einige Regularien auch unterjährig mehrfach angepasst wurden. Vor Beginn des russischen Krieges gegen die Ukraine legte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) am 11. Januar 2022 eine "Eröffnungsbilanz Klimaschutz" vor, in der die im Koalitionsvertrag der Bundesregierung vereinbarten Klimaschutzziele mit ersten Maßnahmen unterlegt werden. Am 8. Juli 2022 wurde das sogenannte "Osterpaket" beschlossen, das u.a. eine Reform des EEG enthält. Wesentliche Inhalte sind das Erreichen eines Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch von 80 % im Jahr 2030 sowie die deutliche Ausweitung von Ausschreibungen im Bereich der Wind- und Solarenergie. Ferner hat die Bundesregierung am 27. Februar 2022 aufgrund der Energiepreiskrise und des russischen Krieges gegen die Ukraine den Bau von LNG-Terminals an der deutschen Küste, u.a. in Wilhelmshaven, angekündigt. Um die Genehmigungsverfahren für diese Projekte zu beschleunigen, wurde am 19. Mai 2022 das LNG-Beschleunigungsgesetz verabschiedet. Vor dem Hintergrund der vergleichsweise niedrigen Füllstände in den Gasspeichern im Herbst 2021 wurde das Energiewirtschaftsgesetz um einen neuen Abschnitt erweitert, mit dem Mindestfüllstände für Erdgasspeicher in Deutschland ergänzend zu den von der EU beschlossenen Regelungen vorgegeben werden. Das entsprechende Gasspeicherfüllstands-Gesetz ist am 30. April 2022 in Kraft getreten. Auf Grundlage dieses Gesetzes und ergänzt durch eine Verordnung des BMWKs soll in einem abgestimmten Verfahren bis zum 1. November eines Jahres, erstmals für das Jahr 2022, ein Mindestfüllstand von 95 % in nationalen Erdgasspeichern zur Sicherung der Versorgung gewährleistet sein. Das Gesetz tritt am 1. April 2025 außer Kraft.

Um eine mögliche Gasmangellage abzuwenden, wurde am 8. Juli 2022 das Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz beschlossen. Dieses erlaubt der Bundesregierung, Verordnungen zu erlassen bzw. zu ändern, die die Wiederinbetriebnahme von Kohle- und Ölkraftwerken aus der Reserve sowie die Möglichkeit, Gaskraftwerke in ihrer Erzeugung zu begrenzen, vorsehen. Am 13. Juli 2022 ist die Verordnung auf Basis des genannten Gesetzes in Kraft getreten, die eine Betriebsbereitschaft von Steinkohlekraftwerken, die sich in der Reserve befinden, bis zum 31. März 2024 vorsieht, verbunden mit einer Option zur Rückkehr in den Markt. Uniper nutzt bei seinen Kraftwerken Staudinger 5, Heyden 4, Irsching 3 und Scholven C diese gesetzliche Option zum längeren Betrieb der Anlagen als Beitrag zur Sicherstellung der Stromversorgung. Zeitgleich bereitet Uniper aktuell den Weiterbetrieb des Steinkohlekraftwerks Scholven B (345 MW) über Juni 2023 hinaus vor. Darüber hinaus erlaubt die Bundesregierung die Rückkehr von Braunkohlekraftwerken aus der Sicherheitsbereitschaft in den Strommarkt bis zum 30. Juni 2023. Ferner wurde das Energiesicherungsgesetz (EnSiG) novelliert. Die erste Novelle, die am 20. Mai 2022 in Kraft getreten ist, sah für den Krisenfall zunächst Preisanpassungsrechte (§24 EnSiG) vor, die bei Feststellung einer "erheblichen Reduzierung der Gasimportmengen nach Deutschland" nach dem Ausrufen der Alarm- und Notfallstufe die betroffenen Gasversorger entlang der Lieferkette berechtigt, ihre Gaspreise gegenüber Kunden auf "ein angemessenes Niveau" anzupassen. Nachdem in der Branche Bedenken bzgl. der Umsetzbarkeit des § 24 geäußert wurden, wurde das EnSiG am 8. Juli erneut geändert. Dort ist bspw. neu geregelt, dass die Bundesregierung Stabilisierungsmaßnahmen in Unternehmen der kritischen Infrastruktur im Sektor Energie vornehmen kann (§ 29 EnSiG) die u.a. von der Uniper SE beantragt worden sind. Von der im EnSiG vorgesehenen und im Sommer geplanten Möglichkeit, über eine sogenannte Gasumlage die Finanzierung der Ersatzbeschaffungskosten für wegfallendes Gas aus Russland zu gewährleisten, wurde kurz vor der Einführung der Umlage Ende September 2022 die Rücknahme der Einführung angekündigt und Anfang Oktober 2022 beschlossen.

Am 16. Dezember 2022 hat der Bundesrat das Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetz (EWPBG) sowie das Strompreisbremsegesetz (StromPBG) beschlossen. Das EWPBG baut auf den Empfehlungen der Europäischen Kommission "Gas und Wärme" vom 31. Oktober 2022 auf, die der Bundesregierung eine Einmalzahlung für Gaskunden im Jahr 2022 sowie eine Brutto-Preisobergrenze auf ein Gaskontingent für Haushalts- und Gewerbekunden sowie eine Preisobergrenze für ein festgelegtes Kontingent bei Beschaffungspreisen für die Industrie empfahlen. Die Einmalzahlung für Dezember 2022, die über die Energieversorgungsunternehmen abgewickelt wird, wurde im "Soforthilfe Gesetz" umgesetzt. Die Deckelung der Strom- und Gaspreise in den beiden Gesetzen für Haushalte und Gewerbe sowie für die Industrie läuft teilweise bis zum 30. April 2024. Ein vergleichbarer Ansatz ist für Fernwärmekunden beschlossen worden. Die Abwicklung erfolgt über die Versorger, die zur Sicherung ihrer Liquidität Vorauszahlungsansprüche gegenüber der Bundesrepublik Deutschland haben. Ferner regelt das StromPBG die Abschöpfung von Überschusserlösen bei Stromerzeugern für die Zeit vom 1. Dezember 2022 bis zum 30. Juni 2023 für ausgewählte Technologien. Dabei entspricht die Auswahl der abzuschöpfenden Technologien den EU-Vorgaben: Erfasst wird die Stromerzeugung u.a. aus Braunkohle, Kernenergie, Abfall, Mineralöl und erneuerbaren Energien. Ausgenommen sind u.a. Stromspeicher, Erdgas, Biomethan und weitere Gase. Das StromPBG enthält eine Verordnungsermächtigung, die eine nachträgliche Aufnahme von Steinkohle in die Übergewinnabschöpfung möglich macht.

Niederlande

In den Niederlanden hat der Minister für Wirtschaft und Energie die CO ₂ -Emissionsobergrenze für Kohlekraftwerke zum 22. Juni 2022 vollständig aufgehoben. Ein Gesetz zur Umsetzung der Aufhebung der Produktionsobergrenze ist in Vorbereitung. Die Verabschiedung des Gesetzes wird für das erste Quartal 2023 erwartet. Dieses Gesetz wird auch Bestimmungen enthalten, die festlegen, wie die Entschädigung für den Zeitraum vom 1. Januar 2022 bis zum 22. Juni 2022 gehandhabt werden soll. Die niederländische Regierung hat zum 1. Dezember 2022 eine Preisobergrenze für Kohlekraftwerke eingeführt. Dies muss in ein entsprechendes Gesetz übernommen werden. Der Prozess der Fertigstellung dieses Gesetzes wird voraussichtlich vor dem Sommer 2023 abgeschlossen sein und es wird rückwirkend zum 1. Dezember 2022 in Kraft treten.

Schweden

Nach den im September 2022 in Schweden erfolgten Wahlen hat der Vorsitzende der konservativen Moderaten Sammlungspartei, Ulf Kristersson, eine neue Regierung gebildet und führt nun eine Mitte-rechts-Koalition aus seinen Moderaten, den Christdemokraten und den Liberalen an. Die Schwedendemokraten sind zwar nicht Bestandteil der Regierung, werden aber erstmals seit ihrem Einzug ins Parlament im Jahr 2010 in die Regierungsarbeit mit einbezogen. Die allgemeine Energiepolitik der Regierung wird weitgehend durch das Tidö-Abkommen bestimmt, wobei der Schwerpunkt auf allen fossilfreien Energiequellen und insbesondere auf der neuen Kernkraft liegt.

Vereinigtes Königreich

Die Energiesicherheitsstrategie der britischen Regierung, die am 7. April 2022 veröffentlicht wurde, erhöhte die zuvor in der Netto-Null-Strategie angekündigten Ziele: Verdoppelung des Ziels für die Wasserstoffproduktion auf 10 GW bis zum Jahr 2030, Erhöhung des Ziels für die Offshore-Windenergie auf 50 GW sowie Festlegung eines Ziels für die Kernenergieerzeugung von 24 GW bis zum Jahr 2050. Der Gesetzentwurf zur Energiesicherheit durchläuft derzeit das Parlament und wird die erforderlichen Rechtsvorschriften für die Umsetzung von Geschäftsmodellen für die Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung, die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff und die industrielle Kohlenstoffabscheidung sowie für die Einrichtung eines neuen zukünftigen Systembetreibers (FSO) schaffen, der die strategische Aufsicht über die Strom- und Gassysteme übernimmt. Zu den Aufgaben des FSO gehören Fortschritte in Richtung Netto-Null-Strategie, Energiesicherheit und Minimierung der Verbraucherkosten.

Angesichts der stark angestiegenen Lebenshaltungskosten hat die britische Regierung eine "Windfall-Steuer" für die Öl- und Gasproduzenten in der Nordsee sowie eine Stromerzeugerabgabe für kohlenstoffarme Erzeugungsanlagen, die nicht über einen Differenzvertrag verfügen, eingeführt. Dabei handelt es sich um eine befristete Abgabe in Höhe von 45 % auf außerordentliche Gewinne, definiert als Stromverkäufe über 75 £/MWh, die ab dem 1. Januar 2023 für Erzeuger erhoben wird, deren Erzeugungsleistung in einem bestimmten Zeitraum 100 GWh übersteigt, sowie auf außerordentliche Erträge, die 10 Mio. GBP übersteigen. Diese wird die mit dem Energiepreisgesetz eingeführte, aber noch nicht umgesetzte Kosten-Plus-Ertragsgrenze ersetzen.

Die britische Regierung hat einen Konsultationsprozess zur Reform des Stromhandels eingeleitet, und es ist zu erwarten, dass Änderungen am Kapazitätsmarkt und eine Überprüfung der Kohlenstoffpreise stattfinden werden.

1.4 Energiepreisentwicklung

Im Jahr 2022 wurden die Energiemärkte in Europa im Wesentlichen durch den russischen Krieg gegen die Ukraine und seine Auswirkungen sowie durch die Covid-19-Pandemie beeinflusst. Die drei Haupteinflussfaktoren waren:

•	der starke Anstieg der internationalen Preise für Energierohstoffe, insbesondere für Gas und Kohle,
•	die allgemeinen weltwirtschaftlichen Entwicklungen und Prognosen, die noch teilweise durch die Covid-19-Pandemie geprägt waren sowie durch Rezessionsängste aufgrund einer sich eintrübenden Konjunktur,
•	die wieder stärkere Nutzung konventioneller Energieträger, insbesondere Kohle, die jedoch durch den insgesamt stärksten Rückgang des Energieverbrauchs in Deutschland seit der Wiedervereinigung zu keinem Anstieg der energiebedingen CO ₂ -Emissionen in Deutschland führte.

Das Wachstum der weltweiten Ölnachfrage wird für das Jahr 2022 auf insgesamt 2,6 Mio. Fass pro Tag gegenüber dem Vorjahr geschätzt. Dabei verzeichnete die Nachfrage in den Nicht-OECD-Staaten lediglich einen Anstieg von zusammen rund 1,2 Mio. Fass pro Tag, während in den OECD-Staaten gemeinsam die Nachfrage um ca. 1,4 Mio. Fass pro Tag anstieg. Während in Nordamerika und Europa vor allem der niedrigere Kraftstoffverbrauch im Verkehrswesen eine anziehende Kerosinnachfrage überkompensierte, waren es in China die wiederkehrenden Lockdowns im Rahmen der Covid-19-Pandemie, die sich negativ auf die dortige Ölnachfrage auswirkten, so dass für China insgesamt von einem Rückgang der Ölnachfrage für das Jahr 2022 ausgegangen werden kann. In der ersten Jahreshälfte wurde vor allem ein Angebotsdefizit aufgrund erwarteter Minderlieferungen Russlands befürchtet, während der Fokus im zweiten Halbjahr auf der Nachfrageseite lag, da sich die Stimmung aufgrund konjunkturbedingter Rezessionsängste eintrübte. Entgegen allen Befürchtungen wurde das Allzeithoch des Brent-Preises aus dem Jahr 2008 nicht erreicht und die Ölpreise lagen Mitte Dezember 2022 wieder auf dem Niveau zum Jahresbeginn.

Ähnlich wie im vergangenen Jahr startete der europäische Kohlemarkt wenig volatil in das Jahr 2022. Erst nach Beginn des russischen Kriegs gegen die Ukraine Ende Februar 2022 änderte sich die Situation grundlegend. Sowohl die Preise als auch die Volatilität im Markt stiegen seitdem deutlich an. Steigende Gaspreise sowie die Befürchtung, dass der Krieg Einfluss auf russische Kohleexporte haben würde, verstärkten die Sorgen rund um die Versorgungssicherheit auf dem internationalen Kohlemarkt. Kurz nach dem Einsetzen des Kohleembargos der EU gegen Russland Anfang August 2022 erreichte der Konflikt in Bezug auf den europäischen Kohlemarkt seinen vorläufigen Höhepunkt. Das Standardprodukt API#2 Frontjahr stieg im September 2022 auf einen historischen Höchststand von 342 $/t, der jedoch nur von kurzer Dauer war. Eine generelle Entspannung der Energiemärkte in Europa, aber auch Chinas schwächelnde Wirtschaft in Folge seiner Null-Covid-Politik und der daraus resultierende Nachfragerückgang nach Kohleimporten verhalfen den Preisen auf dem Kohlemarkt, sich wieder zu beruhigen. Darüber hinaus bemühten sich die europäischen Kohlekraftwerksbetreiber schon frühzeitig im Jahr um Alternativen zur russischen Kohle, um Versorgungsengpässe im Winter 2022/2023 zu vermeiden. Bei generell ausreichendem europäischen Kohleangebot führten lediglich die niedrigen Pegelstände der Flüsse, vor allem des Rheins, im Sommer und Herbst 2022 immer wieder zu logistischen Engpässen, um die Kohle von den ausreichend gefüllten Halden an den Seehäfen wie Amsterdam, Rotterdam und Antwerpen zu den Kraftwerken zu bringen.

Im europäischen Gasmarkt entwickelte sich das bereits zu Beginn des Jahres 2022 sehr hohe TTF Gaspreisniveau - das Jahr startete mit ca. 85 €/MWh im Spotbereich -weiter nach oben und erreichte nach dem russischen Angriff auf die Ukraine ein Niveau von 212 €/MWh, so dass der vorherige Höchststand aus dem Dezember 2021 übertroffen wurde. Im April und Mai 2022 konnte sich der Spotpreis meistens wieder auf einem Niveau von unter 100 €/MWh behaupten, stieg jedoch bis Ende Juli 2022 auf 200 €/MWh an und erreichte seinen Höchststand am 26. August 2022 mit 316 €/MWh. Bis Ende Dezember 2022 gab der TTF-Spotpreis aufgrund der zahlreichen ergriffenen Gegenmaßnahmen und weiterer Faktoren bis auf 73,4 €/MWh nach. Das renommierte "The Oxford Institute for Energy Studies" charakterisiert die Ereignisse des Jahres 2022 als "real-time 'stress Test'" für den europäischen Markt angesichts historischer Höchststände des Preisniveaus und einer bisher nicht aufgetretenen Volatilität der Gaspreise.

Im ersten Quartal 2022 waren die russischen Gasexporte in die EU bereits stark gesunken; so fielen die Importe aus Belarus ("Yamal-Route") um 71 %, die Lieferungen über die Ukraine-Route um 41 % und Lieferungen über die Gasleitung Nord Stream 1 um 4 % gegenüber dem ersten Quartal des Vorjahres 2021. Seit Mitte Juni 2022 wurden die Nord Stream 1-Lieferungen jedoch kontinuierlich reduziert und bis Ende August 2022 komplett eingestellt. Der Ausfall russischer Liefermengen verstärkte sich durch die Sanktionen Russlands gegen den Eigentümer des polnischen Abschnitts der Yamal-Pipeline. Gazprom erklärte im weiteren Verlauf Force Majeure in Bezug auf die langfristigen Lieferverpflichtungen gegenüber den europäischen Geschäftspartnern, u.a. aufgrund verschiedener angeblicher Probleme beim Betrieb der Nord Stream 1 Pipeline. Aufgrund vermuteter Sabotageakte auf die zwei Stränge der Nord Stream 1 und einen Strang der Nord Stream 2 Pipelines am 26. September 2022 wurden diese Pipelines so nachhaltig beschädigt, dass nicht zu erwarten ist, dass sie in absehbarer Zeit wieder Gas liefern können, zumal die Zertifizierung der Nord Stream 2 Pipeline am 22. Februar 2022 von der Bundesregierung auf unbestimmte Zeit eingestellt wurde. Die vermuteten Sabotageakte lenkten die Aufmerksamkeit verstärkt auch auf Infrastrukturrisiken in energierelevanten Bereichen. Seit dem Ende des dritten Quartals 2022 flossen russische Liefermengen nur noch über die Turk-Stream-Pipeline nach Bulgarien und über die Ukraine in die Slowakei und somit in die EU. Bereits im ersten Quartal 2022 zeigte sich ein Trend, der charakteristisch für das ganze Jahr 2022 war: Die LNG-Importe sind in diesem Zeitraum bereits um 72 % gegenüber dem ersten Quartal des Vorjahres angestiegen. Im Mai 2022 hat die EU den Rekord für die LNG-Importe pro Monat erreicht, wobei die EU-Energiekommissarin insbesondere die "enge Zusammenarbeit mit den USA" betonte. Bereits zum 1. Oktober 2022 waren in der EU die Gasspeicher insgesamt zu 89 % befüllt, was über dem EU-Ziel der Füllstande von 80 % lag. Am 1. November 2022 erreichte die EU sogar einen Füllstand von 94,9 %. Obwohl ursprünglich vorgesehen war, mit Ende des Jahres 2022 die Produktion im Gasfeld Groningen zu beenden, entschied sich die niederländische Regierung dazu, im Gaswirtschaftsjahr die Produktion bei maximal 2,8 Mrd Kubikmeter fortzuführen und stärkte damit von Oktober 2022 an die Angebotsseite. Durch außergewöhnlich mildes Wetter im Oktober und der ersten Novemberhälfte 2022 konnten die hohen Speicherfüllstände weitgehend erhalten werden, bevor die Ausspeicherungen im Dezember 2022 aufgrund kälterer Temperaturen stark anstiegen. Dennoch erreichten die Gaspreise nicht mehr dieselben Höhen wie im Sommer 2022. Mit milderem Wetter um die Weihnachtszeit sanken die TTF-Preise sogar wieder unter 100 €/MWh.

Über den Sommer hinweg verstärkten sich die Preisunterschiede zwischen den europäischen Gasmärkten, wobei NBP und die LNG-Preise seit Anfang April 2022 einen Abschlag gegenüber dem TTF und dem THE verzeichneten. Durch hohe LNG-Importe wurde das Vereinigte Königreich zum Gas-Re-Exporteur Richtung europäisches Festland. Mit der Inbetriebsetzung der ersten deutschen Regasifizierungsanlage - das Terminal in Wilhelmshaven hat erstmals am 20. Dezember 2022 LNG in das Pipelinesystem geliefert - sollten sich diese Spreads aber sukzessive ausgleichen.

Der Preis für Zertifikate im Europäischen Emissionshandel war im Jahr 2022 starken Schwankungen ausgesetzt, hielt sich aber weitestgehend oberhalb der Preise des Vorjahres und beendete das Jahr 2022 in etwa auf dem Niveau, auf dem er das Jahr begonnen hatte. Die starke unterjährige Unterstützung für den Zertifikatspreis resultierte dabei aus der Tatsache, dass als Folge der letzten Marktreformen und nach Beginn der neuen Handelsperiode seit dem Jahr 2021 das Primärangebot von Zertifikaten stark eingeschränkt ist und deutlich unter den tatsächlichen Emissionen liegt. Wesentliche Einflussfaktoren auf den CO ₂ -Preis im Jahr 2022 waren einerseits die Auswirkungen des russischen Krieges gegen die Ukraine auf die Energiemärkte und andererseits der fortschreitende Reformprozess des Emissionshandels im Rahmen der "Fit-for-55"-Initiative der EU. Der russische Krieg gegen die Ukraine hatte mehrere, teils gegenläufige Effekte auf den Emissionshandel: Die angespannte Situation auf dem Gasmarkt und die damit verbundenen hohen Erdgaspreise verbesserten die relative Wettbewerbsfähigkeit der emissionsintensiven kohlebasierten Stromerzeugung (trotz hoher Kohlepreise) und führte folglich zu einer hohen Auslastung der Kohlekraftwerke bis hin zur Reaktivierung von Braun- und Steinkohlekraftwerken aus der Reserve, was insgesamt zu einer Zunahme der erwarteten Emissionen im Stromerzeugungssektor gegenüber dem Vorjahr führte. Gleichzeitig belasteten die hohen Preise die Industrieproduktion mit entsprechenden negativen Auswirkungen auf die Nachfrage nach Emissionszertifikaten von Seiten der industriellen Sektoren. Weitere Belastung für die Nachfrage resultierte zudem aus der zeitweise sehr niedrigen Liquidität der Strommärkte und hohen Margin-Anforderungen an den Börsen als Folge der hohen Preisvolatilität.

