Interim report
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7C SOLARPARKEN AG HALBJAHRESBERICHT 2026
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2 INHALTVERZEICHNIS BERICHT DES VORSTANDS 3 KONZERNZWISCHENLAGEBERICHT 5 KONZERNZWISCHENABSCHLUSS 63 ANHANG ZUM KONZERNZWISCHENABSCHLUSS 72 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER 123
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3 BERICHT DES VORSTANDS Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, Sehr geehrte Damen und Herren, Wir freuen uns, Ihnen auch in diesem Jahr unseren Halbjahresbericht präsentieren zu dürfen. Nicht nur, weil wir im ersten Halbjahr 2026 ein gutes EBITDA-Ergebnis verzeichnen konnten, sondern auch, weil der Konzern heute die EBITDA-Prognose für das Gesamtjahr bestätigen kann. Der spezifische Ertrag (kWh/kWp) lag im Berichtszeitraum in Deutschland mit 536 kWh/kWp um 4 % unter dem Niveau der Vorjahresperiode, jedoch 3 % über dem langfristigen Durchschnitt und ist damit insgesamt als zufriedenstellend einzustufen. Der Zubau von Solaranlagen wirkte sich gegenläufig zum spezifischen Ertrag aus; demzufolge erhöhte sich der Marktanteil von Solarstrom an der deutschen Nettostromerzeugung im ersten Halbjahr 2026 im Vergleich zur Vorjahresperiode auf 19,4 %. Dennoch geriet der Marktwert Solar nicht weiter unter Druck und stieg sogar um 22 % auf EUR 44/MWh. Positiv ist ebenfalls zu werten, dass die Capture Ratio, d. h. das Verhältnis zwischen Marktwert Solar und dem Strompreis für Grundlastversorgung, trotz gestiegener Solarstrommenge von 45 % auf 46 % zunahm und die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen um 24 % zurückging. Der Vorstand sieht hierin insbesondere einen positiven Beitrag der zunehmenden Speicherleistung sowie des Solarspitzengesetzes aus dem Jahr 2025. Diese Entwicklungen scheinen zwar die Zahl der Stunden mit Nullpreisen zu erhöhen, gleichzeitig aber die Zahl negativer Preisstunden zu begrenzen. Die durchschnittlich gewichtete Leistung des IPP-Portfolios betrug im ersten Halbjahr 494 MWp, während die installierte Leistung bereits 504 MWp erreichte. Insbesondere konnte im ersten Halbjahr die Anlage Reuden-Süd (20 MWp) ans Netz angeschlossen werden. Das Portfolio erzielte im ersten Halbjahr eine Produktion von 231 GWh (+3,7 %) bei rückläufigen Umsatzerlösen von EUR 35,1 Mio. (-2,2 %). Der Konzern weist für die ersten sechs Monate des Geschäftsjahres ein EBITDA von EUR 28,9 Mio. aus, was einem Rückgang von 12 % gegenüber der Vorjahresperiode entspricht. Dies ist auf dem Wegfall von sehr vorteilhaften Strompreisswapvereinbarungen einerseits und eine Zunahme des operativen Betriebsaufwands andererseits zurückzuführen. Obwohl sich die Lage am Strommarkt zumindest stabilisierte, ist die Lage auf dem Kapitalmarkt angespannter als noch vor einem Jahr. Sowohl die Zinssätze als Eigenkapitalkosten steigen an, sodass sich die durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC), welche für die Bewertung von Solaranlagen verwendet werden, angestiegen sind. Aus diesem Grund musste der Konzern im Berichtszeitraum außerplanmäßige Wertminderungen der Sachanlagen in Höhe von EUR 5,4 Mio. verzeichnen. Dennoch konnte der Konzern im ersten Halbjahr 2026 ein positives Periodenergebnis i. H. v. EUR 0,6 Mio. verzeichnen. Der Vorstand stellt fest, dass der Buchwert des Konzerns 2,71 EUR je Aktie beträgt, was bedeutet, dass die Gesellschaft ein Verhältnis Kurs-Buchwert von deutlich kleiner als eins hat. Vor diesem Hintergrund ist zu verstehen, dass das zweite Aktienrückkaufprogramm des laufenden Geschäftsjahres am 4. August 2026 aufgelegt wurde. Dieser Bestandteil des Roadmap Towards 2030 befindet sich somit in voller Ausführung. Ein weiterer Schwerpunkt ist der Aufbau eines eigenen Batterieportfolios, der in der zweiten Jahreshälfte weiter an Fahrt aufnehmen soll Wir bedanken uns bei Ihnen sowie bei unseren Mitarbeitern, Aktionären und Geschäftspartnern und freuen uns, wenn Sie uns weiterhin auf unserem „Road towards 2030“ begleiten.