Der deutsche Strommarkt war sowohl im Spot- als auch Terminhandel von deutlich steigenden und volatilen Preisen geprägt. Der Frontjahres-Kontrakt für Grundlast (Kal-23) startete bei 121 €/MWh in das Jahr 2022 und schloss bei 239 €/MWh, also 97,5 % höher. Zwischenzeitlich erreichte dieser Kontrakt Ende August 2022 Rekordpreise von rund 1.000 €/MWh. Sowohl der grundsätzliche Trend als auch die Extrempreise waren im Wesentlichen beeinflusst durch die Entwicklung der entsprechenden Erdgaspreise. Ein ähnliches Bild zeigte sich am Spotmarkt: der durchschnittliche Spotpreis im Jahr 2022 lag mit 235 €/MWh um fast 140 €/MWh über den Vorjahrespreisen. Neben den hohen Gaspreisen unterstützte die Hitze und Trockenheit, sowie die historisch niedrige Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke die Strompreise im Sommer 2022. Durch Reaktivierungen von Braun- und Steinkohlekraftwerken aus der Reserve sowie verzögerte Stilllegungen hat sich die verfügbare Erzeugungskapazität in Deutschland erhöht. Neben der Versorgungssicherheit ist ein Ziel dieser Maßnahmen, den Gasverbrauch für die Stromerzeugung zu senken. Im Erzeugungsmix zeigt sich dementsprechend insbesondere bei der Steinkohle ein Anstieg um 21 % im Vergleich zum Vorjahr. Neben der beabsichtigten Reduktion des Einsatzes von Erdgas um 16 % musste jedoch auch ein Rückgang beim Einsatz der Kernenergie um fast die Hälfte kompensiert werden, da Ende des Jahres 2021 drei der verbliebenen sechs deutschen Kernkraftwerke vom Netz gegangen sind. Der Anstieg der Stromerzeugung aus Kohle und die Importabhängigkeit Frankreichs zeigte sich auch in gestiegenen Stromexporten aus Deutschland. Bei den erneuerbaren Energien zeigte sich bei Wind und Photovoltaik ein deutlicher Anstieg der Erzeugung im Vergleich zum Vorjahr, während die Erzeugung aus Wasserkraft geringer ausfiel.

In Skandinavien startete das Kalenderjahr 2022 mit weit unterdurchschnittlichen Reservoir-Füllständen, die noch aus dem Jahr 2021 herrührten. Die südlichen Regionen Norwegens mit ihrer Relevanz für den Systempreis und den hohen Reservoir-Kapazitäten (57 TWh von insgesamt 121 TWh) trugen dazu besonders bei. Der Preis startete daher stabil, sowohl bei Spot- als auch bei den Forward-Produkten, die ihrerseits einen geringen Spread zwischen den Kalenderprodukten aufwiesen.

In den ersten Monaten des Jahres 2022 entwickelten sich die akkumulierten Schneemengen und Reservoir-Level in der Weise, dass Übertragungskapazitäten oft voll ausgeschöpft waren und es dadurch zu einer Trennung der Preiszonen kam. Das hohe Spotpreisniveau blieb ungefähr bis in den Sommer 2022 bestehen. Die hohen Preise in Kontinentaleuropa führten zu substantiellen Exporten aus Norwegen und Schweden - teilweise über Dänemark. Auch erlaubte die seit Mitte des Jahres 2021 verfügbare Verbindung von Norwegen nach Großbritannien mit 1.400 MW Kapazität hohe Exporte. In Kombination mit geringem Niederschlag führte das zu einem stärkeren Einfluss der hohen kontinentalen Preise auf den Systempreis. Von Mitte September bis Ende Oktober 2022 - und somit bevor der Niederschlag als Schnee fällt - erholten sich die Füllstände in Norwegen jedoch beträchtlich und die monatlichen Preismittel gaben von 222 €/MWh im August 2022 auf 74 €/MWh im Oktober 2022 nach. Die sehr milden Monate Oktober und Anfang November 2022 hielten die Preise auf niedrigem Niveau und erst im Dezember 2022 kam es aufgrund von Kälte und unerwarteten Kernkraftwerksrevisionen wieder zu hohen Systemspotpreisen.

Die fundamentale hydrologische Situation sowie die sehr hohen kontinentalen Preise wirkten auch preissteigernd auf die nordischen Forward-Produkte. Daher zeigten die nordischen Forward-Preise die höchsten Werte im August 2022, analog zu den kontinentaleuropäischen Märkten, bevor sie im Oktober 2022 signifikant nachgaben. Das Frontjahr wies die stärksten Preisbewegungen auf, auch wenn die Preise allermeist unter 200 €/MWh blieben. Die Kalenderprodukte 2024 und 2025 hingegen haben nur selten den Wert von 100 €/MWh erreicht oder überschritten. Im Jahr 2022 hätte der finnische Kernkraftwerksneubau Olkiluoto 3 mit einer Kapazität von1.600 MW seine finale Kommissionierung absolvieren sollen. Ein regulärer Betrieb wird frühestens im März 2023 möglich sein. Ein wichtiger Aspekt des nordischen Strommarktes sind die anhaltenden Übertragungsnetz-Einschränkungen mit den stärksten Auswirkungen auf die Verbindungen von und nach Südschweden inklusive Stockholm. Das betrifft sowohl die Ost - West-Verbindung Finnland - Südschweden - Südnorwegen als auch die Nord-Süd-Verbindung innerhalb Schwedens. Etliche Projekte haben die Leitungskapazität der Nord-Süd Verbindung innerhalb Schwedens teilweise etwas erhöhen können. Dennoch sind die Kapazitätseinschränkungen relevant und limitierend. Das wird weiter durch den Ausbau der Windenergie verschärft. In Finnland wurden im Jahr 2022 etwa 1.300 MW neue Windenergieanlagen, in Schweden in etwa 1.200 MW installiert.

Der britische Strommarkt wurde im Jahr 2022, genauso wie der gesamteuropäische Energiemarkt, erheblich durch den russischen Krieg gegen die Ukraine beeinflusst. Gerade die hohe Abhängigkeit von Erdgas im britischen Strommix ließ die Preise auf dem Strommarkt auf historische Höchststände steigen. Des Weiteren erlebte der britische Strommarkt einen signifikanten Wandel: Galt Großbritannien bislang als Nettoimporteur von Strom aus seinen Nachbarländern, veränderte sich diese Lage im Verlauf des Frühjahrs 2022. Beeinflusst durch die historisch niedrige Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke und der noch höheren Gaspreise auf dem europäischen Festland, ist Großbritannien zum Nettoexporteur für Strom geworden. Neben den gestiegenen Gaspreisen und der erhöhten Stromnachfrage vom Festland trugen die geplanten Stilllegungen der zwei Kernkraftwerke Hunterston und Hinkley Point B maßgeblich zu den steigenden Strompreisen bei. Dagegen verzeichnete die Stromnachfrage einen Rückgang von 4 % im Vergleich zum Vorjahr auf 261 TWh. Dieser wurde vor allem durch die Unsicherheit in der britischen Wirtschaft sowie den durch die Inflation beeinflussten Nachfragerückgang in der Industrie und privaten Haushalten hervorgerufen. In der Gesamtbetrachtung überwogen allerdings die preissteigenden Entwicklungen im britischen Strommarkt im Vergleich zu der schwächeren Stromnachfrage, weshalb sich der Jahresdurchschnittspreis auf 204 £/MWh beläuft. Letzteres entspricht einem Anstieg von 74 % im Vergleich zum Vorjahr.

1.5 Geschäftsverlauf

Insgesamt lag das handelsrechtliche Ergebnis der UGC vor Ergebnisübernahme der Tochterunternehmen und vor Ergebnisabführung an die UHG mit einem Fehlbetrag i.H.v. 22.202 Mio. € außerordentlich deutlich unter dem in der Vergleichsperiode erzielten Überschuss i.H.v. 142 Mio. €. Dies ist im Wesentlichen auf das Gasgeschäft zurückzuführen. Hier wurde das Ergebnis vor allem durch höhere realisierte Kosten für Ersatzbeschaffungen am Spot- und Day-Ahead-Markt aufgrund der Kürzung der russischen Gasmengen ab dem 14. Juni 2022 belastet. Ende August 2022 hat sich diese Belastung durch den kompletten Lieferstopp weiter verschärft.

Die folgenden Ausführungen über die Entwicklungen im Geschäftsjahr sowie die erwarteten Entwicklungen beziehen sich analog der Konzernsteuerung auf die International Financial Reporting Standards (IFRS).

Das Ergebnis des Stromgeschäfts liegt im Berichtszeitraum deutlich über den Erwartungen und deutlich über dem des Vergleichszeitraums, was durch das außergewöhnlich positive Ergebnisse der Handelsaktivitäten zu begründen ist.

Der Margenbeitrag des Gasgeschäfts im Jahr 2022 liegt außerordentlich deutlich unter dem Vergleichszeitraum und außerordentlich deutlich unter den Erwartungen. Seit dem 14. Juni 2022 hat Gazprom Export die russischen Gaslieferungen reduziert. Nach einer Phase von Einschränkungen in unterschiedlicher Höhe und Unterbrechungen von unterschiedlicher Dauer sind die russischen Gaslieferungen für Uniper seit Ende August 2022 seitens Gazprom vollständig eingestellt worden. Um die Versorgungssicherheit für die Kunden weiterhin zu gewährleisten und die Kundenverträge trotzdem zu erfüllen sowie die Gasspeicher rechtzeitig für den Winter wieder aufzufüllen, hat Uniper Ersatzmengen zu deutlich höheren Marktpreisen beschafft, was zu nie dagewesenen, erheblichen Verlusten führte. Diese wurden gegenläufig durch positive Ergebnisse sonstiger Handelsaktivitäten leicht reduziert.

Das Ergebnis des LNG-Geschäfts im Jahr 2022 liegt deutlich unter den Erwartungen und deutlich unter dem des Vergleichszeitraums. Nach einem schwachen Ergebnis in 2021 aufgrund von Verlusten aus Absicherungsgeschäften wurde das LNG-Geschäft im aktuellen Jahr positiv durch Aufholeffekte beeinflusst. Dennoch führte der Ausbruch eines Feuers im Freeport LNG-Terminal in Texas, USA, am 8. Juni 2022 zu einem Ausfall der LNG-Lieferungen und daraus resultierend zu einem signifikant negativem Ergebnis im LNG-Geschäft in 2022.

Das Kohle- und Frachtgeschäft liegt deutlich unter den Erwartungen und deutlich unter dem Vergleichszeitraum. Die Geschäftsaktivitäten 2021 waren durch hohe Absatzmengen sowie einen positiven Beitrag im finanziellen Handel geprägt. Dies konnte im Jahr 2022 nicht wiederholt werden. Das Ergebnis liegt jedoch weiterhin auf einem hohen Niveau.

Das Ergebnis aus dem Handel mit Emissionsrechten lag im Jahr 2022 deutlich über dem des Vergleichszeitraums und deutlich über den Erwartungen, was vor allem auf Optimierungsstrategien mit teilweise gegenläufigen Effekten innerhalb des Uniper-Konzerns zurückzuführen ist.

2. Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage

2.1 Ertragslage

2.1.1 Finanzielle Leistungsindikatoren

UGC wird in den Konzernabschluss der USE einbezogen, der nach IFRS aufgestellt wird.

Zur internen Steuerung und als wichtigster zentraler Leistungsindikator (KPI) für die operative Ertragskraft der Geschäftstätigkeit wird im Uniper-Konzern ein um nicht-operative Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Adjusted EBIT) verwendet.

Ausgangspunkt für die Ermittlung des Adjusted EBIT ist das unbereinigte Ergebnis vor Zinsen und Steuern unter Berücksichtigung des Beteiligungsergebnisses (EBIT). Zur Erhöhung der Aussagekraft als Indikator für die operative Ertragskraft der Uniper-Geschäftstätigkeit wird das EBIT um bestimmte nicht-operative Effekte bereinigt.

Die nicht-operativen Ergebniseffekte umfassen konzernweit Erträge und Aufwendungen aus der Marktbewertung von derivativen Finanzinstrumenten aus Sicherungsgeschäften sowie bestimmte Effekte aus der Bewertung von physisch zu erfüllenden Verträgen im Anwendungsbereich von IFRS 9, die mit dem Marktpreis bei physischer Erfüllung anstelle des vertraglich gesicherten Preises bewertet werden. Darüber hinaus werden bestimmte Buchgewinne/-verluste, Aufwendungen/Erträge für Restrukturierung/Kostenmanagement, Wertberichtigungen/Wertaufholungen auf das Anlagevermögen, auf im IFRS-Konzernabschluss at equity bewertete Unternehmen sowie auf sonstige Finanzanlagen und auf Goodwill im Rahmen von Werthaltigkeitstests und sonstige nicht-operative Ergebnisbeiträge eliminiert.

Der KPI weicht vom Ergebnis nach Steuern auf Grundlage der Bilanzierungsvorschriften des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB) ab. Die Unterschiede ergeben sich - abgesehen vom Zinsergebnis - im Wesentlichen aus unterschiedlichen Bilanzierungsvorschriften und Bewertungsmethoden. Die wesentlichen Bewertungsunterschiede zwischen IFRS und HGB ergeben sich unter anderem aus unterschiedlichen Bewertungsregeln für Vorräte, den unterschiedlichen Berechnungsgrundlagen für Rückstellungen sowie aus der Marktbewertung von Derivaten. Ferner enthält der KPI keine Gewinn- oder Verlustübernahmen aus Ergebnisabführungsverträgen.

Das Adjusted EBIT der UGC liegt für den Berichtszeitraum mit -11.827 Mio. € außerordentlich deutlich unter dem Wert des Vorjahres i.H.v. 157 Mio. € und außerordentlich deutlich unter den Erwartungen. Dies ist im Wesentlichen auf das Gasgeschäft zurückzuführen. Hier wurde das Ergebnis vor allem durch höhere realisierte Kosten für Ersatzbeschaffungen aufgrund der Kürzung der russischen Gasmengen ab dem 14. Juni 2022 belastet. Ende August 2022 hat sich diese Belastung durch den kompletten Lieferstopp weiter verschärft.

2.1.2 Umsatzentwicklung

UGC verzeichnete im Jahr 2022 Umsatzerlöse in Höhe von 242.597 Mio. € (Vorjahr 138.501 Mio. €). Der Anstieg der Umsatzerlöse ist im Wesentlichen auf höhere realisierte Preise im Gas- und Stromgeschäft zurückzuführen.

Die Umsatzentwicklung korreliert mit den Materialaufwendungen, da Optimierungsaktivitäten sowohl Käufe als auch Verkäufe von Commodities gleichermaßen betreffen.

2.1.3 Wesentliche Ergebnisentwicklungen

Die sonstigen betrieblichen Erträge sind auf 2.775 Mio. € (Vorjahr 632 Mio. €) gestiegen. In diesem Posten werden im Wesentlichen Erträge aus Wechselkursdifferenzen in Höhe von 1.909 Mio. € (Vorjahr 502 Mio. €), Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 718 Mio. € (Vorjahr 126 Mio. €) und Erträge aus Zuschreibungen zu den Gegenständen des Anlagevermögens, überwiegend aus Zuschreibungen auf Beteiligungen in Höhe von 82 Mio. € (Vorjahr 1 Mio. €), ausgewiesen. Die Veränderung bei den Erträgen aus der Auflösung von Rückstellungen im Vergleich zum Vorjahr resultiert im Wesentlichen aus der Auflösung von Rückstellungen für Bewertungseinheiten.

Der Personalaufwand stieg um 5 Mio. € auf 172 Mio. € (Vorjahr 167 Mio. €). Ausschlaggebend für diese Entwicklung ist insbesondere eine erhöhte Zuführung zu den Pensionsrückstellungen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind auf 1.925 Mio. € (Vorjahr 711 Mio. €) gestiegen. In diesem Posten werden hauptsächlich Währungskursverluste in Höhe von 1.690 Mio. € (Vorjahr 502 Mio. €), IT-Kosten in Höhe von 93 Mio. € (Vorjahr 85 Mio. €) sowie Fremdlieferungen und -leistungen in Höhe von 40 Mio. € (Vorjahr 48 Mio. €) ausgewiesen.

Der Saldo aus Erträgen und Aufwendungen aus der Ergebnis- und Verlustübernahme in Höhe eines Ertrages von 417 Mio. € (Vorjahr Ertrag 228 Mio. €) betrifft hauptsächlich die Uniper Energy Storage GmbH (UST), Düsseldorf, und die Uniper Ruhrgas International GmbH, Essen, für deren Geschäftsjahr 2022.

Im Finanzergebnis wird im Berichtsjahr ein Aufwand von 346 Mio. € ausgewiesen (Vorjahr Aufwand 156 Mio. €). Maßgeblich für diese Entwicklung ist ein geringeres Zinsergebnis im Vergleich zum Vorjahr, das im Wesentlichen auf gestiegene Zinsaufwendungen aus dem Cashpooling mit USE i.H.v. 179 Mio. € (Vorjahr 18 Mio. €) sowie auf Aufwendungen aus dem CTA Deckungsvermögen i.H.v. 117 Mio. € (Vorjahr Zinserträge 13 Mio. €) zurückzuführen ist.

2.1.4 Jahresergebnis

Im Rahmen des Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrags wird der Jahresfehlbetrag in Höhe von 21.785 Mio. € (im Vorjahr Jahresüberschuss i.H.v. 370 Mio. €) von der UHG ausgeglichen.

2.1.5 Investitionen

Die Investitionen der UGC wurden überwiegend für IT-bezogene Ausgaben im Rahmen von Projekten geleistet.

2. 1.6 Transferpreissystem

Die Vermarktung der Stromerzeugung des Uniper-Konzerns findet durch ein Portfoliomanagementsystem statt. Die erwartete Stromerzeugung der Kraftwerksgesellschaften des operativen Segments Europäische Stromerzeugung wird von der Handelseinheit im operativen Segment Globaler Handel durch Abschluss von Sicherungsgeschäften (physisch und finanziell) auf Basis aktueller Marktpreise abgesichert und es wird eine Spotoptimierung betrieben. Das hat zur Folge, dass die Kraftwerksgesellschaften die ökonomischen Ergebnisse der Preissicherung ihrer Erzeugungspositionen zeigen.

Alle energiebezogenen Verträge mit Uniper-Konzerngesellschaften werden zu Marktpreisen oder marktpreisbasierten Transferpreisen abgerechnet.

2.2 Finanzlage

2.2.1 Finanzstrategie

UGC ist in das Cash-Pooling-System des Uniper-Konzerns eingebunden, welches die zur Begleichung aller externen Zahlungsverpflichtungen nötige Liquidität jederzeit bereitstellt. UGC informiert USE regelmäßig über ihren voraussichtlichen Finanzbedarf und die kurzfristige Liquiditätsplanung.

2.2.2 Cashflow und Finanzposition

Die Finanzlage der UGC wird durch das Cash-Pooling im Uniper-Konzern sowie durch den Ergebnisabführungsvertrag gestützt.

UGC wies zum 31. Dezember 2021 eine Nettofinanzposition von 570 Mio. € aus. Zum Jahresende 2022 beträgt die Nettofinanzposition -16.560 Mio. €. Die Veränderung der Nettofinanzposition im Jahr 2022 betrug somit -17.130 Mio. €. Diese erhebliche Verschlechterung ist im Wesentlichen auf das Gasgeschäft zurückzuführen. Hier wurde das Ergebnis vor allem durch höhere realisierte Kosten für Ersatzbeschaffungen aufgrund der anfänglichen Kürzungen der russischen Gaslieferungen und des Lieferstopps ab Ende August belastet. Die Nettofinanzposition nach IFRS wird definiert, indem Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, kurz- und langfristige Wertpapiere, Forderungen aus Margining summiert werden und dann die Finanzverbindlichkeiten und Verbindlichkeiten aus Leasing abgezogen werden.

UGC berichtet über ihre Finanzlage unter anderem auch mit der Kennzahl Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit nach IFRS, Cashflow aus Investitionstätigkeit nach IFRS sowie Cashflow aus Finanzierungstätigkeit nach IFRS.

Mit -16.910 Mio. € lag der Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit nach IFRS außerordentlich deutlich unter dem Wert der Vergleichsperiode von 1.310 Mio. €. Die wesentlichen Ursachen sind höhere realisierte Kosten für Ersatzbeschaffungen aufgrund der anfänglichen Kürzungen der russischen Gaslieferungen und des Lieferstopps ab Ende August.

Der Cashflow aus Investitionstätigkeit nach IFRS beläuft sich auf 1.904 Mio. € (Vorjahr -7.135 Mio. €). Die signifikante Veränderung ist hauptsächlich auf Zahlungseingänge zurückzuführen, die durch Änderungen der marktpreisgetriebenen Marginingpositionen verursacht wurden.