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4 Bayreuth, 22. September 2026 Steven De Proost Koen Boriau Philippe Cornelis Vorstandsvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO) Vorstand
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5 KONZERNZWISCHENLAGEBERICHT FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS ZUM 30. JUNI 2026 7C Solarparken Konzern Bayreuth
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6 INHALTSVERZEICHNIS GRUNDLAGEN DES KONZERNS ............................................................................................................................................ 7 GESCHÄFTSMODELL UND KONZERNSTRUKTUR .......................................................................................... 7 ANLAGENBESTAND ..........................................................................................................................................11 ENTWICKLUNG DES ANLAGENPORTFOLIOS ................................................................................................13 VERMARKTUNGSMODEL DES DEUTSCHEN ANLAGENPORTFOLIOS ........................................................15 REDISPATCH 2.0 ...............................................................................................................................................22 VERMARTKUNGSMODEL DES BELGISCHEN ANLAGENPORTFOLIOS........................................................23 ZIELE UND STRATEGIEN .................................................................................................................................26 INTERNES STEUERUNGSSYSTEM .................................................................................................................28 WIRTSCHAFTSBERICHT ....................................................................................................................................................... 30 GESAMTWIRTSCHAFTLICHE UND BRANCHENBEZOGENE RAHMEN-BEDINGUNGEN .............................30 WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNG DES KONZERNS ................................................................................55 PROGNOSEBERICHT............................................................................................................................................................. 60 KONZERN ..........................................................................................................................................................60 RISIKO- UND CHANCENBERICHT ........................................................................................................................................ 62 RISIKEN..............................................................................................................................................................62 CHANCEN ..........................................................................................................................................................62
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7 GRUNDLAGEN DES KONZERNS 7C Solarparken positioniert sich als unabhängiger Eigentümer und Betreiber von Solar- und Windkraftanlagen (Independent Power Producer oder kurz: IPP) mit Schwerpunkt auf der Einspeisung des erzeugten Stroms in Deutschland. Im zweitgrößten Markt Belgien wird etwa die Hälfte des erzeugten Stroms an Gebäudenutzer verkauft; die andere Hälfte wird in das Netz eingespeist. GESCHÄFTSMODELL UND KONZERNSTRUKTUR Der 7C Solarparken-Konzern (im Folgenden kurz 7C Solarparken oder der Konzern genannt) hat als Tätigkeitsschwerpunkt den Verkauf von Strom aus Solar-/Windenergieanlagen, sowie den Erwerb, den Betrieb und die laufende Optimierung dieser Anlagen. Der