Der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit nach IFRS im Jahr 2022 betrug 14.807 Mio. € (Vorjahr 4.586 Mio. €) und spiegelt sowohl den Saldo aus erhaltenen und geleisteten Zahlungen aus Ergebnisabführungen als auch die Erhöhung der Finanzverbindlichkeiten gegenüber der USE im Wesentlichen bedingt durch Zahlungsmittelabflüsse aufgrund von Marginingveränderungen wider.

Weitere Erläuterungen zu Transaktionen außerhalb der Bilanz und sonstigen finanziellen Verpflichtungen sind im Anhang für das Geschäftsjahr 2022 enthalten.

2.3 Vermögenslage

Die Vermögenslage der UGC weist eine für Handelsunternehmen typische Struktur auf. Sie besteht weitgehend aus kurzfristigen Aktiva sowie kurzfristigen Verbindlichkeiten und Rückstellungen. Darüber hinaus bestehen Finanzanlagen aus Anteilen an verbundenen Unternehmen, die vor allem in den Bereichen Infrastruktur und Großkunden-Vertriebsgeschäft tätig sind.

Die Werte der kurzfristigen Vermögensgegenstände sowie Verbindlichkeiten und Rückstellungen sind zum 31. Dezember 2022 im Vergleich zum letzten Geschäftsjahr analog zu den im Monat Dezember geringeren Umsatzerlösen und Materialaufwendungen gesunken.

Detaillierte Informationen zu Vermögensgegenständen, Verbindlichkeiten und Rückstellungen der UGC finden sich im Anhang für das Geschäftsjahr 2022.

3. Mitarbeiter

3.1 Mitarbeiteranzahl

Die Belegschaft umfasst 891 Mitarbeiter zum Stichtag 31. Dezember 2022, welche hauptsächlich in Deutschland beschäftigt sind. Die Zahl der Beschäftigten ist damit leicht über Vorjahresniveau (2021: 861 Mitarbeiter).

3.2 Anteil weiblicher Mitarbeiter, Altersstruktur, Teilzeitbeschäftigung und Fluktuation

Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember 2022 bei 36,3 %. Das Durchschnittsalter der Beschäftigten der UGC betrug zum Jahresende 43 Jahre. Insgesamt 112 Mitarbeiter der UGC waren am Jahresende in Teilzeit beschäftigt. Die auf freiwilligen Kündigungen basierende Fluktuation lag im Durchschnitt bei 5,1 % im Geschäftsjahr 2022.

4. Risiko- und Chancenbericht

4.1 Risikomanagementsystem

UGC ist in das Risikomanagementsystem des Uniper-Konzerns integriert, es ist funktional organisiert und berücksichtigt Risiken und Chancen. Die funktionale Organisationsstruktur, Fachkompetenz, Kontrollen, Methoden, IT Systeme und internen Richtlinien bilden wesentliche Bestandteile des Risikomanagementsystems des Uniper-Konzerns und stellen sicher, dass Risiken bzw. Chancen für UGC angemessen identifiziert, analysiert, bewertet und gesteuert werden. Die Zuständigkeit für Risiken bzw. Chancen wird dem funktionalen Team zugewiesen, welches sie am besten steuern kann.

Alle identifizierten wesentlichen Risiken und Chancen der UGC werden von den verantwortlichen Funktionsbereichen quartalsweise an den zentralen Uniper Bereich Enterprise Risk Management gemeldet und von dort an den Vorstand der UGC berichtet. Die Meldegrenze für wesentliche Chancen und Risiken der UGC liegt bei 20 Mio. €. Dies bedeutet, dass Risiken/Chancen, unter Berücksichtigung initiierter Steuerungsmaßnahmen, mit einer möglichen Auswirkung von im schlechtesten (besten) Fall -/+20 Mio. € oder mehr auf das geplante EBIT, den Jahresüberschuss oder den Cashflow des Unternehmens in Bezug auf ein Jahr der dreijährigen Mittelfristplanungsperiode zu melden sind. Die Meldegrenze gilt für Einzelrisiken/Einzelchancen, die auch Aggregate gleichartiger kleinerer Risiken/Chancen umfassen können. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Planung der UGC, die als Basis für die Risiko/Chancenbewertung herangezogen wird, aufgrund des großen Energiehandelsanteils selbst mit hohen Unsicherheiten behaftet ist.

Ab einer Schwelle von im schlechtesten/besten Fall -/+100 Mio. € in Bezug auf ein Jahr der dreijährigen Mittelfristplanungsperiode werden Einzelrisiken/Einzelchancen als bedeutend angesehen.

4.2 Risiko- und Chancenprofil

Die Geschäftsaktivitäten der UGC sind unvermeidbar mit Unsicherheiten verbunden, die ihren Ausdruck in Risiken und Chancen finden. Die folgenden Kapitel beschreiben das Risiko-/Chancenprofil der UGC auf Basis aller identifizierten Einzelrisiken und -chancen mit einer Wesentlichkeit ab 20 Mio. €. Dazu werden die (Sub-) Kategorien von Risiken und Chancen, denen UGC ausgesetzt ist, sowie Steuerungsmaßnahmen erläutert. Des Weiteren werden bedeutende Einzelrisiken/-chancen explizit dargestellt.

4.2.1 Marktrisiken und -chancen

Marktpreisrisiken und -chancen

Marktpreisrisiken und -chancen ergeben sich aus der Unsicherheit in Bezug auf die Entwicklung der Marktpreise im Commodity-, Währungs- und Zinsbereich.

UGC stellt den zentralen Zugang des Uniper-Konzerns zu den internationalen Energiegroßhandelsmärkten dar. In dieser Funktion stellt UGC den konzerninternen Erzeugungs- sowie Vertriebseinheiten Optimierungs-, Hedging- und Risikomanagement-Dienstleistungen zur Verfügung und steuert deren Marktzugang. Aufgrund dessen handelt UGC in internationalen Märkten finanzielle und/oder physische Gas-, Strom-, Kohle-, Öl-, LNG- und Frachtprodukte sowie damit verbundene Emissions- und Wetterprodukte. Auch nutzt UGC Speicher- und Transportkapazitäten. Infolgedessen ist UGC den Schwankungen der Commodity-Preise ausgesetzt. Aufgrund des erhöhten Commodity-Preisumfelds gepaart mit hohen Volatilitäten im Jahr 2022 sind Commodity-Preisschwankungen ein bedeutendes Einzelrisiko und -chance für UGC.

Zur Absicherung von Commodity-Preisänderungsrisiken setzt UGC derivative Finanzinstrumente ein. Commodity-Derivate werden auch zu Eigenhandelszwecken (Proprietary Trading) abgeschlossen. Dies erfolgt im Rahmen enger interner und regulatorischer Restriktionen.

Zur Messung und Limitierung der Commodity-Preisänderungsrisiken verwendet UGC eine Kombination aus Value-at-Risk-(VaR), Stop-Loss- und volumenbasierten Kennzahlen. Hierzu werden Positionen unter Berücksichtigung der organisatorischen Zuständigkeitsbereiche und Handelsstrategien aggregiert. Die Quantifizierung der resultierenden Risikowerte erfolgt unter Berücksichtigung der Korrelation von Märkten und Portfolio-Diversifikationen im Einklang mit den Risikorichtlinien.

Die Methoden zur Quantifizierung und Analyse von Commodity-Preisänderungsrisiken werden regelmäßig überprüft und weiterentwickelt. So wird sichergestellt, dass Risikopositionen angemessenen abgebildet werden.

UGC ist aufgrund seiner internationalen Handelsaktivitäten auch Fremdwährungsrisiken- und -chancen ausgesetzt. Diese ergeben sich aus zukünftigen Zahlungsverpflichtungen in Fremdwährungen, der Neubewertung von Handelsaktivitäten an fremdwährungsbestimmten Märkten und der Neubewertung von Vermögensgegenständen/Verbindlichkeiten außerhalb der Eurozone.

Die Absicherung von Fremdwährungsrisiken erfolgt durch konzerninterne Devisenkassa- und Termingeschäfte mit der USE. UGC tätigt keine Fremdwährungs-Sicherungsgeschäfte außerhalb des Uniper-Konzerns.

Fremdwährungsrisiken werden in Analogie zu Commodity-Preisänderungsrisiken mittels einer Kombination von Value-at-Risk, Stop-Loss und volumenbasierten Methoden und Kennziffern quantifiziert und limitiert. Auch diese werden regelmäßig überprüft und, wenn notwendig, verbessert.

Zinsrisiken/-chancen der UGC entstehen aus konzerninternen, variabel verzinslichen Finanzierungen mit USE. Das Management der Auswirkungen von Zinsänderungen wird zentral durch USE gesteuert.

Risiken und Chancen aus dem Marktumfeld

Das internationale Marktumfeld, in dem sich UGC bewegt, setzt das Unternehmen allgemeinen Risiken und Chancen aus makroökonomischen Entwicklungen aus. Einerseits könnte UGC von der global steigenden Nachfrage nach Commodities und damit steigenden Preisen profitieren, andererseits können sich durch ein gestresstes Marktumfeld sowie durch einen verstärkten Wettbewerb infolge neuer Anbieter oder aggressiver Taktiken existierender Marktteilnehmer im in- und ausländischen Strom- und Gasgeschäft die Margen reduzieren, zum Beispiel im Vertriebs-Geschäft. Globale Nachfrageverschiebungen können ein Auslastungsrisiko für die langfristigen Regasifizierungskapazitäten darstellen, die UGC für sein LNG-Geschäft gebucht hat.

Geopolitische Krisen können zu einem höheren Energiepreisumfeld und zu erhöhten Transport- und Betriebskosten im Gas- und Speichergeschäft führen. Darüber hinaus ist UGC Volumenrisiken/-chancen ausgesetzt, wenn z.B. Lieferanten aufgrund technischer Probleme oder Verzögerungen bei der Inbetriebnahme neuer Anlagen nicht liefern. Wesentliche Risiken/Chancen im Zusammenhang mit dem Marktumfeld werden im Strategieprozess adressiert.

Innerhalb der Kategorie Risiken/Chancen im Zusammenhang mit dem Marktumfeld ergeben sich für UGC nachfolgende bedeutende Einzelrisiken und -chancen:

Langfristige Gasbezugsverträge beinhalten für den Abnehmer sowie für den Lieferanten generell die Möglichkeit, Vertragsbedingungen an veränderte Marktverhältnisse anzupassen. Dies birgt einerseits das für UGC bedeutende Risiko, dass Lieferanten Bedingungen durchsetzen, die für UGC nachteilig sind. Andererseits können sich aus den Wiederverhandlungen bedeutende Chancen ergeben. Um Risiken zu begrenzen und Chancen zu nutzen, werden die intensiven Verhandlungen von sehr erfahrenen Mitarbeitern geführt, die Zugriff auf die vollständige Expertise des Uniper-Konzerns und bei Bedarf darüber hinaus haben.

Ein weiteres bedeutendes Risiko sowie eine bedeutende Chance ergeben sich aus der Möglichkeit, dass Lieferanten LNG-Ladungen, Pipelinegas oder andere Güter aufgrund von Ereignissen, welche vertraglich als "höhere Gewalt" definiert sind (etwa bestimmte technische Probleme, Naturkatastrophen, Sabotage), nicht liefern können. Wenn UGC diese Volumina bereits abgesichert hat, kann die Wiederbeschaffung, abhängig vom Marktpreis, ein bedeutendes Risiko oder auch eine bedeutende Chance für UGC darstellen. Ein konkreter Fall, in dem sich ein Lieferant auf höhere Gewalt beruft, ist eine Explosion am LNG-Exportterminal Freeport in Texas, USA, am 8. Juni 2022, die zu einer vorübergehenden Stilllegung der Anlage führte. Die Wiederaufnahme der LNG-Produktion ist nunmehr für das 1. Quartal 2023 geplant. Sollte sich die Wiederaufnahme des Betriebs weiter verzögern, besteht ein bedeutendes Einzelrisiko, dass UGC geplante LNG-Lieferungen von diesem Standort zu einem höheren Preis ersetzen muss.

4.2.2 Kreditrisiken

UGC ist aufgrund der operativen Geschäftstätigkeit sowie durch seine Handelsaktivitäten Kreditrisiken ausgesetzt. Kreditrisiken resultieren aus der Nicht- oder Teilerfüllung bestehender Forderungen durch die Geschäftspartner und aus Wiedereindeckungsrisiken bei schwebenden Geschäften.

Die Höhe des Kreditrisikos auf Kontrahentenebene bemisst sich in der Regel aus dem aktuellen potentiellen Verlust durch Ausfall eines Geschäftspartners. Die Quantifizierung und Limitierung des Kreditrisikos auf Portfolioebene erfolgt auf Basis eines Credit-Value at Risk Ansatzes. Das Kreditrisiko, dem UGC ausgesetzt ist, hat sich in 2022 aufgrund des Auslaufens von Positionen mit nicht so gut bewerteten Kontrahenten und der Neubewertung der GPE-Kontrakte auf Null deutlich reduziert. Es qualifiziert sich aber weiterhin als bedeutendes Einzelrisiko. Kreditrisiken werden durch geeignete Maßnahmen aktiv gesteuert. Dazu zählen die Festlegung von Risikolimiten für einzelne Kontrahenten und Kontrahentengruppen, die Einforderung von Sicherheiten, die Strukturierung von Verträgen, die Übertragung des Kreditrisikos auf Dritte (wie etwa Versicherungen) sowie Kreditportfoliodiversifizierung. Existierende Kreditrisiken werden laufend gemessen und überwacht, um die Angemessenheit der ergriffenen Maßnahmen sowie die Einhaltung der definierten Limite sicherzustellen. Limitüberziehungen werden gemäß internen Vorgaben eskaliert und gemanagt.

Im Rahmen des zentralen Kreditrisikomanagements wird die Bonität der Geschäftspartner auf Grundlage konzernweiter Mindestvorgaben systematisch bewertet und überwacht. Bei nicht ausreichender Bonität werden Sicherheiten eingefordert (z.B. Bankgarantien, Garantien des Mutterunternehmens, Letters of Awareness). Zur weiteren Reduzierung des Kreditrisikos aus physischen und finanziellen Transaktionen werden diese über Börsen oder bilateral im Allgemeinen auf der Grundlage von Standardverträgen abgeschlossen, wobei prinzipiell eine Aufrechnung (Netting) aller laufenden Transaktionen vereinbart werden kann. Auch werden mit ausgewählten Geschäftspartnern bilaterale Marginingvereinbarungen getroffen.

4.2.3 Operative Risiken/Chancen

Informationstechnologie (IT)-Risiken und Chancen

Die operative und strategische Steuerung der UGC ist maßgeblich von einer komplexen Informations- und Kommunikationstechnologie abhängig. Technische Störungen, eine fehlerhafte Bedienung durch Mitarbeiter, Virusattacken, Datenverluste oder Ausfälle der IT-Systeme könnten zu einer wesentlichen Beeinträchtigung der laufenden Tätigkeit führen und erhebliche Kosten und Imageverluste verursachen, die mit der Dauer des Ausfalls steigen.

Aufgrund des aktuellen erhöhten Commodity-Preisumfelds könnte eine mögliche Nichtverfügbarkeit der IT-Systeme von UGC zu höheren Verlusten führen. Daher wird dieses Risiko nunmehr als ein bedeutendes Einzelrisiko für UGC angesehen.

Auch betreibt UGC eine kritische Infrastruktur. Externe Hackerangriffe auf diese Infrastruktur könnten zu Beeinträchtigungen im Betriebsablauf, in der Umwelt und/oder zu juristischen Konsequenzen führen.

Die Anlagen der UGC werden unter Beachtung der Grundsätze des Managementsystems der Uniper für Informationssicherheit, das auf ISO/IEC 27001 basiert und die gesetzlichen Anforderungen sicherstellt, gesteuert. Auch profitiert UGC von Unipers Cyber Defense Center, das unter Beachtung der sich verändernden Gefahren stetig weiterentwickelt wird.

UGC legt außerdem Wert auf den sicheren Umgang mit persönlichen Daten, um Verletzungen relevanter Datenschutzbestimmungen zu vermeiden. Technische und organisatorische Maßnahmen wurden umgesetzt und deren Angemessenheit aus Datenschutzsicht in Zusammenarbeit mit dem Informationssicherheitsteam überprüft, um einen Missbrauch persönlicher Daten oder unberechtigte Zugriffe von außerhalb des Unternehmens zu vermeiden.

Aufgrund des russischen Krieges in der Ukraine und der daraus resultierenden Zunahme der Cyber-Bedrohungen, investiert UGC weiter in die Informationssicherheit und den Datenschutz. Insbesondere wird UGC durch modernste Cloudtechnologie den erhöhten Anforderungen an IT-Security für die Homeoffice-Umgebung gerecht.

Mitarbeiter- und Prozessrisiken und -chancen

Die Aktivitäten der UGC sind durch komplexe Geschäftsprozesse gekennzeichnet. Falls diese nicht funktionieren, unangemessen und/oder ineffizient betrieben werden, kann dies zu Verlusten führen.

Im Speziellen benutzt UGC fremdbezogene und eigenentwickelte Modelle und Verfahren zur laufenden Analyse existierender Geschäfte, um Preisfindungs-, Planungs- sowie Geschäftsentscheidungsprozesse zu unterstützen. Bei der Entwicklung solcher Modelle und Verfahren, deren Implementierung oder Handhabung sowie bei der Festlegung verwendeter Annahmen kann es prinzipiell zu Fehlern und Unzulänglichkeiten kommen. Dem begegnet UGC mit sorgfältigen initialen sowie regelmäßigen Tests und Überprüfungen.

UGC verfügt in bestimmten Bereichen über besondere Fachkompetenzen und Mitarbeiter in Schlüsselpositionen. Sollten die betreffenden Mitarbeiter UGC verlassen, könnte sich dies spürbar auf die Ertragskraft, die Kontinuität von Geschäftsaktivitäten sowie auf die Innovations- und Entwicklungsfähigkeit des Unternehmens auswirken. Die Mitarbeiterfluktuation stellt ein bedeutendes Einzelrisiko für UGC dar. Zur Steuerung und Reduzierung des Personalrisikos bemüht sich UGC um den Ausbau und die Verbreitung von Fachkenntnissen und investiert in Nachfolge- und Kompetenzentwicklungsprogramme. Außerdem wird das bestehende Vergütungssystem für die Mitarbeiter regelmäßig überprüft und angepasst.

UGC verfügt über ein umfassendes internes Governance-System und erwartet von den Mitarbeitern eine ausgeprägte Risikokultur. Dies wird durch unternehmensweite Schulungen und Informationsveranstaltungen, die ein Verhalten im Sinne gegebener Richtlinien stärken, unterstützt. Dennoch kann nicht sachgerechtes Verhalten einzelner Mitarbeiter nicht ausgeschlossen werden.

UGC verfügt daher über ein Netzwerk interner vorbeugender oder aufdeckender Kontrollen, um frühzeitig reagieren zu können. Im Tagesgeschäft sind das Vier-Augen-Prinzip, das Prinzip der Aufgabentrennung sowie verschiedenartige Kontrollen in täglichen Arbeitsprozessen wirksame Mittel zur Verhinderung oder Aufdeckung von Unregelmäßigkeiten.

Die Power Dispatch-Aktivitäten von UGC müssen 24 Stunden am Tag betrieben und können nicht von zu Hause aus ausgeführt werden. Um IT- oder Standortausfälle zu minimieren, stehen ein Business-Continuity-Plan und ein Backup-Standort zur Verfügung. Die gemeinsame Nichtverfügbarkeit von Haupt- und Back-up Standort, so dass die Power Dispatch-Aktivitäten nicht durchgeführt werden können, ist im aktuellen Commodity-Preisumfeld ein bedeutendes Einzelrisiko für UGC.

Rechtliche Risiken und Chancen

Für das Geschäft der UGC ergeben sich Risiken/Chancen aus anhängigen gerichtlichen Verfahren. Dazu zählen Klagen zu Vertrags- und Preisanpassungen zur Abbildung von Marktumbrüchen oder geänderten wirtschaftlichen Verhältnissen im Energiesektor sowie Verfahren zur Klärung von Verpflichtungen aus Vertragsvereinbarungen.

Innerhalb der Kategorie der rechtlichen Risiken und Chancen ergeben sich für UGC folgende bedeutende Einzelchancen: Nach den reduzierten und letztlich gestoppten Gaslieferungen von Gazprom Export verfolgt UGC Schiedsverfahren, Anträge auf einstweilige Maßnahmen vor den deutschen Gerichten sowie eine Aufrechnung gegen Forderungen von Gazprom Export. In allen Fällen ergibt sich daraus eine bedeutende individuelle Chance, einen Teil der Mehrkosten von UGC für die Ersatzbeschaffung von Gas zurückzuerhalten. Darüber hinaus besteht eine bedeutende individuelle Chance aus dem möglichen erfolgreichen Abschluss eines laufenden Schiedsverfahrens mit einem LNG-Lieferanten.

In Bezug auf Rechtsstreitigkeiten versucht UGC durch angemessene Prozessunterstützung und Strukturierung von Verträgen, Risiken zu minimieren und Chancen zu maximieren.

Politische und regulatorische Risiken und Chancen

Für das Geschäft der UGC ergeben sich verschiedene Risiken/Chancen aus politischen und regulatorischen Eingriffen. Dazu gehören z.B. neue Regelungen zu Entschädigungszahlungen aufgrund veränderter Kraftwerksfahrpläne (Re-Dispatch), aufgrund von Veränderungen in der bestehenden Regulierung (z.B. EMIR, MAR, REMIT, MiFID) oder aufgrund der Einführung neuer relevanter Regulierung.

Der Uniper-Konzern beteiligt sich an einem intensiven Dialog mit externen Stakeholdern, wie Regierungsstellen, politischen Parteien, Regulierungsbehörden und Industrieverbänden, um mögliche negative Auswirkungen aus Veränderungen des politischen und regulatorischen Umfelds frühzeitig zu identifizieren und diese durch Mitwirkung bei der Ausgestaltung der beabsichtigten Maßnahmen zu reduzieren.

Im Jahr 2022 reduzierte Gazprom schrittweise die Gaslieferungen an UGC und stoppte sie seit Ende August 2022 vollständig. Auch kam es zu einem weiteren Anstieg der Gasgroßhandelspreise. Infolgedessen hatte UGC tägliche Mehrkosten von im Durchschnitt mittleren zweistelligen Millionenbeträgen zu tragen, um Gas zu den aktuellen Marktpreisen zu beschaffen, und die vertraglichen Verpflichtungen gegenüber seinen Kunden zu erfüllen. Auf der Grundlage des vollständigen Lieferstopps durch Gazprom Export hat UGC den beizulegenden Zeitwert aller langfristigen Lieferverträge von Gazprom Export mit Null bewertet und eine Rückstellung für mögliche zukünftige Verluste aus Gaslieferkürzungen gebildet. Die Rückstellung geht mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit von keinen weiteren Gaslieferungen durch Gazprom Export und bestimmten Ersatzbeschaffungskosten aus. Das Restrisiko für UGC besteht darin, dass die Mehrkosten aus der Gasersatzbeschaffung in Zukunft höher sind als bisher erwartet, was trotz der getroffenen Risikovorsorge immer noch ein bedeutendes Einzelrisiko darstellt. Die realisierten Mehrkosten aus der Gasersatzbeschaffung, die erwarteten Mehrkosten aus der Gasersatzbeschaffung sowie das Risiko von über die erwarteten Mehrkosten hinaus gehenden Gasersatzbeschaffungskosten in der Zukunft werden mit den sich ändernden Gaspreisen erheblich schwanken. Das Risiko von Nichtlieferungen besteht weiterhin auch im Rahmen von Unipers übrigen langfristigen Gasbezugsverträgen, stellt aber kein bedeutendes Einzelrisiko dar. Darüber hinaus besteht für UGC eine bedeutende individuelle Chance darin, dass die Wiederbeschaffungskosten niedriger ausfallen als geplant, die ebenfalls erheblich von den Gaspreisen abhängt.

Risiken und Chancen aus dem Betrieb technischer Anlagen

Bei der Erzeugung und Bereitstellung von Energie werden komplexe Technologien einschließlich Lager-, Speicher-, Verteil- und Verladeanlagen eingesetzt. Es besteht grundsätzlich die Möglichkeit, dass menschliches Versagen, technische Störungen oder andere Schadensereignisse (z.B. Naturkatastrophen, Sabotage, Terroranschläge, Streiks, etc.) die Verfügbarkeit der Anlagen beeinträchtigen sowie Personen- Sach- und Umweltschäden verursachen. Solche Schadenereignisse können erhebliche Reparaturanforderungen, Kompensationszahlungen sowie Kosten aus Rechtsstreitigkeiten nach sich ziehen.

Solchen Risiken begegnet UGC mit umfangreichen Maßnahmen. Dazu zählen unter anderem die Evaluierung potentieller Gefährdungen und ihrer Prävention, die fortlaufende Weiterentwicklung und Optimierung von Produktionsprozessen, regelmäßige Wartung, Qualitätsmanagement sowie eine präventive Krisenabwehrorganisation und Notfallplanung.

4.2.4 Finanzwirtschaftliche Risiken und Chancen

Finanzwirtschaftliche Risiken und Chancen konzentrieren sich für die UGC auf Risiken und Chancen, die die Liquidität beeinflussen. Die Liquidität der UGC wird von Unipers Treasury-Bereich unter Berücksichtigung von Risiken und Chancen, die einen Einfluss auf den Cashflow haben gesteuert. Maßnahmen zur Reduzierung von Risiken oder zur Nutzung von Chancen werden von dem Bereich Treasury analysiert und mit den betroffenen Abteilungen diskutiert.

Das primäre bedeutende Einzelrisiko der UGC unter den Liquiditätsrisiken resultiert aus einer möglichen Herabstufung des langfristigen Uniper SE Credit Ratings unterhalb des augenblicklichen BBB- Investment Grade Ratings mit negativem Ausblick.

Eine mögliche Herabstufung des Ratings unter Investment Grade würde unseren Geschäftspartnern das Recht geben, für bestehende Forderungen zusätzliche Sicherheiten in Form von liquiden Vermögenswerten oder Bankgarantien einzufordern. Im Vergleich zum Vorjahr haben sich die potenziellen Worst-Case-Auswirkungen des Risikos aufgrund des Auslaufens von Positionen, reduzierter Absicherungsaktivitäten sowie einer teilweisen Realisierung nach einem Downgrade um einen Notch seitens S&P deutlich verringert. Das Risiko wird quantifiziert, überwacht und anhand eines gegebenen Limits gesteuert. Limit Überziehungen werden gemäß interner Vorgaben eskaliert und gemanagt.

Am 12. Oktober 2022 bestätigte S&P erneut Unipers Langfristrating von BBB- mit negativem Ausblick. Das Research Update liefert eine aktualisierte Sicht auf die Kreditqualität von Uniper nach der Einigung über das geänderte Stabilisierungspaket mit der Bundesregierung und Fortum am 21. September 2022 und nach der Aufhebung der geplanten Gasumlage zum 30. September 2022. Uniper wird von S&P als "regierungsnahe Einheit" betrachtet. Die starke Unterstützung und die deutliche Erhöhung der Beteiligung des deutschen Staates auf rund 99 % im Rahmen des geänderten Stabilisierungspakets haben zu einer Bestätigung des BBB-Ratings geführt, obwohl S&P die eigenständige Kreditqualität von Uniper als weiter geschwächt ansieht. Der negative Ausblick spiegelt die Tatsache wider, dass das vereinbarte Stabilisierungspaket zum Zeitpunkt der Report Veröffentlichung noch unter dem Vorbehalt regulatorischer Genehmigungsprozesse, unter anderem durch die Europäische Kommission, stand, sowie die Unsicherheit über die zukünftigen Geschäftsaussichten von Uniper. Insgesamt sieht S&P Uniper als "vollständig abhängig" von staatlicher Unterstützung und hält eine Anpassung des Ausblicks auf stabil im kommenden Jahr 2023 für unwahrscheinlich, da S&P erwartet, dass Uniper zumindest bis Anfang des Jahres 2024 kontinuierlich externe Unterstützung benötigt, um seine Geschäftstätigkeit aufrechtzuerhalten. Eine Herabstufung könnte ausgelöst werden, wenn S&P der Ansicht ist, dass die Wahrscheinlichkeit, dass die Bundesregierung rechtzeitig außerordentliche Unterstützung leistet, sinkt oder wenn die Regierung nicht eingreift, um weitere Unterstützung zu leisten, falls sich das aktuelle Unterstützungspaket als unzureichend erweist. Uniper beobachtet weiterhin ständig alle ratingrelevanten Entwicklungen und steht in regelmäßigem Austausch mit den Ratingagenturen.

Um höhere Handelsvolumen (Marktliquidität) zu erlangen schließt UGC Transaktionen über Börsen ab und hat mit ausgewählten Geschäftspartnern bilaterale Margining-Vereinbarungen getroffen. Aufgrund der Abhängigkeit gezahlter und erhaltener Ausgleichszahlungen (Marginzahlungen) von Marktpreisentwicklungen kann Margining ein bedeutendes Einzelrisiko oder eine bedeutende Einzelchance für UGC sein.

Das mit Margining verbundene Liquiditätsrisiko wird gemessen, überwacht und anhand eines Limits gesteuert sowie in der Liquiditätsplanung berücksichtigt. Limit Überziehungen werden gemäß interner Vorgaben eskaliert und gemanagt. Im Jahr 2022 sind die Margining-Anforderungen aus den Sicherungsgeschäften von UGC deutlich zurückgegangen und das Risiko für weitere Margin-Calls hat sich aufgrund auslaufender Positionen und reduzierter Absicherungsaktivitäten verringert.

Das nach wie vor hohe Commoditypreis-Niveau und die Kosten für Ersatzbeschaffungen für die ausgesetzten Gaslieferungen von Gazprom führen zu einem deutlichen Anstieg des Liquiditätsbedarfs im Uniper-Konzern. Unter Berücksichtigung der nahtlosen Kette von Beherrschungs- und Gewinnabführungsverträgen sowie der Cash-Pooling-Vereinbarung ist UGC indirekt mit der Uniper SE verbunden. Potenzielle Liquiditätsrisiken für die Uniper SE können sich somit auf UGC auswirken und stellen ein bedeutendes individuelles Risiko für UGC dar.

Die Uniper SE hat weitreichende Maßnahmen ergriffen, um den Liquiditätsbedarf zu sichern und das Liquiditätsrisiko zu reduzieren. Dazu gehört beispielsweise die Umsetzung eines umfassenden Stabilisierungspakets in Zusammenarbeit mit der Bundesregierung im Dezember 2022. Die Umsetzung dieses Stabilisierungspakets unterliegt einem Restrisiko der politischen Umsetzung.

4.3 Beurteilung der Gesamtrisiko- und Gesamtchancensituation durch die Unternehmensleitung

Die Risiken und Chancen der UGC werden regelmäßig analysiert, bewertet und im Vorstand der UGC erörtert. Das Ausmaß der Risiken sowie der Chancen, denen UGC per 31. Dezember 2022 ausgesetzt war, hat sich im Vergleich zum 31. Dezember 2021 erheblich erhöht. Sowohl für die Risiko- als auch die Chancensituation ist dies hauptsächlich auf das/die verbleibende bedeutende Einzelrisiko/Einzelchance im Zusammenhang mit den oben beschriebenen Gaslieferkürzungen zurückzuführen. Abhängig von der Gaspreisentwicklung können der UGC unter Berücksichtigung der getroffenen Risikovorsorge erhebliche Mehr- oder Minderkosten aus der zukünftigen Gasersatzbeschaffung entstehen. Die Risikosituation aller übrigen Risiken, denen die UGC ausgesetzt ist, hat sich wesentlich verbessert. Insbesondere haben sich die Finanz- und Kreditrisiken aufgrund auslaufender Positionen und geringerer Sicherungsaktivitäten stark reduziert und damit das erhöhte Risiko aus der zukünftigen Gasersatzbeschaffung teilweise kompensiert.

Das Fortbestehen der UGC ist entsprechend dem Grundsatz der Unternehmensfortführung gesichert. Die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der UGC bietet in Kombination mit dem zwischen der Bundesregierung Deutschland und UGC`s Konzernmutterunternehmen USE am 19. Dezember 2022 geschlossenen Rahmenvertrag über Stabilisierungsmaßnahmen eine geeignete Basis, um den Risiken und Chancen in der Zukunft zu begegnen.

5. Prognosebericht

5.1 Voraussichtliche Gesamtwirtschaftliche Entwicklung

Die Weltwirtschaft steht vor einer Phase schwachen Wachstums und gleichzeitig anhaltend hoher Inflation. Höhere Realzinsen durch restriktivere Geldpolitik, die weiterhin hohen Energiepreise, der schwache Anstieg der Haushaltseinkommen sowie das schwindende Vertrauen von Verbrauchern und Investoren dürften das Wachstum vor allem im Jahr 2023 beeinträchtigen. Die OECD geht von 2,2 % Wachstum des globalen Bruttoninlandsprodukts aus, wobei es regional erhebliche Unterschiede geben dürfte. Europa ist besonders stark von den Auswirkungen des russischen Krieges gegen die Ukraine und den hohen Energiepreisen betroffen. Für viele europäische Länder wird im Winter 2022/2023 mit einem Produktionsrückgang gerechnet, darunter in Deutschland und im gesamten Euro-Gebiet sowie ebenfalls im Vereinigten Königreich. In den USA bremsen die hohe Inflation und die dadurch gesunkenen Reallöhne das Wachstum. Die Straffung der Geldpolitik hat die Zinssätze in die Höhe getrieben, was insbesondere die Immobilieninvestitionen schwächt. In China, wo die zahlreichen Lockdown-Maßnahmen im Rahmen der Covid-19-Pandemie die Wirtschaftstätigkeit vor allem im Bausektor stark beeinträchtigt haben, wird die Wachstumsdynamik im Jahr 2023 maßgeblich davon abhängen, inwiefern die Baukonjunktur nun wieder belebt werden kann.

Die Verbraucherpreisinflation dürfte in vielen Volkswirtschaften noch eine ganze Weile erhöht bleiben, trotz einer stärkeren und schnelleren Straffung der Geldpolitik in weiten Teilen der Welt und der allmählichen Lockerung einiger Versorgungsengpässe auf den Gütermärkten. Dies ist weiterhin maßgeblich durch den russischen Krieg gegen die Ukraine bedingt, insbesondere in Europa, wo es noch zu zahlreichen nachlaufenden Preiserhöhungen für Strom und Gas bei Industrieunternehmen und Verbrauchern kommen wird.

5.2 Energiemärkte

Das Jahr 2023 wird zunächst mit den gleichen Rezessionsängsten für die USA und Europa beginnen, mit denen das Jahr 2022 endete. Die Weltwirtschaft hofft auf eine spürbare wirtschaftliche Erholung Chinas aufgrund der Abkehr von seiner Null-Covid-Strategie. Ein dadurch induzierter Nachfrageanstieg nach Energierohstoffen dürfte allerdings noch einige Zeit benötigen. Darüber hinaus bleibt derzeit noch ungewiss, inwieweit sich die Maßnahmen der G7-Staaten und Europas gegenüber Russland auf dessen Rohstoffexporte mittel- bis langfristig auswirken werden. Geopolitische Risiken werden vorerst bestehen bleiben und eine erneute Ölpreisrallye kann nicht ausgeschlossen werden. Für Europa wird der Fokus nun darauf liegen, die Gasspeicher vor dem Winter 2023/2024 aufzufüllen.

Im Jahr 2023 dürfte die Entwicklung an den Rohölmärkten vom Verlauf der globalen Nachfrageentwicklung abhängen, die einerseits stark geprägt sein wird von der Schnelligkeit und Intensität der wirtschaftlichen Erholung Chinas, andererseits werden sich die drohenden Rezessionen in den USA und in Europa maßgeblich auf die dortige Ölnachfrage auswirken. Angebotsseitig bleibt vor allem ungewiss, wie sich die russischen Ölexporte weiter entwickeln werden. Aber auch für die USA, die im Jahr 2023 zum Nettoölexporteur werden könnten, ist es derzeit keinesfalls sicher, wie sich die heimischen Ölförderunternehmen zukünftig verhalten werden. Dies liegt neben den gestiegenen Upstream-Kosten (für Material und Löhne) auch an einer veränderten Ausrichtung der Industrie, die zum einen den Shareholder z.B. durch Abbau von Schulden oder durch Aktienrückkäufe stärker in den Vordergrund rückt und die zum anderen einer strengeren Regulierung gegenübersteht. Darüber hinaus ist davon auszugehen, dass die strategischen Ölreserven in den USA eine nicht unerhebliche Bedeutung im Jahr 2023 bekommen, da sie zukünftig flexibler genutzt werden können. Hinsichtlich der OPEC+ bleibt abzuwarten, ob und inwieweit sie bei Nachfrageänderungen wieder - wie in der Vergangenheit bereits wiederholt geschehen -durch Fördermengenkürzungen oder -erweiterungen intervenieren wird.

Sowohl die Kohlenachfrage in Europa als auch die damit verbundene Entwicklung des europäischen Kohlepreises wird ähnlich wie im Jahr 2022 vornehmlich von der Preisentwicklung auf dem Gasmarkt bestimmt werden. Daher wird die starke Nachfrage für Kohle bestehen bleiben, weshalb zunächst kaum von fallenden Preisen auf das Niveau vor Beginn des Kriegs gegen die Ukraine ausgegangen werden kann. Ein großer Unsicherheitsfaktor bleibt China, hinsichtlich stark steigender oder fallender Importzahlen, was den internationalen Kohlemarkt maßgeblich beeinflussen würde.

Die zahlreichen regulatorischen Maßnahmen auf EU- und Staatenebene werden im Jahr 2023 weiterhin das Marktgeschehen beeinflussen. Einige dieser Instrumente bedürfen jedoch noch der konkreten Ausgestaltung, wie zum Beispiel der Preiskorrekturmechanismus und die "gemeinsamen Gaseinkäufe", die auf EU-Ebene etabliert werden. Einige Marktteilnehmer befürchten, dass es zu Marktverzerrungen kommen könnte, wenn diese nicht sachgemäß implementiert werden. Zudem wird durch die Marktteilnehmer genau beobachtet, ob und wie die bereits für das Jahr 2023 festgelegten Maßnahmen erfüllt werden, wie zum Beispiel die Reduzierung der Gasnachfrage zwischen August 2022 und März 2023 um mindestens 15 % sowie die Einhaltung der Vorgaben für die Gasspeicherfüllstände. Vom Erfolg dieser Maßnahmen wird die weitere Entwicklung des Gasmarktes und der Gaspreise stark abhängen. Auch könnten weitere Lieferkürzungen oder die komplette Einstellung der Gaslieferungen aus Russland in die EU die europäischen Gasmärkte und Preise beeinflussen. Zudem könnte ein anziehendes Wirtschaftswachstum in China auch wieder den LNG-Bedarf in Asien erhöhen, was zu stärkerem Wettbewerb um LNG-Lieferungen führen könnte. Es kann jedoch davon ausgegangen werden, dass sich die Märkte im Jahr 2023 weiter beruhigen, die Gaspreise weniger volatil sind sowie die Höchststände des Jahres 2022 nicht wieder erreicht werden.

Auch im Jahr 2023 wird das Primärangebot im Emissionshandel vor allem durch anhaltend hohe Transfers in die Marktstabilitätsreserve niedrig bleiben und voraussichtlich weiterhin deutlich unterhalb der Emissionen liegen, so dass mit einer weiteren Verringerung der im Umlauf befindlichen Zertifikate und einer entsprechenden Unterstützung des Zertifikatspreises zu rechnen ist. Mit der vorläufigen Einigung auf europäischer Ebene Ende Dezember 2022 hat sich die Unsicherheit bezüglich der Angebotsmengen und zukünftigen Regeln im Emissionshandel deutlich reduziert. Die noch ausstehende finale Bestätigung der Trilog-Einigung im formalen Gesetzgebungsprozess sollte bis Mitte des Jahres 2023 abgeschlossen sein. Damit besteht für den Markt die eindeutige Perspektive, dass das Angebot innerhalb weniger Jahre deutlich schneller sinkt als bislang vorgesehen, was sich ebenfalls positiv auf die Preiserwartung auswirken dürfte. Diesem Effekt wirkt aber in der näheren Zukunft zumindest partiell die Vorverlegung von Auktionen zur Finanzierung des "RepowerEU"-Pakets entgegen, wodurch Zertifikate aus einem späteren Jahr in einem früheren Jahr genutzt werden können ("Frontloading"). Ein großes Risiko für den Zertifikatspreis geht weiterhin vom geopolitischen und makroökonomischen Umfeld aus. Sollte es im Jahr 2023 z.B. aufgrund niedriger Temperaturen oder zusätzlicher Angebotsstörungen zu einer Knappheit auf dem Gasmarkt und neuen Preisspitzen kommen und die Industrieproduktion in noch stärkerem Maße eingeschränkt werden, hätte dies negative Folgen für die Nachfrage nach Emissionszertifikaten. Jegliche Anzeichen für eine Verschärfung oder Ausweitung des russischen Kriegs gegen die Ukraine wären ebenfalls potentielle Risiken für das Marktumfeld und könnten das Marktverhalten von Investoren negativ beeinflussen.

Der Strommarkt in Deutschland wird auch im Jahr 2023 durch Unsicherheiten hinsichtlich der Verfügbarkeit von Erdgas geprägt sein. Das Ziel, den Gasverbrauch zur Stromerzeugung so gering wie möglich zu halten, wird beibehalten werden, um möglichst hohe Speicherfüllstände für den Winter 2023/24 zu erreichen. Allerdings wird dies durch die geplante Stilllegung der verbliebenen drei deutschen Kernkraftwerke Mitte April 2023 erschwert. Der ursprüngliche Stilllegungstermin Ende des Jahres 2022 wurde nach längeren politischen Diskussionen verschoben. Ein wichtiges Element wird daher die Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien sein, um sowohl kurzfristig mehr Erzeugungskapazität zur Verfügung zu stellen als auch die ambitionierten Ziele bis zum Jahr 2030 zu erreichen. Angesichts der weiterhin hohen Energiepreise und der allgemeinen Inflation ist die wirtschaftliche Entwicklung und der daraus resultierende Gas- und Strombedarf mit Unsicherheiten behaftet und könnte die Preisentwicklung beeinflussen.