Konzern erwirbt Bestandsanlagen oder entwickelt neue Standorte für Photovoltaik (PV)-Anlagen mit einem eigenen Entwicklungsteam und lässt diese in der Regel von Drittfirmen errichten. Gelegentlich tritt der Konzern auch als Generalunternehmer für eigene PV-Anlagen auf. Darüber hinaus verwaltet der Konzern sein im Eigentum befindliches Immobilienportfolio im sogenannten PV Estate, in dem sich eigene Grundstücke und Gebäude befinden, auf denen die eigenen Solaranlagen betrieben werden. Der Konzern baut seine Aktivitäten im PV Estate in Deutschland kontinuierlich aus. Die Betriebsführung von Anlagen von Drittinvestoren gehört seit 2019 zu den Aktivitäten des Konzerns. Zum Bilanzstichtag wurden noch 36,5 MWp PV-Bestandsanlagen vom Konzern betreut. Die Konzernstruktur zum 30. Juni 2026 stellt sich wie folgt dar:
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8 Mutterunternehmen des Konzerns ist die 7C Solarparken AG mit Sitz in Bayreuth. Sie nimmt die Funktion einer operativen Holdinggesellschaft wahr. Ihr obliegt die Steuerung im Rahmen eines aktiven Anlagenmanagements, die Finanzierung von Konzerngesellschaften sowie die kaufmännische und technische Betreuung der einzelnen Anlagen. Der Konzern bestand am Bilanzstichtag aus dem Mutterunternehmen sowie insgesamt 125 inländischen und 10 ausländischen Tochterunternehmen nebst 3 inländischen und 1 ausländischen Unternehmen, die nicht vom Konzern beherrscht werden, sondern auf die der Konzern einen maßgeblichen Einfluss ausübt. Die 7C Solarparken AG, Bayreuth, stellt in ihrer Funktion als oberstes Mutterunternehmen des Konzerns einen Konzernabschluss nach den Regelungen der IFRS sowie den ergänzenden Bestimmungen nach § 315e Abs. 1 in Verbindung mit Abs. 3 HGB auf. WERTSCHÖPFUNGSMODEL 7C Solarparken positioniert sich als unabhängiger Eigentümer/Betreiber von Solar- und Windkraftanlagen (Independent Power Producer oder kurz: IPP) mit der Einspeisung des generierten Stroms, hauptsächlich in Deutschland. Im zweitgrößten Markt Belgien, wird etwa die Hälfte des erzeugten Stroms an Gebäudenutzer und die andere Hälfte durch Einspeisung verkauft. Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) profitiert nahezu das gesamte deutsche Anlagenportfolio des Konzerns von festen Einspeisevergütungen für erneuerbare Energien über einen Zeitraum von 20 Jahren. Investments dieser Art erwirtschaften demzufolge planbare Cashflows. Da mit dem Jahr der Inbetriebnahme der geförderte Einspeisevergütungssatz (hiernach auch die „Einspeisevergütung“) festgelegt wird – bzw. im Falle einer Ausschreibung mit dem Zeitpunkt der Ausschreibungsbekanntgabe (schon vor Baubeginn) – sind Bestandsanlagen nicht von den zunehmenden Reduzierungen der Einspeisevergütungen für neue Anlagen bzw. von sinkenden Strompreisen betroffen. Wenn der von einer deutschen Erneuerbare-Energieanlage generierte Strom durch die freiwillige oder verpflichtende Direktvermarktung über die EEX-Strombörse veräußert wird, erhält der Konzern den vertraglichen Marktpreis für Solarstrom, üblicherweise den Marktwert Solar, vom Direktvermarkter sowie die positive Differenz zur Einspeisevergütung (hiernach auch „die Marktprämie“) vom Netzbetreiber. Da die Marktprämie nicht negativ werden kann, erhält der Konzern den höheren Wert zwischen Marktpreis und Einspeisevergütung. Für Solaranlagen, die freiwillig in der Direktvermarktung sind, gibt es darüber hinaus eine zusätzliche Förderung von EUR 4 je erzeugter MWh. Der „Marktwert Solar“ ist der erzeugungsgewichtete Durchschnittspreis, den Solaranlagen am EPEX-Spotmarkt erzielen. Er unterscheidet sich fundamental vom einfachen Spotmarktmittelwert (auch „EPEX-Spot“ genannt): Während beim einfachen Spotmarktmittelwert alle Stunden gleich gewichtet werden, berücksichtigt der Marktwert