Neue skandinavische Interkonnektoren werden im Jahr 2023 nicht fertiggestellt. Die mittelfristig geplante, zusätzliche Verbindung von Deutschland nach Schweden ("Hansa-Power-Bridge") wird aufgrund der Herausforderungen im bestehenden Stromnetz auf dem Festland verzögert werden. Die geplante Inbetriebnahme von Olkiluoto 3, frühestens im März 2023, bedeutet für Finnland die Erhöhung der Kernkraftwerksleistung von derzeit 2,8 GW auf dann 4,4 GW, und wird eine signifikante Steigerung der konventionellen Erzeugungskapazität Finnlands sein. Zudem wird der Ausbau der Windenergie weiter voranschreiten. Für das Jahr 2023 sind für Schweden und Finnland zahlreiche Neuinstallationen geplant. Da die Netzengpässe auch von Ost- nach Westskandinavien bestehen bleiben werden, wird eine gleichzeitig hohe Verfügbarkeit von Wind- und Hydroenergie weiterhin starke Preisdifferenzen in den skandinavischen Preisregionen bewirken. Die Exportmöglichkeiten Südnorwegens zum europäischen Kontinent und nach Großbritannien tragen dazu ebenso bei.

Mehr denn je ist der Ausblick auf das Jahr 2023 mit Unsicherheiten für den britischen Strommarkt behaftet. Vor allem die Kombination aus hohen Energiepreisen und anhaltender Inflation unterstützt die schwachen Konjunkturaussichten, weshalb eine Erholung der Stromnachfrage in naher Zukunft unwahrscheinlich erscheint und stark auf eine Fortsetzung des Nachfragerückgangs deutet. Neben dieser Ungewissheit auf der Nachfrageseite rückt einmal mehr der Stellenwert von erneuerbaren Energieträgern als Ersatz für konventionelle Stromerzeugung in den Fokus. Gerade durch die steigende Stromnachfrage vom europäischen Festland und der gleichzeitigen Abschaltung von Kernkraftwerken wie im Jahr 2022 wird vor allem in den Wintermonaten die Versorgungssicherheit ein zentrales Ziel darstellen. Der britische Netzbetreiber hat deshalb neben dem bereits bestehen Kapazitätsmarkt zwei weitere Maßnahmen beschlossen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten: Zum einen wurden die Laufzeiten von fünf Kohlekraftwerksblöcken verlängert und in eine Notfallreserve genommen. Zum anderen ist mit dem "Demand Flexibility Service" ein Mechanismus entwickelt worden, um aktiv Einfluss auf die Stromnachfrage zu nehmen.

5.3 Erwartete Ertragslage

Für das Geschäftsjahr 2023 wird für UGC ein Adjusted EBIT erwartet, welches erheblich weniger negativ als das Adjusted EBIT des Jahres 2022 ausfallen wird.

Die Entwicklung der einzelnen Commodities wird für das Jahr 2023 wie folgt erwartet:

Für das Geschäftsjahr 2023 wird ein Ergebnis im Stromgeschäft deutlich unter Vorjahresniveau erwartet. Dies ist auf deutlich geringere Handelsergebnisse zurückzuführen, die in 2022 außergewöhnlich stark waren.

Das Ergebnis des Gasgeschäfts für das Jahr 2023 wird voraussichtlich erheblich weniger negativ ausfallen. Dies ist im Vergleich zu 2022 vor allem auf die geringeren Verluste aus dem Lieferstopp der Gazprom zurückzuführen, sofern die derzeit gesunkenen Gas-Spotpreise das ganze Jahr über anhalten und zu niedrigeren Ersatzbeschaffungskosten führen, wobei das Ergebnis jedoch in jedem Fall stark von der Gaspreisentwicklung abhängen wird.

Es wird erwartet, dass das LNG-Ergebnis 2023 deutlich über dem des Vorjahres liegen wird, was auf den erwarteten Anstieg der LNG-Lieferungen aus dem Freeport LNG-Terminal in Texas, USA, und auf die globale Geschäftsausweitung zurückzuführen ist. Nach einem bereits sehr soliden Jahr 2022 wird für das Kohle- und Frachtgeschäft aufgrund des positiven Ausblicks in der physischen Optimierung sowie dem finanziellen Handel ein deutlich höheres Ergebnis erwartet.

Für den Ergebnisbeitrag aus dem Handel mit Emissionsrechten für das Jahr 2023 wird aufgrund von Optimierungsstrategien mit teilweise gegenläufigen Effekten innerhalb des Uniper-Konzerns ein deutlicher Rückgang erwartet.

5.4 Gesamtaussage zur voraussichtlichen Entwicklung der UGC

Die zukünftige Entwicklung der UGC wird nach wie vor von dem besonders volatilen Marktumfeld des Strom- und Gasgeschäfts geprägt sein (insbesondere Gasbeschaffung, Optimierung und LNG). Chancen und Risiken ergeben sich durch Marktparameter wie Commodity-Preise und Volatilitäten.

Das Fortbestehen der UGC ist entsprechend dem Grundsatz der Unternehmensfortführung gesichert. Die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der UGC bietet in Kombination mit dem zwischen der Bundesregierung Deutschland und UGC's Konzernmutterunternehmen USE am 19. Dezember 2022 geschlossenen Rahmenvertrag über Stabilisierungsmaßnahmen eine geeignete Basis, um den Risiken und Chancen in der Zukunft zu begegnen.

6. Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289f Abs. 4 HGB

Durch das Gesetz für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen in der Privatwirtschaft und im öffentlichen Dienst sind in Deutschland bestimmte Gesellschaften verpflichtet, Zielgrößen für den Frauen- bzw. Männeranteil in Aufsichtsrat, Vorstand und den nachfolgenden zwei Führungsebenen festzulegen und zu bestimmen, bis wann der jeweilige Frauen- bzw. Männeranteil erreicht werden soll. Die betroffenen Gesellschaften waren verpflichtet, ihre Zielgrößen nebst Umsetzungsfristen bis zum 30. September 2015 zu beschließen. Dabei durfte bei der erstmaligen Festlegung die Umsetzungsfrist gesetzlich nicht über den 30. Juni 2017 hinausgehen. Bei der nächsten Festlegung einer Umsetzungsfrist konnte der Zeitraum bis zu fünf Jahre betragen.

Für den Zeitraum vom 1. Juli 2017 bis zum 30. Juni 2022 wurde für den Aufsichtsrat eine Zielgröße des Frauenanteils von 33 % festgelegt. Für den Vorstand der UGC hat der Aufsichtsrat eine Zielgröße des Frauenanteils von 33 % beschlossen. Die Zielgröße ist bei der UGC im Geschäftsjahr 2022 für den Aufsichtsrat erfüllt. Für den Vorstand ist die Zielgröße überschritten worden und entspricht insofern den Vorgaben des zweiten Führungspositionen-Gesetzes (FüPoG II).

Für den Zeitraum vom 1. Juli 2022 bis 30. Juni 2027 wurde für den Aufsichtsrat und den Vorstand der UGC erneut eine Zielgröße des Frauenanteils von 33 % festgelegt.

Da UGC aufgrund der funktionalen Steuerung innerhalb des Uniper-Konzerns ab dem Geschäftsjahr 2017 unterhalb der Vorstandsebene keine Mitarbeiter beschäftigt, die Führungsfunktionen ausschließlich innerhalb der UGC wahrnehmen, hat der Vorstand von der vorgesehenen Festlegung von Zielgrößen für den Frauenanteil in den beiden Führungsebenen unterhalb des Vorstandes ab 1. Juli 2017 abgesehen.

Düsseldorf, den 9. Februar 2023

Uniper Global Commodities SE

Der Vorstand

Bericht zur Gleichstellung und Entgeltgleichheit entsprechend § 21 Entgelttransparenzgesetz (EntgTranspG)

Anlage zum Lagebericht für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2022 der Uniper Global Commodities SE

Bericht zur Gleichstellung und Entgeltgleichheit für das Berichtsjahr 2017-2021

Nach der Gründung von Uniper in 2016 hat der Uniper Konzern die Deutsche Charta der Vielfalt unterzeichnet, eine Unternehmensinitiative zur Förderung der Vielfalt in Unternehmen und Institutionen in Deutschland. Dieses Bekenntnis ist ein Zeichen unserer freiwilligen Verpflichtung, Vielfalt und Wertschätzung in unserer Unternehmenskultur zu fördern.

In den Folgejahren hat die Uniper Global Commodities SE das Engagement im Bereich Vielfalt kontinuierlich ausgebaut und arbeitetet mit einer Vielzahl an Maßnahmen auf das Ziel der Gleichstellung aller Geschlechter hin.

Beispielsweise führen wir seit 2017 einmal im Jahr eine interne Veranstaltung im Rahmen des Tags der Vielfalt sowie zum internationalen Frauen- und Männertag durch. Diese Veranstaltungen fanden physisch oder virtuell statt und bestanden aus Präsentationen, Podiumsdiskussionen und Workshops zu zahlreichen Fokusthemen. Zu den Mitwirkenden zählten Vorstandsmitglieder, Mitarbeitende und externe Fachleute. Bei den Veranstaltungen hatten die Mitarbeitenden die Gelegenheit, bewährte Praktiken und persönliche Erfahrungen auszutauschen.

Mit der Einführung des Entgelttransparenzgesetzes am 30.06.2017 informierte die Uniper Global Commodities SE zusammen mit dem Betriebsrat der Uniper Global Commodities SE im Rahmen einer Betriebsversammlung über das neue Gesetz und veröffentliche Informationen diesbezüglich im Intranet hierzu. In der Folge sind bis Ende 2021 vierzehn Auskunftsansprüche bei der Uniper Global Commodities SE geprüft und beantwortet worden.

2020 beschloss die Uniper SE eine Vollzeitstelle zur Unterstützung aller Uniper Gesellschaften für Diversity, Equity & Inklusion (DEI) zu schaffen und setzte damit ein deutliches Signal zur Stärkung des Themas.

Mitte 2020 haben wir uns der Initiative "Komm, mach MINT" angeschlossen, einer landesweiten Initiative unter der Schirmherrschaft des Bundesministeriums für Bildung und Forschung, die junge Frauen für Berufe in den Bereichen Mathematik, Informatik, Naturwissenschaft und Technik (MINT) begeistern soll. Seither nutzen wir die Kampagne als Möglichkeit zum Networking, bei der wir Nachwuchskräfte ansprechen können. Unsere Beteiligung ist für uns ein Weg, um Frauen und Mädchen in MINT-Bereichen zu unterstützen und ihnen in diesen Berufsfeldern Karrierechancen aufzuzeigen.

Ein weitere Maßnahme ist unsere Teilnahme am "Girls Day - Zukunftsperspektiven für Mädchen", einer jährlichen Initiative auch unter der Schirmherrschaft des Bundesministeriums für Bildung und Forschung. An diesem Tag soll Mädchen Gelegenheit gegeben werden, mehr über MINT-Berufe zu erfahren, um ihr Interesse für einen solchen Beruf zu wecken. Die Veranstaltung fand im April 2021 virtuell statt.

Im Jahr 2021 beschloss der Vorstand der Uniper SE im Auftrag aller Uniper Gesellschaften eine unternehmensweite DEI-Strategie. Dies umfasst die Festlegung klarer DEI-Ziele, einen einheitlichen Rahmen für alle DEI-Aktivitäten, eine Governance-Struktur sowie Verbesserung der Quantifizierung, Messbarkeit und Transparenz. Die DEI-Strategie gliedert sich in fünf zentrale Handlungsfelder: Talentmanagement, Führung, Organisation, Markt und Gesellschaft.

In der Folge sind 2022 weitere DEI-Projekte in Angriff genommen, beispielsweise eine Überprüfung des Verfahrens zur Meldung von möglichen Diskriminierungsfällen, eine Ursachenanalyse zum Geschlechterverhältnis, ein inklusiver Rekrutierungsprozess und die Ausweitung des Lern- und Schulungsangebots zum Thema DEI, welches allen Mitarbeitenden und Führungskräften zur Verfügung steht. Insbesondere zur Förderung der Entgeltgleichheit ist der jährliche Gehaltsüberprüfungsprozess, das Altersvorsorgesystem und die Dienstwagenrichtlinie geprüft worden. Das Thema Fairness ist explizit in den Gehaltserhöhungsrichtlinien für die Führungskräfte aufgenommen worden. In der Gehaltsrunde nehmen alle Mitarbeitende, auch diejenigen in Mutterschutz und Elternzeit, teil. Dabei sind die Führungskräfte dazu angehalten, die Gehaltsanpassungsbudgets (sofern verfügbar) unabhängig vom Beschäftigtenstatus zu verteilen. Als proaktive Maßnahme haben außerdem alle Mitarbeitende des Bereiches Vergütung an einem Training zum Erkennen und Vermeiden unbewusster Voreingenommenheit teilgenommen und das Vieraugenprinzip in der Stellenbewertung und Gehaltsvorschlägen wurde gestärkt.

In der Covid-19 Pandemie hat die Uniper Global Commodities SE allen Mitarbeitenden - sofern möglich - die Möglichkeit eingeräumt, von Zuhause zu arbeiten. Zur Unterstützung von Eltern mit Betreuungsbedarf konnten diese flexibel Regelungen mit ihren Führungskräften treffen. Außerdem wurden in 2021 alle Mitarbeitenden mit Ausnahme der Executives, die ihre Urlaubstage frei festlegen können, zwei zusätzliche Urlaubstage gewährt, um in der Pandemie eine zusätzliche Entlastung zu schaffen. Für die Zeit nach der Pandemie hat jeder Mitarbeitende weiterhin die Möglichkeit die verschiedenen Formen flexiblen Arbeitens zu nutzen. Dabei ist es auch möglich, bis zu 45 Tage im europäischen Ausland zu arbeiten, sofern dies steuer- und sozialversicherungsrechtlich zulässig ist. Mit dieser Maßnahme möchten wir die in der Covid-19 Pandemie bewährte Flexibilität stärken und den Frauenanteil, der von 33% in 2016 auf 37% in 2021 gewachsen ist, weiter steigern.

	2021		2016
	Anzahl	in %	Anzahl	in %
Gesamtanzahl der Beschäftigten	892		822
- davon weiblich	327	37 %	274	33 %
- davon männlich	565	63 %	548	67 %
in Vollzeit	792	89 %	752	91 %
- davon weiblich	245	31 %	218	29 %
-davon männlich	547	69 %	534	71 %
in Teilzeit	100	11 %	70	9 %
- davon weiblich	82	82 %	56	80 %
- davon männlich	18	18 %	14	20 %

Bilanz zum 31.12.2022

Aktiva

in Mio. €	Anhang	31.12.2022	31.12.2021
Anlagevermögen	(1)
Immaterielle Vermögensgegenstände	(2)	17,2	16,9
Sachanlagen	(3)	24,1	14,0
Finanzanlagen	(4)	4.676,0	4.595,0
		4.717,3	4.625,9
Umlaufvermögen
Vorräte	(5)	2.879,7	806,7
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	(6)	44.524,1	26.317,2
Flüssige Mittel	(7)	207,5	410,7
		47.611,3	27.534,6
Rechnungsabgrenzungsposten	(8)	62,8	47,8
Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung		0,1	0,1
Summe Aktiva		52.391,5	32.208,4
Passiva
in Mio. €	Anhang	31.12.2022	31.12.2021
Eigenkapital
Gezeichnetes Kapital	(9)	1.138,2	1.138,2
Kapitalrücklage	(10)	2.795,8	2.795,8
Gewinnrücklagen	(11)	88,6	88,6
		4.022,6	4.022,6
Rückstellungen	(12-15)	16.767,3	12.178,2
Verbindlichkeiten	(16)	31.529,5	15.970,2
Rechnungsabgrenzungsposten	(18)	72,1	37,4
Summe Passiva		52.391,5	32.208,4

Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2022

Gewinn und Verlustrechnung
in Mio. €	Anhang	2022	2021
Umsatzerlöse	(19)	242.596,5	138.501,2
Erhöhung oder Verminderung des Bestands an fertigen und unfertigen Erzeugnissen		0,7	-
sonstige betriebliche Erträge	(20)	2.775,1	632,4
Materialaufwand	(21)	-264.339,2	-137.954,5
Personalaufwand	(22)	-172,0	-167,4
Abschreibungen	(23)	-791,5	-4,9
sonstige betriebliche Aufwendungen	(24)	-1.925,2	-711,2
Erträge / Aufwendungen aus Gewinnabführung / Verlustübernahme	(25)	416,9	228,0
Finanzergebnis	(26)	-346,3	-155,8
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	(27)	-0,1	1,8
Ergebnis nach Steuern		-21.785,1	369,6
Erträge aus Verlustübernahme		21.785,1	-
Aufgrund von Gewinnabführungsverträgen abgeführte Gewinne		-	-369,6
Jahresüberschuss / Jahresfehlbetrag	(28)	-	-
Bilanzgewinn / Bilanzverlust		-	-

Anhang für das Geschäftsjahr vom 01. Januar bis 31. Dezember 2022

A. Allgemeine Grundlagen

Uniper Global Commodities SE (UGC) ist beim Amtsgericht Düsseldorf unter der Nummer HRB 61123 im Handelsregister geführt. UGC ist eine 100%ige Tochter der Uniper Holding GmbH (UHG), Düsseldorf.

Der Jahresabschluss und der Lagebericht wurden nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und der Verordnung über das Statut der Europäischen Gesellschaft (SE) in Verbindung mit dem Aktiengesetz (AktG) sowie des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) aufgestellt.

UGC ist eine große Kapitalgesellschaft.

Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt, die Beträge werden grundsätzlich in Millionen Euro (Mio. €) angegeben.

Um die Übersichtlichkeit und Klarheit der Darstellung zu verbessern, werden gemäß § 265 Abs. 7 Nr. 2 HGB in der Bilanz und in der Gewinn- und Verlustrechnung einzelne Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert ausgewiesen bzw. erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt.

Gemäß § 291 HGB ist UGC von der Verpflichtung, einen Konzernabschluss sowie einen Konzernlagebericht gemäß § 290 HGB aufzustellen, befreit. UGC und ihre Tochterunternehmen werden in den befreienden Konzernabschluss der Uniper SE, Düsseldorf (USE) einbezogen. USE ist das Mutterunternehmen, das den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht für den größten und den kleinsten Kreis von Unternehmen aufstellt. Der nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der Europäischen Union anzuwenden sind, aufgestellte Konzernabschluss sowie der Konzernlagebericht der USE werden einschließlich des Bestätigungsvermerks im Bundesanzeiger bekannt gemacht.

USE stellt den Konzernabschluss entsprechend § 315e HGB nach den internationalen Rechnungslegungsvorschriften auf, wie sie von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der Europäischen Union übernommen wurden (IFRS).

B. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Die bisher angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze werden, soweit nicht gesondert erwähnt, unverändert zum Vorjahr weitergeführt.

UGC bewertet Lieferverträge und Handelsgeschäfte der kommenden drei Jahre mit physischer oder finanzieller Erfüllung im Rahmen von Steuerungseinheiten entsprechend des Risikomanagementkonzepts der Gesellschaft. Hierzu werden diese Geschäfte außerhalb der Bilanz mit ihren beizulegenden Zeitwerten in Bewertungseinheiten zusammengefasst. Diese portfoliobasierten Bewertungseinheiten entsprechen dem operativen Management der finanzwirtschaftlichen Risiken der Gesellschaft und umfassen jeweils nach technischen und rechtlichen Kriterien gegliederte Geschäfte mit einer vergleichbaren oder zusammenhängenden Risikostruktur.

UGC setzt derivative Finanzinstrumente im Wesentlichen ein, um die finanzwirtschaftlichen Risiken, insbesondere Marktpreisrisiken aus den Commodities Strom, Gas, Kohle, Fracht, Emissionsrechte, Öl und LNG zu reduzieren. Hierbei handelt es sich um physisch und finanziell erfüllte Termingeschäfte. Derivate werden darüber hinaus für die Zwecke der Systemoptimierung, des Lastenausgleichs oder auch zur Margenerhöhung eingesetzt. Für das Systemportfolio wird ein Planungshorizont von drei Lieferjahren angesetzt. Pro Lieferjahr werden Value-at-Risk sowie Stop-Loss-Limite und volumenbasierten Kennzahlen vergeben. Value-at-Risk Kennziffern werden auf Basis eines Konfidenzniveaus von 95% und unter Berücksichtigung von Marktliquiditäten ermittelt. Die Limitüberwachung für das Systemportfolio erfolgt in der Regel täglich.

Die gesamten Handelsaktivitäten unterliegen verbindlichen internen Handlungsrichtlinien und festgelegten Verantwortlichkeiten, welche im Rahmen des internen Kontrollsystems und mittels einer festgelegten Limitstruktur unabhängig und regelmäßig überwacht werden. Ausnahmen von internen Handlungsrichtlinien sind in begründeten Fällen möglich und müssen im Rahmen eines etablierten Genehmigungsprozesses bestätigt werden. Die zugrunde gelegte Steuerungseinheit kann als ein Liefervertrag, ein Buch oder auch eine im Rahmen einer Buchstruktur geführte Handelsstrategie definiert und dokumentiert sein. Die jeweils zu Sicherungszwecken eingesetzten Instrumente fließen in die Betrachtung der jeweiligen Steuerungseinheit mit ein. Soweit Steuerungseinheiten in Fremdwährung geführt werden, erfolgt die Umrechnung zu Stichtagskursen.

Fremdwährungsrisiken ergeben sich insbesondere aus Geschäftsaktivitäten in Fremdwährung und werden weitestgehend abgesichert.

Die bilanzielle Abbildung der portfoliobasierten Bewertungseinheiten erfolgt bei UGC anhand der Einfrierungsmethode. Ist der ermittelte Saldo einer Jahresscheibe aller beizulegenden Zeitwerte der jeweiligen Steuerungseinheit negativ, so wird für den hieraus drohenden Verlust, dem Vorsichtsprinzip folgend, Vorsorge durch eine entsprechende Rückstellung getroffen. Ist der ermittelte Saldo einer Jahresscheibe aller beizulegenden Zeitwerte der jeweiligen Steuerungseinheit positiv, so bleibt dieser unberücksichtigt.

UGC ist in das Risikomanagementsystem des Uniper-Konzerns integriert. Alle identifizierten wesentlichen Risiken und Chancen werden an die zentrale Einheit Risk Management gemeldet und dort im Sinne eines integrierten Ansatzes unter Berücksichtigung der Risikotoleranz des Uniper-Konzerns gesteuert.

Aktiva

Anlagevermögen

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen sind mit ihren Anschaffungskosten aktiviert und werden grundsätzlich planmäßig linear abgeschrieben. Die zugrunde gelegten Nutzungsdauern entsprechen, soweit nicht anders erläutert, ebenfalls der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer. Sachanlagen werden ausschließlich linear entsprechend der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer abgeschrieben.

Abnutzbare Vermögensgegenstände mit Anschaffungskosten von bis zu 250,00 € werden im Zugangsjahr voll aufwandswirksam erfasst. Für Anlagenzugänge, die seit dem 1. Januar 2018 erfolgten, wird ein Sammelposten gebildet, wenn die Anschaffungskosten für den einzelnen Vermögensgegenstand mehr als 250,00 € aber nicht mehr als 1.000,00 € betragen und dieser Sammelposten für die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage von untergeordneter Bedeutung ist. Der jeweilige Sammelposten wird im Jahr der Bildung und in den folgenden vier Geschäftsjahren mit jeweils einem Fünftel abgeschrieben.

Außerplanmäßige Abschreibungen erfolgen bei technischer oder wirtschaftlicher voraussichtlich dauernder Wertminderung. Bei Wegfall der Gründe der Wertminderungen werden Wertaufholungen vorgenommen.

Die Finanzanlagen werden zu Anschaffungskosten beziehungsweise mit den ihnen beizulegenden niedrigeren Werten bewertet. Niedrig verzinsliche Ausleihungen werden mit dem Barwert, die übrigen Ausleihungen mit dem Nennwert ausgewiesen. Soweit der Buchwert der nach diesen Grundsätzen bewerteten Finanzanlagen über dem beizulegenden Wert am Bilanzstichtag liegt, werden bei voraussichtlich dauernder Wertminderung außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen. Bei Wegfall des Grundes erfolgt eine entsprechende Zuschreibung.

Umlaufvermögen

Die im Umlaufvermögen ausgewiesenen Vorräte werden unter Berücksichtigung des Anschaffungs- und Herstellungskostenprinzips bilanziell erfasst. Die Vorräte werden grundsätzlich im Einklang mit § 240 Abs. 4 HGB mittels des Durchschnittskostenverfahrens bewertet und gegebenenfalls auf den niedrigeren beizulegenden Wert abgeschrieben. Für die im Rahmen einer Verschmelzung aus dem Jahre 2013 übernommenen Gasspeicherkapazitäten und die darin gespeicherten Gasvorräte wird gemäß § 256 HGB als Bewertungsvereinfachungsverfahren die LIFO-Methode angewandt.

Treibstoffe an Bord von durch UGC gecharterten Schiffen werden als Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe bilanziert.

Bei Forderungen und sonstigen Vermögensgegenständen werden erkennbare Einzelrisiken durch Wertberichtigungen berücksichtigt. Dem latenten Ausfallrisiko nicht einzelwertberichtigter Forderungen wird durch die Bildung von Pauschalwertberichtigungen Rechnung getragen. Forderungen, inklusive Sachleistungsforderungen, sind mit ihren Nominalwerten abzüglich angemessener Wertberichtigungen für mögliche Ausfallrisiken angesetzt (niedrigerer beizulegender Wert). Forderungen für noch nicht in Rechnung gestellte Lieferungen und Leistungen werden mittels Schätzverfahren zum Bilanzstichtag abgegrenzt und mit erhaltenen Abschlagszahlungen verrechnet. Fremdwährungsforderungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der erstmaligen Erfassung oder mit dem niedrigeren Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag bewertet. Kurzfristige Fremdwährungsforderungen mit einer Restlaufzeit von einem Jahr oder weniger sind ohne Beachtung der Restriktion des Anschaffungskosten- und Realisationsprinzips zum Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Der Ausweis der Forderungen gegen verbundene Unternehmen erfolgt grundsätzlich unsaldiert.

UGC weist im Geschäftsjahr unter den sonstigen Vermögensgegenständen unter anderem Forderungen aus erworbenen (derivativen) (Waren-) Termingeschäften, geleisteten Sicherheitszahlungen, Sachleistungsforderungen auf Gasbezüge sowie den Bestand an CO ₂ - und Stromzertifikaten aus. Forderungen aus (derivativen) (Waren-) Termingeschäften stammen aus Optionsprämien.

Bestände von Zertifikaten aus ökologischen Anreiz- bzw. Regulierungssystemen werden im Einklang mit § 240 Abs. 4 HGB mittels des Durchschnittskostenverfahrens bewertet und gegebenenfalls auf den niedrigeren beizulegenden Wert abgeschrieben.

Die geleisteten Sicherheitszahlungen sind zum Nennwert angesetzt.

Die flüssigen Mittel sind zum Nominalwert bilanziert. In Fremdwährung geführte Bankguthaben werden zum Stichtagskurs bewertet.

Aktive Rechnungsabgrenzungsposten

Als aktive Rechnungsabgrenzungsposten sind Ausgaben vor dem Abschlussstichtag angesetzt, soweit sie Aufwand für einen bestimmten Zeitraum nach diesem Zeitpunkt darstellen.

Vermögensgegenstände des Deckungsvermögens

Zur Erfüllung von Verpflichtungen aus der betrieblichen Altersversorgung der Mitarbeiter sind entsprechende Mittel im Rahmen eines sogenannten Contractual Trust Arrangements (CTA) in inländischen Fondsanteilen und einer Beteiligung an einer luxemburgischen Personengesellschaft angelegt. Der juristische Eigentümer des inländischen Investmentspezialfonds und der luxemburgischen Personengesellschaft ist der Uniper Pension Trust e.V., Düsseldorf (UPT). UPT verwaltet zentral als Treuhänder das Deckungsvermögen in Form von Anteilen an einem inländischen Investmentspezialfonds "PSF" (Wertpapiere) sowie Anteilen an der UPT Global Alternatives S.C.S. SICAV-SIF (UGA), Luxemburg, für UGC.

Die betreffenden Vermögensgegenstände sind dem Zugriff der übrigen Gläubiger entzogen.

Die Bewertung der Deckungsvermögen erfolgt zum beizulegenden Zeitwert. Dieser wird mit den jeweils zugrundeliegenden Verpflichtungen gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB verrechnet. Entsprechend wird mit den zugehörigen Aufwendungen und Erträgen aus Zinseffekten und aus dem zu verrechnenden Vermögen verfahren. Der sich ergebende Verpflichtungsüberhang wird unter der entsprechenden Rückstellung erfasst. Der eine Verpflichtung übersteigende beizulegende Zeitwert des entsprechenden Deckungsvermögens wird als "Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung" auf der Aktivseite der Bilanz ausgewiesen.

Passiva

Eigenkapital

Das gezeichnete Kapital ist mit dem Nominalwert angesetzt.

Die Kapitalrücklage wurde nach § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB und nach § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB dotiert.

Rückstellungen

Die Rückstellungen tragen allen erkennbaren Risiken im Rahmen der handelsrechtlichen Vorschriften ausreichend Rechnung und werden in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrages angesetzt.

Soweit erforderlich, wurde gemäß den gesetzlichen Anforderungen eine Diskontierung unter Berücksichtigung der Rückstellungsabzinsungsverordnung vorgenommen.

Die Bewertung der Pensionen und pensionsähnlichen Verpflichtungen erfolgt nach dem international anerkannten Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit Methode). Nach diesem Verfahren errechnet sich die Höhe der Pensionsverpflichtungen aus der zum Bilanzstichtag erdienten Anwartschaft unter Berücksichtigung künftiger Gehaltssteigerungen. Für die Abzinsung der Pensionsverpflichtungen sowie Deputate, die Altersversorgungscharakter haben und als Rentenbaustein gewertet werden, wird der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichte durchschnittliche Marktzinssatz der vergangenen zehn Geschäftsjahre bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren zugrunde gelegt.

Weiterhin sind ein Gehaltstrend und eine Rentendynamik berücksichtigt. Den versicherungsmathematischen Rückstellungsberechnungen liegen als Rechnungsgrundlagen die Richttafeln 2018 G von K. Heubeck zugrunde. Als Bewertungsendalter werden grundsätzlich die frühestmöglichen Altersgrenzen in der gesetzlichen Rentenversicherung unter Berücksichtigung der Regelungen des RV-Altersgrenzenanpassungsgesetzes vom 20. April 2007 herangezogen. Für Mitarbeiter mit abgeschlossenen Vorruhestandsvereinbarungen wird das vertraglich vereinbarte Endalter berücksichtigt. Des Weiteren werden Fluktuationswahrscheinlichkeiten (branchenübliche Standardwerte) verwendet.

Für Pensionsleistungen, die über den mittelbaren Durchführungsweg des Pensionsfonds erbracht werden, haftet UGC nach dem Gesetz zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (BetrAVG) weiterhin subsidiär. Das Vermögen des Pensionsfonds soll den Erfüllungsbetrag der übertragenen Versorgungsverpflichtungen/ -anwartschaften decken.

Bei den sonstigen Rückstellungen sind auch zukünftige Preis- und Kostensteigerungen mit einbezogen, sofern ausreichend objektive Hinweise für ihren Eintritt vorliegen. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre abgezinst.

UGC bildet gemäß § 249 HGB im Wesentlichen Rückstellungen für noch nicht abgerechnete Verpflichtungen aus dem Strom- und Gasgeschäft sowie Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften und gemäß § 254 HGB Rückstellungen aus Bewertungseinheiten.

Im LNG-Bereich bildet UGC für die Untersuchung auf drohende Verluste aus schwebenden Geschäften ein Portfolio im Einklang mit der Risikosteuerung. Innerhalb dieses Portfolios sind gemäß IDW RS ÖFA 3 für Lieferjahre mit negativem Deckungsbeiträgen Drohverlustrückstellungen zu bilden.

Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten, inklusive Sachleistungsverbindlichkeiten, sind zum Erfüllungsbetrag angesetzt. Der Ausweis der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen erfolgt grundsätzlich unsaldiert.

UGC weist im Geschäftsjahr unter den sonstigen Verbindlichkeiten bzw. unter den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen Positionen aus (derivativen) (Waren-) Termingeschäften aus. Der erstmalige Wertansatz dieser Verbindlichkeiten erfolgte anhand von Marktpreisen zum jeweiligen Zeitpunkt der Transaktion.

Verbindlichkeiten aus (derivativen) (Waren-) Termingeschäften stammen im Wesentlichen aus Optionsprämien.

Fremdwährungsverbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der erstmaligen Erfassung oder mit dem höheren Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag bewertet. Kurzfristige Fremdwährungsverbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von einem Jahr oder weniger sind am Abschlussstichtag ohne Beachtung des Höchstwert- bzw. Realisationsprinzips zum Devisenkassamittelkurs umgerechnet.

Die erhaltenen Sicherheitsleistungen und Anzahlungen sind zum Nennwert angesetzt.

Passive Rechnungsabgrenzungsposten

Als passive Rechnungsabgrenzungsposten sind Einnahmen vor dem Abschlussstichtag angesetzt, soweit sie Ertrag für einen bestimmten Zeitraum nach diesem Zeitpunkt darstellen.

C. Erläuterungen zu einzelnen Posten der Bilanz

(1) Anlagevermögen

Die in der Bilanz zusammengefassten Posten des Anlagevermögens und ihre Entwicklung im Geschäftsjahr sind in einer gesonderten Aufstellung "Entwicklung des Anlagevermögens" (vgl. Anlagengitter) dargestellt. Sie ist integraler Bestandteil des Anhangs.

(2) Immaterielle Vermögensgegenstände

Die immateriellen Vermögensgegenstände bestehen hauptsächlich aus Software.

(3) Sachanlagen

Unter den Sachanlagen werden maschinelle Anlagen, geleistete Anzahlungen für Anlagen im Bau sowie Einrichtungsgegenstände und Betriebs- und Geschäftsausstattung ausgewiesen.

(4) Finanzanlagen

Die Aufstellung des Anteilsbesitzes der UGC befindet sich am Ende dieses Dokuments und ist integraler Bestandteil des Anhangs.

Insgesamt ist die Höhe des Finanzanlagevermögens auf Vorjahresniveau.

Im ausgewiesenen Deckungsvermögen sind Anteile an in- und ausländischem Investmentvermögen mit einem Anteil von mehr als 10% ausgewiesen:

Investmentanteile in Mio. €	31.12.2022	31.12.2022 Marktwert (MW)	Ausschüttung 2022	Tägliche Rückgabe möglich	Unterlassene Abschreibungen
Inländische Fonds	259,0	259,0	11,4	Ja	-
Ausländische Personengesellschaft	71,5	71,5	-	Nein	-
Summe Investmentanteile	330,5	330,5	11,4		-

Im Geschäftsjahr wurden außerplanmäßige Abschreibungen auf Investmentanteile in Höhe von 123,6 Mio.€ vorgenommen (Vorjahr 0,0 €).

(5) Vorräte

Vorräte in Mio. €	31.12.2022	31.12.2021
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	16,4	23,0
davon Treibstoffe	16,4	23,0
Fertige Erzeugnisse	38,0	-
Handelswaren	2.806,4	783,7
davon Gasvorräte	2.503,4	669,4
davon Kohlevorräte	303,0	114,3
geleistete Anzahlungen auf Vorräte	18,9	-
Summe Vorräte	2.879,7	806,7

Das Vorratsvermögen hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 2.073,0 Mio. € erhöht. Ausschlaggebend hierfür ist vor allem der Anstieg der Gasvorräte. Dieser ergibt sich aufgrund von signifikant gestiegenen Mengen und Preisen.

In den Vorräten sind weiterhin fertige Erzeugnisse in Höhe von 38,0 Mio. € enthalten (Vorjahr 0,0 Mio. €). Diese wurden im Rahmen des Aufbaus der notwendigen Infrastruktur des LNG-Terminals in Wilhelmshaven erbracht.

Der Unterschiedsbetrag aus der Anwendung der LIFO-Methode gemäß § 256 HGB beträgt 1.069,3 Mio. € und der Unterschiedsbetrag aus der Anwendung Durchschnittsmethode nach § 240 Abs. 4 HGB beträgt 98,4 Mio. €.

(6) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände
	31.12.2022		31.12.2021
in Mio. €	Gesamtbetrag	davon Restlaufzeit über 1 Jahr	Gesambetrag	davon Restlaufzeit über 1 Jahr
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	6.964,2	-	9.129,7	-
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	30.268,3	-	7.803,4	-
davon aus derivativen Finanzinstrumenten	6,3	-	23,0	-
Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	-	-	0,7	-
Sonstige Vermögensgegenstände	7.291,6	-	9.383,4	21,4
davon aus derivativen Finanzinstrumenten	331,8	-	194,0	21,4
Summe Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	44. 524,1	-	26.317,2	21,4

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen bestehen im Wesentlichen aus Abgrenzungen für noch nicht abgerechnete Energielieferungen. Der Rückgang der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen resultiert überwiegend aus gesunkenen Umsatzerlösen in diesem Bereich. Die im Geschäftsjahr in Zusammenhang mit dem Ergebnisabführungsvertrag gebildete Forderung gegenüber UHG ist der wesentliche Grund für den Anstieg der Forderungen gegen verbundene Unternehmen.

In den sonstigen Vermögensgegenständen sind im Wesentlichen an Börsen und Handelspartner gezahlte (Bar-)Sicherheitsleistungen in Höhe von 5.864,9 Mio. € (Vorjahr 7.832,9 Mio. €), Optionsprämien in Höhe von 331,8 Mio. € (Vorjahr 194,0 Mio. €), Sachleistungsforderungen auf Gasbezüge in Höhe von 208,6 Mio. € (1.268,2 Mio. €) sowie Emissionszertifikate mit einem Wert von 131,3 Mio. € (Vorjahr 74,6 Mio. €) enthalten.

(7) Flüssige Mittel

Die flüssigen Mittel in Höhe von 207,5 Mio. € (Vorjahr 410,7 Mio. €) beinhalten hauptsächlich Guthaben bei Kreditinstituten.

(8) Aktive Rechnungsabgrenzungsposten

Der ausgewiesene Betrag von 62,8 Mio. € (Vorjahr 47,8 Mio. €) entfällt im Wesentlichen auf abgegrenzte Gasspeichergebühren in Höhe von 32,1 Mio. € (Vorjahr 0,0 Mio. €). Zudem entfallen 10,7 Mio. € (Vorjahr 9,7 Mio. €) auf erworbene Frachtkapazitäten sowie 9,8 Mio. € (Vorjahr 13,8 Mio. €) auf Prämien aus ausgeübten Optionen für den restlichen Lieferzeitraum. Des Weiteren sind übernommene Wechselrechtskontrakte für Gasspeicherkapazitäten in Höhe von 5,9 Mio. € (Vorjahr 6,8 Mio. €) und Aufwandsabgrenzungen für vorzeitige Börsenrealisierungen in Höhe von 0,5 Mio. € (Vorjahr 15,7 Mio. €) erfasst.

Insgesamt entfallen 39,3 Mio. € (Vorjahr 7,7 Mio. €) auf verbundene Unternehmen.

(9) Gezeichnetes Kapital

Das gezeichnete Kapital beträgt zum Bilanzstichtag unverändert € 1.138.187.654. Das Grundkapital ist eingeteilt in 1.138.187.654 Stückaktien, die auf den Inhaber lauten.

(10) Kapitalrücklage

Zum Jahresende weist UGC eine Kapitalrücklage in Höhe von insgesamt 2.795,8 Mio. € aus. Die Kapitalrücklage gemäß § 272 Abs. 2 Nr. 1 HGB beträgt 958,6 Mio. €. Die Kapitalrücklage gemäß § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB beträgt 1.837,2 Mio. €.

(11) Gewinnrücklagen

Zum Jahresende betragen die Gewinnrücklagen unverändert 88,6 Mio. € und entfallen vollständig auf andere Gewinnrücklagen.

Zur Erfüllung von Verpflichtungen aus der Altersversorgung sind entsprechende Mittel zweckgebunden und insolvenzgeschützt in inländische Fondsanteile sowie einer Beteiligung an einer luxemburgischen Personengesellschaft, die jeweils vom UPT treuhänderisch verwaltet werden, angelegt. Sie sind in Anwendung des § 253 Abs. 1 Satz 4 HGB zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Für UGC beläuft sich dieser für die inländischen Fondsanteile zum Abschlussstichtag auf 259,0 Mio. € und liegt um 46,2 Mio. € unter den Anschaffungskosten von 305,2 Mio. €.

Für die Beteiligung an der luxemburgischen Personengesellschaft beläuft sich dieser zum Abschlussstichtag auf 71,5 Mio. € und liegt um 16,1 Mio. € über den Anschaffungskosten von 55,4 Mio. €. In Summe liegt der beizulegende Zeitwert damit um 30,1 Mio. € unter den Anschaffungskosten von 360,6 Mio. €.

(12) Rückstellungen

Die Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:

Rückstellungen in Mio. €	31.12.2022	31.12.2021
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	299,9	143,9
Steuerrückstellungen	0,1	0,1
Sonstige Rückstellungen	16.467,3	12.034,2
Summe Rückstellungen	16.767,3	12.178,2

(13) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Die Pensionsrückstellungen decken die Versorgungsverpflichtungen gegenüber ehemaligen und noch tätigen Mitarbeitern ab. Die Finanzierung erfolgt teils durch den Arbeitgeber und im Rahmen von Gehaltsumwandlungen teils durch die Arbeitnehmer.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen in Mio. €	31.12.2022	31.12.2021
Pensionsverpflichtung netto	285,0	128,5
Erfüllungsbetrag	615,5	593,2
Beizulegender Zeitwert des Deckungsvermögens	-330,5	-464,7
mit Anschaffungskosten von	-360,6	-364,7
Erfüllungsbetrag Strom- und Gasdeputate	14,9	15,4
Summe	299,9	143,9

Die Verpflichtungen aus Pensionszusagen sind im Rahmen eines sogenannten CTA teils durch inländische Fondanteile, teils durch Anteile an einer Beteiligung an einer luxemburgischen Personengesellschaft, die jeweils vom UPT treuhänderisch verwaltet werden, besichert. Das Deckungsvermögen dient ausschließlich der Erfüllung der Pensionsverpflichtungen und sind dem Zugriff der übrigen Gläubiger entzogen. Sie sind gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB mit den zugrundeliegenden Verpflichtungen zu verrechnen. Der in der Tabelle genannte beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens wurde, soweit es sich um Fondsanteile handelt, durch die beauftragten Verwaltungsgesellschaften unter Zuhilfenahme von Börsenkursen beziehungsweise allgemein anerkannter Bewertungsmethoden zum Abschlussstichtag abgeleitet. Die Anteile an der ausländischen Beteiligung sind zu beizulegenden Zeitwerten bewertet.