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9 Solar die Börsenpreise genau dann, wenn Solaranlagen tatsächlich produzieren. Aus dem EPEX-Spot kann zudem für die Produktion einer spezifischen Solaranlage ein anlagenspezifischer Marktwert Solar ermittelt werden. Dieser wird im Bericht als „EPEX Spot Solar“ bezeichnet. Der Konzern ist durch den Umfang des Anlagenportfolios in der Lage, Strompreisswap-Vereinbarungen (oder ähnliche Verträge) abzuschließen, um sich, üblicherweise, für ein bis zwei Jahre Strompreise zu sichern, die oberhalb der Einspeisevergütung der betreffenden Anlagen liegen. Durch die im Anlageportfolio befindlichen Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von zusammen 5,9 MW sollen Schwankungen im Stromertrag des Konzerns verringert werden, d. h., dass schlechte Einstrahlungsjahre von der Produktion der Windkraftanlagen tendenziell gestützt, schlechtere Windverhältnisse hingegen tendenziell durch gute Einstrahlungsjahre kompensiert werden. Der Konzern erzielt in Belgien sowohl durch Investitionen in Solarparks als auch durch das dortige Vermarktungsmodell eine Wertschöpfung; dieses wird nachfolgend näher beschrieben. Die Kernkompetenz des Konzerns ist das professionelle Management von Solar- und Windkraftanlagen von der Akquisition und Finanzierung über den Betrieb bis hin zur Optimierung der Anlagen. Ein wesentlicher Bestandteil der Wertschöpfung ist die Ertragssteigerung durch technische und kaufmännische Optimierung der Solar- und Windkraftanlagen. Dabei achtet das Management darauf, dass die Solar- und Windkraftanlagen auch tatsächlich über ihre gesamte technische Nutzungsdauer unter Berücksichtigung einer effizienten Kostenstruktur betrieben werden können. Ziel ist es, die Anlagen während der Laufzeit der Einspeisevergütung und, soweit möglich, darüber hinaus in ihrer Substanz zu erhalten. Angesichts der langfristigen planbaren Cashflows sind die Solar- und Windparks der Gesellschaft grundsätzlich in einem Verhältnis von 35 % Eigenkapital zu 65 % Fremdkapital finanziert. Dadurch, dass rechtlich unabhängige Projektgesellschaften (Special Purpose Vehicles oder kurz: SPVs) die Solar- und Windparks erwerben und betreiben, ergibt sich eine Risikostreuung und damit Risikominimierung für den Konzern. Der Konzern verfügt auch über ein eigenes Projektentwicklungsgeschäft in den beiden großen Märkten Deutschland und Belgien. Die Aufgaben der Projektentwicklung bestehen im Wesentlichen darin, neue eigene PV-Projekte und Batterieprojekte bis zur Baureife zu bringen. Insbesondere die Identifizierung von geeigneten Flächen, die Vereinbarung von Pacht-/ Nutzungs- und Gestattungsverträgen, die Bauplanung und -genehmigung sowie der Netzanschluss sind Inhalte der Projektentwicklung. Darüber hinaus gehört auch die Auswahl des Generalunternehmers für den Bau der Anlage zu den Aufgaben des Projektentwicklungsteams ebenso wie die Angebotsvorbereitung für Anlagen, deren Einspeisetarif durch das Ausschreibungsverfahren nach der Freiflächenanlagenausschreibungsverordnung (FFAV) vergeben werden. In Belgien ist auch das Verhandeln von Strompreisen mit potenziellen Stromkunden, sowohl für die Stromlieferung von Kunden vor Ort als auch über das öffentliche Netz, in Stromabnahme- oder PPA-Verträgen (vom englischen Power Purchase Agreements) Teil des Projektentwicklungsgeschäfts. Gelegentlich übernimmt der Konzern bei Neubauprojekten auch Aufgaben in der Bauplanung, bei der Beschaffung der Hauptkomponenten (vor allem Module, Wechselrichter u. Ä.) sowie bei der Bauüberwachung, sodass der Konzern an der Wertschöpfung in der Projektentwicklungs- und Realisierungsphase partizipieren kann. Der Konzern beteiligt sich auch an der Beschaffung von Komponenten für den Bau eigener Anlagen. Weiterhin ist der Konzern seit 2019 in Deutschland in der Anlagen- und Fondsverwaltung für Drittinvestoren aktiv. Diese Aktivität bildet eine zusätzliche Einnahmequelle und es kann ein Mehrwert durch Synergieeffekte beim
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10 Einkauf u.a. von technischen Dienstleistungen oder Versicherungen realisiert werden. Schließlich kann der Konzern den Fondsgesellschaften zusätzliche Dienstleistungen, z. B. Optimierungen anbieten. Neben der Produktion und dem Verkauf von Strom zu festen und regulierten Preisen an überwiegend öffentliche und gewerbliche Abnehmer (z. B. Netzbetreiber, Energiehändler und lokale Konsumenten) erwirbt 7C Solarparken im Rahmen des PV Estate Eigentum an Grundstücken und Gebäuden bzw. Hallen für unternehmenseigene oder unternehmensfremde PV-Anlagen sowie für neue Solarprojektentwicklungen. Diese Investitionen ermöglichen der Gesellschaft die Einsparung jährlicher Pachtkosten für die PV-Parks und gewährleisten die Unabhängigkeit beim Weiterbetrieb der PV-Anlagen über die Laufzeit eines Pachtvertrags hinaus. Gelegentlich ermöglicht die PV-Estate- Aktivität zusätzliche Mieteinnahmen von Drittkunden, die Teile der konzerneigenen Grundstücke nutzen. ANLAGENPORTFOLIO Der strategische Fokus des Geschäftsmodells liegt auf PV-Anlagen mit einer Leistung zwischen 1 und 20 MWp, da dies die derzeitigen Maximalgrößen für die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren zum Erhalt einer Einspeisevergütung sind. Künftig sollen im Zusammenhang mit dem Betrieb von PV-Anlagen vereinzelt auch Batteriespeicher bzw. Battery Energy Storage Systems („BESS“) am gleichen Standort betrieben werden. Zum 30. Juni 2026 summierte sich das Solar- und Windkraftanlagenportfolio auf eine Leistung von 504 MWp, davon waren 498 MWp Solaranlagen (98,8 % des Gesamtportfolios) und 6 MW Windkraftanlagen (1,2 % des Gesamtportfolios). Insgesamt befanden sich noch Solaranlagen mit einer Leistung von 7 MWp des Portfolios zum Bilanzstichtag im Bau. Die nachfolgende Darstellung des Anlagenbestands umfasst ausschließlich erneuerbare Energieanlagen, die bereits vom Konzern betrieben werden und sich in dessen Eigentum befinden. Das Gesamtportfolio generiert pro Jahr ungefähr 472 GWh elektrischer Energie. Dies reicht nach Einschätzung des Vorstands aus, um mehr als 147.000 Drei-Personen-Haushalte mit Strom zu versorgen. Dadurch werden nach Schätzung des Vorstands pro Jahr rund 516.000 Tonnen CO₂ eingespart.
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11 ANLAGENBESTAND A. Solaranlagen Zum Bilanzstichtag betrieb 7C Solarparken 269 Solarparks (inklusive der sich im Bau befindlichen) mit einer Gesamtkapazität von 498 MWp. Der Großteil des Portfolios an PV-Anlagen befindet sich in Deutschland (434 MWp). Dabei ist der Konzern vor allem in sonnenreichen Teilen der Bundesrepublik, nämlich in Bayern (182 MWp) und Sachsen-Anhalt (79 MWp) sowie auch in Mecklenburg-Vorpommern (37 MWp) präsent. Darüber hinaus beinhaltet das Anlagenportfolio auch Dachanlagen in Belgien (64 MWp). Das Portfolio verteilt sich auf folgende Standorte: Solaranlagen nach Region (Angaben in MWp) Quelle: Eigene Darstellung Änderungen in der Zusammenstellung der geografischen Zuordnung des Anlagenportfolios (z. B. künftige Investitionen in weniger sonnenreiche deutsche und belgische Regionen) sowie der Anteil an – tendenziell suboptimal ausgerichteten – Dachanlagen im Portfolio können zu einer Verringerung des spezifischen Ertrags (kWh/kWp) sowie der Performance Ratio führen. Die durchschnittliche Größe der Solarparks liegt derzeit bei 1,7 MWp pro Anlage.