Der Fehlbetrag wegen nicht bilanzierter Pensionsverpflichtungen aus unmittelbaren und mittelbaren Zusagen im Sinne von Artikel 28 Abs. 2 EGHGB beläuft sich auf 1,1 Mio. €. Für die mittelbaren Pensionsverpflichtungen wurden Rückstellungen in Höhe von 22,8 Mio. € nicht gebildet.

Der angewandte Rechnungszins für die Abzinsung der Pensionsverpflichtung beläuft sich zum 31. Dezember 2022 auf 1,79% p.a. (Vorjahr 1,87% p.a.). Weiterhin wurden ein Gehaltstrend von 2,25% p.a. (zum Vorjahr unverändert) und eine Rentendynamik von 2,00% p.a. (Vorjahr 1,75% p.a.) zugrunde gelegt.

Analog zu den Pensionsverpflichtungen wird für Deputatsverpflichtungen, die Altersversorgungscharakter haben und als Rentenbaustein gewertet werden, ein Rechnungszinssatz von 1,79% p.a. (im Vorjahr 1,87% p.a.) herangezogen. Weiterhin wurde ein Gehaltstrend von 2,25% p.a. (Vorjahr 1,75% p.a.) zugrunde gelegt.

Im Geschäftsjahr wurde § 253 Abs. 2 HGB in der Fassung des Gesetzes zur Umsetzung der Wohnimmobilienkreditrichtlinie und zur Änderung handelsrechtlicher Vorschriften angewandt. Der damit geänderte durchschnittliche Marktzinssatz, der sich im Falle von Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren ergibt, beträgt 1,78% p.a. Ohne Berücksichtigung dieser Änderungen hätte sich ein durchschnittlicher Marktzinssatz, der sich aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren ermittelt hätte, von 1,44% p.a. ergeben.

Der Unterschiedsbetrag zwischen dem Ansatz der Rückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren und dem Ansatz der Rückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren beträgt zum 31. Dezember 2022 35,6 Mio. €. Dieser Betrag ist ausschüttungsgesperrt. Ihm stehen frei verfügbare Rücklagen in ausreichender Höhe gegenüber.

(14) Steuerrückstellungen

Die Steuerrückstellungen in Höhe von 0,1 Mio. € (Vorjahr 0,1 Mio. €) umfassen Rückstellungen für ausländische Ertragsteuern.

(15) Sonstige Rückstellungen

Die sonstigen Rückstellungen umfassen im Wesentlichen Rückstellungen für noch nicht abgerechnete Verpflichtungen aus Strom- und Gasgeschäften (7.412,5 Mio. €, Vorjahr 10.167,0 Mio. €) sowie Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften und Rückstellungen für Bewertungseinheiten (8.959,1 Mio. €, Vorjahr 1.737,0 Mio. €).

(16) Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten
	31.12.2022
in Mio. €	Gesamt	Restlaufzeit bis 1 Jahr	Restlaufzeit über 1 Jahr
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	0,7	0,7	-
Erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen	6,2	6,2	-
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	1.147,4	1.147,4	-
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	27.941,2	27.941,2	-
davon aus derivaten Finanzinstrumenten	2,0	2,0	-
Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,1	0,1	-
Sonstige Verbindlichkeiten	2.433,9	2.433,9	-
davon aus Steuern	48,0	48,0	-
davon aus derivativen Finanzinstrumenten	404,8	404,8	-
Summe Verbindlichkeiten	31.529,5	31.529,5	0,0

Verbindlichkeiten
	31.12.2021
in Mio. €	Gesamt	Restlaufzeit bis 1 Jahr	Restlaufzeit über 1 Jahr
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	0,9	0,9	-
Erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen	652,9	652,9	-
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	302,1	302,1	-
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	14.029,6	14.029,6	-
davon aus derivaten Finanzinstrumenten	2,0	2,0	-
Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	0,0	0,0	-
Sonstige Verbindlichkeiten	984,7	941,3	43,4
davon aus Steuern	21,3	21,3	-
davon aus derivativen Finanzinstrumenten	223,2	179,8	43,4
Summe Verbindlichkeiten	15.970,2	15.926,8	43,4

Unter Erhaltenen Anzahlungen auf Bestellungen werden Vorauszahlungen für Kohlelieferungen ausgewiesen.

Der Anstieg der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen resultiert überwiegend aus Verbindlichkeiten aus dem Cashpooling gegenüber USE.

In den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen sowie in den sonstigen Verbindlichkeiten sind Herausgabeverpflichtungen auf Gasmengen ausgewiesen. Diese betragen gegenüber Dritten 0,0 Mio.€ (Vorjahr 13,6 Mio. €) und gegenüber verbundenen Unternehmen 83,3 Mio. € (Vorjahr 8,7 Mio. €).

Weiterhin werden innerhalb der sonstigen Verbindlichkeiten erhaltene Sicherheitsleistungen von Handelspartnern und Börsen in Höhe von 1.866,1 Mio. € (Vorjahr 685,9 Mio. €) und Optionsprämien in Höhe von 404,8 Mio. € (Vorjahr 223,2 Mio. €) ausgewiesen.

Soweit nicht gesondert erwähnt, haben alle Verbindlichkeiten eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr und sind unbesichert.

(17) Derivative Finanzinstrumente

UGC setzt derivative Finanzinstrumente sowohl zum Zwecke der Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken wie z.B. von Währungs- und Commodity-Risiken als auch in begrenztem Umfang zu Eigenhandelszwecken (Proprietary Trading) ein. Dabei handelt es sich neben Devisentermingeschäften im Wesentlichen um Termingeschäfte (Futures und Forwards), Optionen und Swaps auf die Commodities Strom, Gas, Öl, Kohle und Emissionsrechte.

Für die derivativen Finanzinstrumente, die sich in unterschiedlichen Posten der Bilanz niedergeschlagen haben, ergaben sich zum Stichtag die nachfolgenden Nominal-, beizulegender Zeit- und Buchwerte:

Derivate
	31.12.2022
in Mio. €	Nominalwerte	beizulegender Zeitwert	Buchwerte ¹
Commodity-Derivate positive Marktwerte	124.166,6	96.178,9	338,1
Commodity-Derivate negative Marktwerte	113.571,4	-93.496,3	-406,8
Währungsbezogene Derivate positive Marktwerte	10.452,6	257,3	-
Währungsbezogene Derivate negative Marktwerte	6.373,9	-69,0	-
Summe Derivate	254.564,5	2.870 ,9	-68,7

¹⁾ Die hier angegebenen Restbuchwerte entsprechen den im Rahmen der in der Vergangenheit durchgeführten Geschäftsintegrationen übernommenen derivativen Finanzinstrumenten sowie Optionsprämien. Dabei werden Derivate mit positivem Marktwert unter den sonstigen Vermögensgegenständen (331,8 Mio. €) bzw. Forderungen gegen verbundene Unternehmen (6,3 Mio. €) ausgewiesen. Derivate mit negativem Marktwert sind als sonstige Verbindlichkeiten (-404,8 Mio. €) sowie Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen (-2,0 Mio. €) ausgewiesen.

Der Ausweis der Rückstellung aus Bewertungseinheiten gemäß § 254 HGB und der Drohverlustrückstellung gemäß § 249 Abs. 1 HGB erfolgt unter den sonstigen Rückstellungen.

Bei der Anwendung der Bewertungsmethoden wurden vor allem Marktpreise für Commodities, Terminkurse, Zinsstrukturkurven, Volatilitäten und ähnliche Parameter berücksichtigt.

Überwiegend werden Lieferverträge und Handelsgeschäfte mit physischer oder finanzieller Erfüllung und Devisensicherungsgeschäfte mit Konzernunternehmen zur Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken in Bewertungseinheiten zusammengefasst, die den jeweiligen Steuerungseinheiten des Handels und dem Risiko-Managementkonzept der Gesellschaft entsprechen. Für zum Bilanzstichtag drohende Verpflichtungsüberschüsse innerhalb dieser Bewertungseinheiten erfolgt, sofern die Voraussetzungen erfüllt sind, ein Ausweis unter Rückstellungen aus Bewertungseinheiten. Soweit aus Einzelsachverhalten, die nicht von einer Bewertungseinheit erfasst werden, Verpflichtungsüberschüsse resultieren, werden diese als Drohverlustrückstellung ausgewiesen.

Soweit Bewertungseinheiten gebildet werden, sind diese portfolienbasiert aufgebaut und werden in Laufzeitbänder (Jahresscheiben) unterteilt, in welchen sich die gegenläufigen Wertänderungen bzw. Zahlungsströme ausgeglichen haben und künftig voraussichtlich ausgleichen werden. Die Bewertungseinheiten umfassen finanzwirtschaftliche Risiken (u.a. das Preisänderungs- und das Fremdwährungsrisiko). Berücksichtigt werden hierbei schwebende Geschäfte mit einem beizulegenden Zeitwert von 2,3 Mrd. €. Bei diesen handelt es sich im Wesentlichen um immer wiederkehrende, konzerninterne, Commodity-basierte Lieferverträge, die in dieser Art mit dem gleichen Risiko in einer hohen Zahl vorkommen, sowie die dazugehörigen abgeschlossenen Sicherungsgeschäfte.

Das Gesamtvolumen der mit den Bewertungseinheiten abgesicherten Risiken (kompensierte Verluste negativer Marktwertentwicklungen mit nicht realisierten Gewinnen aus positiven Marktwertänderungen) beträgt 55.163,1 Mio. €. Davon entfallen folgende Beträge auf die verschiedenen Risikoarten:

Derivate in Mio. €	2023	2024	2025
Commodity-Preisänderungsrisiko
Strom	20.242,6	5.913,1	558,2
Gas	23.101,6	4.097,5	449,6
Sonstige	595,8	104,0	43,9
Währungskursänderungsrisiko
Strom	32,5	8,2	1,4
Gas	11,9	1,6	-
Sonstige	1,2	0,1	-
Summe Derivate	43.985,5	10.124,5	1.053,1

Für nicht kompensierte Verluste negativer Marktwertänderungen (Ineffektivitäten) werden Rückstellungen aus Bewertungseinheiten gebildet. Für verlustbringende offene Positionen, die nicht Teil Bewertungseinheit im Sinne von §254 HGB sind, wurden Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften nach §249 HGB gebildet. Hierzu gehören insb. offene Positionen, die aufgrund des Lieferstopps russischer Gas-Langfristverträge entstanden sind.

(18) Passive Rechnungsabgrenzungsposten

Der ausgewiesene Betrag von 72,1 Mio. € (Vorjahr 37,4 Mio. €) umfasst im Wesentlichen Erlösabgrenzungen für Prämien aus ausgeübten Optionen für den restlichen Lieferzeitraum in Höhe von 40,3 Mio. € (Vorjahr 21,1 Mio. €) und Speichergebühren für zukünftige Perioden in Höhe von 22,8 Mio. € (Vorjahr 5,1 Mio. €).

Auf verbundene Unternehmen entfallen wie im Vorjahr keine Rechnungsabgrenzungsposten.

D. Erläuterungen zu einzelnen Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

(19) Umsatzerlöse

Umsatzerlöse in Mio. €	GJ 2022	GJ 2021
Umsatzerlöse aus Energiehandelsaktivitäten	242.585,5	138.492,5
davon Deutschland	67.826,3	50.863,4
davon EU ohne Deutschland	112.274,0	58.071,1
davon übriges Europa	51.889,5	23.514,2
davon außerhalb von Europa	10.595,7	6.043,8
Sonstige Umsatzerlöse	11,0	8,7
Summe Umsatzerlöse	242.596,5	138.501,2

Die Umsatzerlöse aus Energiehandelsaktivitäten sind im Wesentlichen auf die Geschäftsfelder Gas und Strom zurückzuführen. Die Erhöhung der Umsatzerlöse ist im Wesentlichen auf höhere realisierte Preise im Gas- und Stromgeschäft zurückzuführen.

Die Umsatzerlöse werden um Energiesteuern in Höhe von 0,7 Mio. € (Vorjahr 1,2 Mio. €) reduziert ausgewiesen.

In den Umsatzerlösen sind aperiodische Erlöse in Höhe von 191,7 Mio. € (Vorjahr Erlöse in Höhe von 29,1 Mio. €) enthalten. Diese beziehen sich im Wesentlichen auf Gas- und Stromerträge.

(20) Sonstige betriebliche Erträge

Dieser Posten enthält vor allem Währungskursgewinne in Höhe von 1.909,0 Mio. € (Vorjahr 501,7 Mio. €), Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 718,4 Mio. € (Vorjahr 125,7 Mio. €), Erträge aus Zuschreibungen auf Vermögenswerte des Anlagevermögens in Höhe von 81,7 Mio. € (Vorjahr 0,9 Mio. €) sowie Erträge aus Zuschreibungen auf Vermögenswerte des Umlaufvermögens in Höhe von 26,0 Mio. € (Vorjahr 0,3 Mio. €).

(21) Materialaufwand

Materialaufwand in Mio. €	GJ 2022	GJ 2021
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren	-263.225,0	-137.247,5
Aufwendungen für bezogene Leistungen	-1.114,2	-707,0
Summe Materialaufwand	-264.339,2	-137.954,5

Der Materialaufwand entfällt im Wesentlichen auf die Geschäftsfelder Gas und Strom. Die Entwicklung des Materialaufwands korreliert mit den Umsatzerlösen, da die Preisentwicklungen sowohl Käufe als auch Verkäufe von Commodities gleichermaßen betreffen.

Die Aufwendungen für bezogene Leistungen betreffen im Wesentlichen Netznutzungsaufwendungen und Kosten für Systemdienstleistungen von verbundenen und fremden Unternehmen.

Im Materialaufwand sind aperiodische Aufwendungen in Höhe von 242,6 Mio. € (Vorjahr Aufwand in Höhe von 32,7 Mio. €) enthalten. Diese beziehen sich im Wesentlichen auf die Bezugskosten für Strom und Gas.

(22) Personalaufwand

Personalaufwand in Mio. €	GJ 2022	GJ 2021
Löhne und Gehälter	-130,8	-150,0
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	-41,2	-17,4
davon für Altersversorgung	-28,6	-2,9
Summe Personalaufwand	-172,0	-167,4

Nicht als Personalaufwand erfasst sind Beträge, die sich aus der Aufzinsung der Personalrückstellungen, insbesondere der Pensionsrückstellungen, ergeben. Diese sind im Zinsergebnis ausgewiesen.

Im Durchschnitt des Geschäftsjahres beschäftigte UGC 879 Mitarbeiter (Vorjahr 849), davon waren 562 männlich (Vorjahr 540) und 317 weiblich (Vorjahr 309). Die Mitarbeiter waren ausschließlich Angestellte.

Zum Stichtag beschäftigte UGC 48 Auszubildende (Vorjahr 46).

(23) Abschreibungen

Abschreibungen in Mio. €	GJ 2022	GJ 2021
Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen	-4,4	-4,9
Abschreibungen auf Vermögensgegenstände des Umlaufvermögens, soweit diese die in der Kapitalgesellschaft üblichen Abschreibungen überschreiten	-787,1	0,0
Summe Abschreibungen	-791,5	-4,9

Die Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen enthalten im Geschäftsjahr keine außerplanmäßigen Abschreibungen (Vorjahr 0,1 Mio. €).

Die Abschreibungen auf Vermögensgegenstände des Umlaufvermögens in Höhe von 787,1 Mio. € (Vorjahr 0,0 Mio. €) betreffen die Wertberichtigung auf eine Sachleistungsforderung aus vorab gezahlten Gaslieferungen.

(24) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthalten im Wesentlichen Währungskursverluste in Höhe von 1.690,1 Mio. € (Vorjahr 501,6 Mio. €). Darüber hinaus werden IT-Kosten in Höhe von 93,0 Mio. € (Vorjahr 85,3 Mio. €) sowie Fremdlieferungen und -leistungen in Höhe von 40,4 Mio. € (Vorjahr 47,5 Mio. €) ausgewiesen.

(25) Erträge und Aufwendungen aus der Ergebnis- und Verlustübernahme

Die Erträge aus Ergebnisübernahme in Höhe von 429,1 Mio. € (Vorjahr 240,5 Mio. €) betreffen im Wesentlichen die handelsrechtlichen Ergebnisse nach Steuern der Uniper Energy Storage GmbH, Düsseldorf und der Uniper Ruhrgas International GmbH, Essen für deren Geschäftsjahr 2022.

Die Aufwendungen aus Ergebnisübernahme belaufen sich insgesamt auf 12,2 Mio. € (Vorjahr 12,5 Mio. €) und betreffen überwiegend die Kokereigasnetz Ruhr GmbH, Essen und die Liqvis GmbH, Düsseldorf.

(26) Finanzergebnis

Finanzergebnis in Mio. €	GJ 2022	GJ 2021
Erträge aus Beteiligungen	15,5	2,0
davon aus verbundenen Unternehmen	-	1,2
sonstige Zinsen und ähnliche Erträge,	34,9	5,4
davon aus verbundenen Unternehmen	5,8	0,3
Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens	-0,5	-81,9
Zinsen und ähnliche Aufwendungen,	-396,2	-81,3
davon an verbundene Unternehmen	-179,0	-17,7
davon Aufwand aus der Aufzinsung von Rückstellungen	-23,0	-45,6
Summe Finanzergebnis	-346,3	-155,8

Die Erträge aus Beteiligungen resultieren im Wesentlichen aus Dividendenausschüttungen von einem assoziierten Unternehmen.

Unter Zinsen und ähnliche Aufwendungen werden im Wesentlichen das saldierte Ergebnis aus dem Aufwand aus dem CTA Deckungsvermögen in Höhe von 117,2 Mio. € (Vorjahr Ertrag 12,6 Mio. €) und dem Zinsaufwand für die Aufzinsung der Pensionsrückstellungen in Höhe von 18,9 Mio. € (Vorjahr 52,3 Mio. €), der Zinsaufwand aus dem Cashpooling mit USE in Höhe von 179,0 Mio. € (Vorjahr 17,7 Mio. €), der Zinsaufwand aus Börsengeschäften in Höhe von 41,6 Mio. € (Vorjahr 14,4 Mio. €), an Kreditinstitute in Höhe von 24,3 Mio. € (Vorjahr 2,5 Mio. €) sowie der Aufwand aus der Aufzinsung von Drohverlustrückstellungen und Rückstellungen für Bewertungseinheiten in Höhe von 3,5 Mio. € (Vorjahr 4,7 Mio. €) ausgewiesen.

(27) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Ausgewiesen wird ein Steueraufwand in Höhe von 0,1 Mio. € (Vorjahr Ertrag 1,8 Mio. €), der im Wesentlichen aus ausländischen Ertragssteuern in Höhe von 0,1 Mio. € (Vorjahr 0,2 Mio. €) resultiert. Es besteht ein ertragsteuerliches Organschaftsverhältnis mit USE.

(28) Jahresergebnis

Im Rahmen des bestehenden Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrags wird der handelsrechtliche Verlust nach Steuern in Höhe von -21.785,1 Mio. € durch die UHG ausgeglichen (Vorjahr: Gewinn in Höhe von 369,6 Mio. €).

E. Sonstige Angaben

Angaben zu Beteiligungen am Kapital der UGC

UGC liegt eine Mitteilung der UHG vor, laut derer UHG eine Mehrheitsbeteiligung (§ 20 Abs. 4 AktG) an UGC sowie ohne Hinzurechnung nach § 20 Abs. 2 AktG mehr als der vierte Teil der Aktien (§ 20 Abs. 1 und 3 AktG) der UGC gehört. Ferner liegt UGC eine Mitteilung der USE vor, laut derer USE gemäß § 16 Abs. 4 AktG mittelbar mehr als der vierte Teil der Anteile (§ 21 Abs. 1 AktG) der UGC sowie gemäß § 16 Abs. 4 AktG mittelbar eine Mehrheitsbeteiligung (§ 21 Abs. 2 AktG) an UGC gehört. Ebenfalls liegt UGC eine Mitteilung der Uniper Beteiligungen GmbH, Düsseldorf (UBE) vor, laut derer UBE mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG eine Mehrheitsbeteiligung (§ 20 Abs. 4 AktG) an der UGC sowie mittelbar gemäß § 16 Abs. 4 Var. 1 AktG ohne Hinzurechnung nach § 20 Abs. 2 AktG mehr als der vierte Teil der Aktien (§ 20 Abs. 1 und 3 AktG) der UGC gehört.

UGC liegt darüber hinaus eine Mitteilung der Fortum Deutschland SE (FSE), Düsseldorf vor, in der diese gemäß § 20 Abs. 5 AktG mitgeteilt hat, dass keine mitteilungspflichtige Beteiligung der FSE an UGC mehr besteht.

Darüber hinaus liegt UGC eine Mitteilung der FSE vor in der FSE gemäß § 20 Abs. 5 AktG jeweils einzeln im Namen und im Auftrag der Gesellschaften Fortum Participation Limited, Shannon (Irland), Fortum P&H Ireland Limited, Shannon (Irland), Fortum Finance Ireland DAC, Shannon (Irland), Fortum Oyi, Espoo, (Finnland) und der Republik Finnland mitgeteilt hat, dass keine mitteilungspflichtigen Beteiligungen an UGC mehr bestehen.

Angaben gemäß § 6b Abs. 2 EnWG

UGC ist in das Konzern-Cashpooling der USE eingegliedert. Zum Bilanzstichtag beläuft sich die Verbindlichkeit aus dem Cashpooling auf 20.760,4 Mio. €. Die Kapitalaufnahme wird zu Marktkonditionen verzinst.

Darüber hinaus wurden von der Uniper IT GmbH, Düsseldorf Dienstleistungen in Höhe von 89,5 Mio. € bezogen.

Haftungsverhältnisse, außerbilanzielle Geschäfte und sonstige finanzielle Verpflichtungen

Aus Garantien und Gewährleistungsverträgen resultieren Verpflichtungen in Höhe von 3.184,6 Mio. €.

Diese bestehen im Wesentlichen aus von der Rechtsvorgängerin E.ON Ruhrgas AG übernommenen vertraglich vereinbarten Garantien aus der früheren Anteilsveräußerung an E.ON Ruhrgas Thüga Holding GmbH. Für die vorgenannten Garantien und Patronatserklärungen gegenüber Dritten wurden keine Rückstellungen gebildet. Nach Prüfung der jeweiligen finanziellen Situation sowie der einzelnen Geschäftsmodelle liegen UGC zum Bilanzstichtag keine Anzeichen dafür vor, dass die entsprechenden Parteien ihre Verpflichtungen nicht erfüllen können werden. Mit einer Inanspruchnahme von UGC ist daher nicht zu rechnen.

Die Fortum Oyj, Espoo, Finnland gewährt UGC eine Garantiezusagen in Höhe von 0,9 Mrd. € (Vorjahr: 2,0 Mrd. €). UGC hat diese Zusage zum Bilanzstichtag in voller Höhe in Anspruch genommen.

UGC verfügt bei drei Clearinginstituten über eine gesamte Sicherheitenlinie in Höhe von 478,1 Mio. € (Vorjahr 975,0 Mio. €). Diese ist zum Bilanzstichtag in Höhe von 473,4 Mio. € in Anspruch genommen. Von der gesamten Sicherheitenlinie hat UGC 43,1 Mio. € an zwei verbundene Unternehmen weitergereicht. Für deren Inanspruchnahme (38,4 Mio. €) haftet UGC dem entsprechenden Clearinginstitut gegenüber in voller Höhe.

Weiterhin wurden UGC von USE Banksicherheiten i.H.v. 804,5 Mio. € (Vorjahr 751,9 Mio. €) gewährt. Diese sind zum Bilanzstichtag in voller Höhe in Anspruch genommen.

Zum Bilanzstichtag bestehen sonstige finanzielle Verpflichtungen in Höhe von 5.284,3 Mio. € (Vorjahr 6.126,2 Mio. €), von denen 1.406,1 Mio. € (Vorjahr 1.808,2 Mio. €) auf verbundenen Unternehmen entfallen. Im Wesentlichen bestehen diese aus vertraglichen Verpflichtungen für Gas- und LNG-Speicher und Transportkapazitäten (4.472,4 Mio. €), von denen 1.312,6 Mio. € auf verbundenen Unternehmen entfallen. Weitere wesentliche Bestandteile sind Verpflichtungen aus dem Frachtgeschäft in Höhe von 680,9 Mio. €.

Nachtragsbericht

Vorgänge von besonderer Bedeutung nach dem Schluss des Geschäftsjahres liegen nicht vor.

Organe der Gesellschaft

Aufsichtsrat

Der Aufsichtsrat der UGC setzt sich wie folgt zusammen:

Klaus-Dieter Maubach

Vorstandsvorsitzender der USE

(Vorsitzender des Aufsichtsrates)

Sandra Merke

Betriebsratsvorsitzende der UGC

(stellvertretende Vorsitzende des Aufsichtsrates)

Sascha Fehlemann

Abteilungsleiter, Rechtsabteilung der UGC

Arne Hauner

Direktor Innovation bei der USE

Michael McCall

Angestellter, Frontoffice der UGC

Claudia Menke

Bereichsleiterin Tax der USE (seit dem 01.12.2022)

Sandra Michaelis

Stellvertretende Betriebsratsvorsitzende der UGC

Arne Tretau

Bereichsleiter HR Business Partner & Center of Expertise der USE

Fabienne Twelemann

Bereichsleiterin Energieeffizienz der USE

Peter Tigges

Bereichsleiter Tax der USE (bis zum 30.11.2022)

Vorstand

Der Vorstand der UGC setzt sich wie folgt zusammen:

Niek den Hollander

Vorstandsvorsitzender

Damian Bunyan

Mitglied des Vorstands

Tina Hinz

Mitglied des Vorstands

Novera Khan

Mitglied des Vorstands

Dr. Thomas Linßen

Mitglied des Vorstands

Organbezüge

Gesamtbezüge des Aufsichtsrats

Insgesamt wurden dem Aufsichtsrat für das abgelaufene Geschäftsjahr Bezüge in Höhe von 110,4 T€ (im Vorjahr 99,1 T€) gewährt.

Gesamtbezüge des Vorstands

Kein Vorstandsmitglied ist bei UGC beschäftigt. UGC verzichtet daher auf die Veröffentlichung der Bezüge der Vorstandsmitglieder.

Früheren Mitgliedern des Vorstands bzw. der Geschäftsführung wurden im Geschäftsjahr keine Vergütungen gewährt. Jedoch wurden für diesen Personenkreis für laufende Pensionen und Anwartschaften auf Pensionen Rückstellungen in Höhe von 45,7 Mio. € gebildet.

Honorar des Abschlussprüfers

Die Angaben zum Gesamthonorar des Abschlussprüfers sind in der Gesamtangabe im USE Konzernabschluss enthalten.

Düsseldorf, den 09. Februar 2023

Uniper Global Commodities SE

Der Vorstand

Niek den Hollander

Damian Bunyan

Tina Hinz

Novera Khan

Dr. Thomas Linßen

Anteilsbesitz

An den folgenden Gesellschaften hält UGC direkte und/oder indirekte Anteile.

Angaben zum Beteiligungsbesitz gemäß § 285 Nr. 11 HGB (Stand 31.12.2022)
Gesellschaft, Sitz	Kapitalanteil %	Eigenkapital Mio € ⁶⁾	Ergebnis Mio € ⁶⁾
AS Latvijas Gāze, LV, Riga ²⁾	18,3	286,3	0,1
Deutsche Flüssigerdgas Terminal beschränkt haftende oHG, DE, Düsseldorf ^{3), 4), 5)}	90,0	0,0	0,0
DFTG-Deutsche Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Wilhelmshaven ^{3), 4)}	90,0	0,1	0,0
E.ON Ruhrgas Nigeria Limited, NG, Abuja ²⁾	100,0	-0,2	-0,1
Etzel Gas-Lager GmbH & Co. KG, DE, Friedeburg-Etzel	75,2	20,0	25,1
Etzel Gas-Lager Management GmbH, DE, Friedeburg-Etzel	75,2	0,0	0,0
Freya Bunde-Etzel GmbH & Co. KG, DE, Düsseldorf	60,0	5,3	0,0
Freya Bunde-Etzel Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Düsseldorf	100,0	0,0	0,0
Kokereigasnetz Ruhr GmbH, DE, Essen ^{1), 3)}	100,0	7,8	0,0
Liqvis France SASU, FR, Paris	100,0	7,3	-0,7
Liqvis GmbH, DE, Düsseldorf ^{1), 3)}	100,0	0,3	0,0
Lubmin-Brandov Gastransport GmbH, DE, Essen ³⁾	100,0	150,1	0,0
METHA-Methanhandel GmbH, DE, Düsseldorf ³⁾	100,0	0,0	0,0
RAG-Beteiligungs-Aktiengesellschaft, AT, Maria Enzersdorf	30,0	405,2	48,0
RGE Holding GmbH, DE, Düsseldorf ^{1), 3)}	100,0	102,3	0,0
SOCAR-UNIPER LLC, AZ, Sumgait ²⁾	49,0	19,2	5,7
Uniper BioMethan GmbH, DE, Düsseldorf	100,0	0,0	-0,9

Angaben zum Beteiligungsbesitz gemäß § 285 Nr. 11 HGB (Stand 31.12.2022)
Gesellschaft, Sitz	Kapitalanteil %	Eigenkapital Mio € ⁶⁾	Ergebnis Mio € ⁶⁾
Uniper Energy DMCC, AE, Dubai ²⁾	100,0	101,3	-41,0
Uniper Energy Fujairah FZE, AE, Fujairah free zone ²⁾	100,0	0,0	0,0
Uniper Energy Sales GmbH, DE, Düsseldorf ³⁾	100,0	2.596,3	0,0
Uniper Energy Storage GmbH, DE,Düsseldorf ³⁾	100,0	261,3	0,0
Uniper Energy Trading NL Staff Company B.V., NL, Rotterdam	100,0	0,9	0,1
Uniper Energy Trading UK Staff Company Limited, GB, Birmingham	100,0	0,8	0,0
Uniper Global Commodities Canada Inc., CA, Toronto ²⁾	100,0	0,3	0,0
Uniper Global Commodities London Ltd., GB, Birmingham	100,0	2,2	0,7
Uniper Global Commodities UK Limited, GB, Birmingham	100,0	64,1	38,1
Uniper Market Solutions GmbH, DE, Düsseldorf ³⁾	100,0	5,3	0,0
Uniper Ruhrgas International GmbH, DE, Essen ^{1), 3)}	100,0	2.214,6	0,0
Uniper Trading Canada Ltd., CA, Toronto ²⁾	100,0	-37,8	-30,1

¹⁾ Für die Gesellschaft wird § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264 b HGB für das aktuelle, wie auch das Vorjahr in Anspruch genommen

• ²⁾ Werte nach IFRS ³⁾ Gewinnabführungsvertrag (Ergebnis nach Gewinnabführung) innerhalb der Uniper Gruppe

• ⁴⁾ Gewinnabführungsvertrag (Ergebnis nach Gewinnabführung) außerhalb der Uniper Gruppe

• ⁵⁾ UGC ist unbeschränkt haftender Gesellschafter

• ⁶⁾ Basierend auf dem letztverfügbaren Jahresabschluss

Entwicklung des Anlagevermögens

Entwicklung des Anlagevermögens in Mio €	Anschaffungs- und Herstellungskosten 01.01.2022	Zugänge	Zugang aus Verschmelzung	Abgänge	Umbuchungen	Anschaffungs- und Herstellungskosten 31.12.2022
Entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	127,6	0,0	0,0	0,0	2,4	130,0
Geleistete Anzahlungen	9,4	3,8	0,0	0,0	-2,4	10,8
Immaterielle Vermögensgegenstände	137,0	3,8	0,0	0,0	0,0	140,8
Technische Anlagen und Maschinen	12,5	6,3	0,0	0,0	1,0	19,8
Betriebs- und Geschäftsausstattung	18,4	0,2	0,0	0,1	0,0	18,5
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	1,7	4,5	0,0	0,0	-1,0	5,2
Sachanlagen	32,6	11,0	0,0	0,1	0,0	43,5
Anteile an verbundenen Unternehmen	4.574,3	0,0	0,0	0,0	0,0	4.574,3
Beteiligungen	146,7	0,0	0,0	0,1	0,0	146,6
Sonstige Ausleihungen	0,2	0,0	0,0	0,1	0,0	0,1
Finanzanlagen	4.721,2	0,0	0,0	0,2	0,0	4.721,0
ANLAGEVERMÖGEN	4.890,8	14,8	0,0	0,3	0,0	4.905,3

Entwicklung des Anlagevermögens in Mio €	Kumulierte Abschreibungen 01.01.2022	Abschreibungen des GJ	Abgänge des GJ	Zuschreibungen	Außerplanmäßigen Abschreibungen
Entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	120,1	3,5	0,0	0,0	0,0
Geleistete Anzahlungen	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Immaterielle Vermögensgegenstände	120,1	3,5	0,0	0,0	0,0
Technische Anlagen und Maschinen	0,5	0,8	0,0	0,0	0,0
Betriebs- und Geschäftsausstattung	18,1	0,1	0,1	0,0	0,0
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Sachanlagen	18,6	0,9	0,1	0,0	0,0
Anteile an verbundenen Unternehmen	125,5	0,0	0,0	81,2	0,0
Beteiligungen	0,6	0,0	0,1	0,4	0,5
Sonstige Ausleihungen	0,1	0,0	0,0	0,0	0,0
Finanzanlagen	126,2	0,0	0,1	81,6	0,5
ANLAGEVERMÖGEN	264,9	4,4	0,2	81,6	0,5

Entwicklung des Anlagevermögens in Mio €	Kumulierte Abschreibungen 31.12.2022	Buchwert 31.12.2022	Buchwert 31.12.2021
Entgeltlich erworbene Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	123,6	6,4	7,5
Geleistete Anzahlungen	0,0	10,8	9,4
Immaterielle Vermögensgegenstände	123,6	17,2	16,9
Technische Anlagen und Maschinen	1,3	18,5	12,0
Betriebs- und Geschäftsausstattung	18,1	0,4	0,3
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	0,0	5,2	1,7
Sachanlagen	19,4	24,1	14,0
Anteile an verbundenen Unternehmen	44,3	4.530,0	4.448,8
Beteiligungen	0,6	146,0	146,1
Sonstige Ausleihungen	0,1	0,0	0,1
Finanzanlagen	45,0	4.676,0	4.595,0
ANLAGEVERMÖGEN	188,0	4.717,3	4.625,9

BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf

VERMERK ÜBER DIE PRÜFUNG DES JAHRES ABSCHLUSSES UND DES LAGEBERICHTS

Prüfungsurtei le

Wir haben den Jahresabschluss der Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2022 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der Uniper Global Commodities SE für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 geprüft. Die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f Abs. 4 HGB (Angaben zur Frauenquote) haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

•

entspricht der beigefügte Jahresabschluss 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 der Gesellschaft zum 31. Dezember 2022 sowie ihrer Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 und

•

vermittelt der beigefügte Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Lagebericht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum Lagebericht erstreckt sich nicht auf den Inhalt der oben genannten Erklärung zur Unternehmensführung.

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

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts 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 Jahresabschlusses und des Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen 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 Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen.

Sonstige Informationen

Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f Abs. 4 HGB (Angaben zur Frauenquote) als nicht inhaltlich geprüften Bestandteil des Lageberichts.

Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab.

Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die oben genannten sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

•	wesentliche Unstimmigkeiten zum Jahresabschluss, zu den inhaltlich geprüften Lageberichtsangaben oder zu unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder

•	anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den Lagebericht

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

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

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

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahres abschlusses und des Lageberichts

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

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

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

•

identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher falscher Darstellungen im Jahresabschluss und im Lagebericht aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass aus dolosen Handlungen resultierende wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist höher als das Risiko, dass aus Irrtümern resultierende wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, da dolose Handlungen kollusives Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können.

•

gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Jahresabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Lageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme der Gesellschaft abzugeben.

•	beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben.

•

ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Jahresabschluss und im Lagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass die Gesellschaft ihre Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann.

•

beurteilen wir Darstellung, Aufbau und Inhalt des Jahresabschlusses insgesamt einschließlich der Angaben sowie ob der Jahresabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt.

•	beurteilen wir den Einklang des Lageberichts mit dem Jahresabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage der Gesellschaft.

•

führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Lagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen.

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

SONSTIGE GESETZLICHE UND ANDERE RECHTLICHE ANFORDERUNGEN

Vermerk über die Prüfung der Einhaltung der R echnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Prüfungsurteil

Wir haben geprüft, ob die Gesellschaft ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 eingehalten hat.

Nach unserer Beurteilung wurden die Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten.

Grundlage für das Prüfungsurteil

Wir haben unsere Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Führung getrennter Konten in Übereinstimmung mit § 6b Abs. 5 EnWG unter Beachtung des IDW Prüfungsstandards: Prüfung nach § 6b Energiewirtschaftsgesetz (IDW PS 610 n.F. (07.2021)) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG" weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir wenden als Wirtschaftsprüfungsgesellschaft die Anforderungen des IDW Qualitätssicherungsstandards: Anforderungen an die Qualitätssicherung in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QS 1) an. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für die Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig erachtet haben, um die Pflichten zur Führung getrennter Konten einzuhalten.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten der Gesellschaft nach § 6b Abs. 3 EnWG.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob die gesetzlichen Vertreter ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten haben.

Ferner umfasst unsere Zielsetzung, einen Vermerk in den Bestätigungsvermerk aufzunehmen, der unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG beinhaltet.

Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten umfasst die Beurteilung, ob die Zuordnung der Konten zu den Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 4 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt ist und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde.

Düsseldorf, den 9. Februar 2023

PricewaterhouseCoopers GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer

German Public Auditor

ppa. Fredrik Räkers, Wirtschaftsprüfer

German Public Auditor

Bericht des Aufsichtsrates

der Uniper Global Commodities SE

Das Jahr 2022 stellte für Uniper eine Zäsur in der Unternehmensgeschichte dar. Der Ausbruch des russischen Kriegs gegen die Ukraine und die sich daraus ergebenden Folgen für die gesamte Energiewirtschaft und insbesondere für Uniper als größten deutschen Gasimporteuer haben den Konzern vor besondere Herausforderungen gestellt. Durch ausbleibende Gaslieferungen aus Russland, dadurch erforderliche Gasersatzbeschaffungen und gleichzeitig enorme Preisanstiege an den Energiemärkten geriet Unipers Liquidität und Eigenkapital stark unter Druck, so dass das Unternehmen stabilisiert werden musste. Nach monatelangen Verhandlungen mit der Bundesregierung konnte im Dezember 2022 ein Rahmenvertrag zwischen Uniper und dem Bund abgeschlossen werden, der die Basis für Unipers finanzielle Stabilisierung darstellt. Somit kann Uniper weiterhin einen signifikanten Beitrag für die Energieversorgungssicherheit Deutschlands und Europas leisten.

Der Aufsichtsrat der Uniper Global Commodities SE ist vom Vorstand regelmäßig über die Entwicklung und die Lage des Unternehmens sowie die wesentlichen Geschäftsvorgänge unterrichtet worden. Anhand der Berichte und erteilten Auskünfte hat der Aufsichtsrat die Geschäftsführung überwacht, Geschäftsvorgänge von besonderer Bedeutung eingehend beraten und sich von der Ordnungsmäßigkeit der Geschäftsführung überzeugt. Die Sitzungsfrequenz des Aufsichtsrats wurde im Jahr 2022 aufgrund der angespannten Situation deutlich erhöht, um den gesteigerten Überwachungs- und Beratungspflichten des Aufsichtsrats Rechnung zu tragen.

Im Aufsichtsrat wurde eingehend über die aktuellen Entwicklungen der Geschäftsaktivitäten, Veränderungen des Geschäftsportfolios und Maßnahmen als Reaktion auf die russischen Gaslieferbeschränkungen beraten. Im Hinblick auf das operative Geschäft hat sich der Aufsichtsrat ausführlich mit den extremen Preisentwicklungen auf den nationalen und internationalen Energiemärkten, u.a. insbesondere infolge des russischen Kriegs gegen die Ukraine, sowie der wirtschaftlichen Lage des Konzerns beschäftigt, über die der Vorstand jeweils kontinuierlich informierte. Darüber hinaus wurden die Margining-Anforderungen und die Liquiditätssituation genau überwacht und intensiv diskutiert, um den sehr volatilen Marktpreisentwicklungen zu begegnen.

Der Vorstand informierte den Aufsichtsrat weiterhin ausführlich über Entwicklungen der neuen Geschäftsinitiativen sowie die Mittelfristplanung und berichtete schließlich über die im Dezember 2022 erfolgte Rückabwicklung der gemeinsamen Kooperationsaktivitäten mit Fortum in den Bereichen Wasserstoff, Erneuerbare Energien sowie Nordische Wasserkraft und Optimierung.

Der Jahresabschluss und der Lagebericht der Uniper Global Commodities SE, Düsseldorf, zum 31. Dezember 2022 ist unter der Einbeziehung der Buchführung von der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen worden. Der Prüfungsbericht wurde den Aufsichtsratsmitgliedern ausgehändigt. Der Aufsichtsrat hat zustimmend von dem Ergebnis der Prüfung Kenntnis genommen.

Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss sowie den Lagebericht zum 31. Dezember 2022 geprüft. Der Abschlussprüfer hat an den Beratungen des Aufsichtsrats über diese Vorlagen teilgenommen und über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfung berichtet. Der Aufsichtsrat erklärt, dass nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung keine Einwendungen gegen den Jahresabschluss und den Lagebericht zu erheben sind. Der Aufsichtsrat billigt den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss, der damit festgestellt ist.

Der Aufsichtsrat spricht dem Vorstand, den Belegschaftsvertretern und allen Mitarbeitenden für ihre im Geschäftsjahr 2022 geleistete Arbeit Dank aus.

Düsseldorf, 10.02.2023

Der Aufsichtsrat

Prof. Dr. Klaus-Dieter Maubach, Vorsitzender

Uniper Global Commodities SE

Eigentümerstruktur