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12 Zusammensetzung des Solaranlagenportfolios nach Größe in MWp (links) und nach Typ (rechts) Quelle: Eigene Darstellung Der Konzern verfügt in seinem Portfolio sowohl über solare Freiflächen als auch über Dachanlagen. Den größten Anteil an den Solaranlagen bilden die deutschen Freiflächenanlagen mit 66 %. Im Vergleich zu anderen größeren Solaranlagenbetreibern auf dem deutschen Markt hat der Konzern mit ca. 21 % des Gesamtportfolios einen relativ hohen Anteil an Dachanlagen in Deutschland im Bestand. Die Anlagen in Belgien machen 13 % des gesamten Solarportfolios aus. Dachanlagen sind zwar typischerweise operativ schwieriger zu betreiben und durch eine häufig suboptimale Ausrichtung der Module ertragsschwächer je installierter kW, erhalten dafür aber eine höhere Einspeisevergütung und haben oft auch eine bessere Chance auf einen guten Strompreis nach Ablauf des Einspeisevergütungszeitraums, da sich Stromverbraucher meist in unmittelbarer Nähe der Solaranlage befinden. B. Windkraftanlagen Das Windenergieportfolio des Konzerns besteht aus zwei im Jahr 2019 erworbenen und operativen Windkraftanlagen. Beide Anlagen liegen in Rheinland-Pfalz. Die Gesamtkapazität der Anlagen liegt bei 5,9 MW. Während die Anlage Medard 2 (2,8 MW) 2016 in Betrieb genommen wurde und mit einer Turbine von General Electric ausgestattet ist, wird die 2015er Anlage Stetten 2 (3,1 MW) mit einer Vestas-Turbine betrieben.
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13 ENTWICKLUNG DES ANLAGENPORTFOLIOS IN / DEVESTITIONEN Das IPP-Portfolio blieb im Berichtszeitraum unverändert: Es wurden weder Investitionen in neue Anlagen noch Devestitionen von Bestandsanlagen getätigt. In der Vergleichsperiode hatte der Konzern noch eine Anlage in Nettgau (0,7 MWp) veräußert. Der Konzern hat im Berichtszeitraum jedoch wohl in der Fertigstellung verschiedener sich am 31. Dezember 2025 noch im Bau befindlichen Anlagen investiert, sodass Solaranlagen mit einer Leistung i. H. v. 21 MWp im Berichtszeitraum ans Netz angeschlossen werden konnten. Dies ist hauptsächlich dem Netzanschluss der Solaranlage Reuden Süd (20 MWp) zu verdanken. Daneben hat der Konzern auch die Weichen für den Ausbau des geplanten BESS-Portfolios gestellt (Siehe Geschäftsplan Roadmap towards 2030). Eine erste kleine Speicheranlage (0,1 MW) wurde im Berichtszeitraum im Betrieb genommen und der Bau von 34 MW an Batterieanlagen steht im kommenden Jahr bevor. Schließlich wurde in der zweiten Jahreshälfte mit dem Bau zwei neuer Solaranlagen in Peenemünde (10 MWp) und Gera (7 MWp) angefangen. VERWALTETES ANLAGENPORTFOLIO Der Konzern führt die kaufmännische Verwaltung für Solaranlagen in Deutschland aus. Das kaufmännische Management der deutschen Anlagen bezieht sich auf die Verwaltung von zwei Fondsgesellschaften, die insgesamt vier solare Freiflächenanlagen mit einer Leistung von 36,5 MWp betreiben. Die Solaranlagen befinden sich hauptsächlich an Standorten in Sachsen-Anhalt. Die Leistungsklasse der Solarparks bewegt sich zwischen 6,4 MWp und 11,5 MWp und ist somit vergleichbar mit dem Anlagenportfolio des Konzerns. Das verwaltete Anlagenportfolio produziert pro Jahr ungefähr 40 GWh Energie. Dies reicht nach Einschätzung des Vorstands aus, um mehr als 11.000 Drei-Personen-Haushalte zu versorgen. Dadurch werden pro Jahr rund 44.000 Tonnen CO₂ eingespart. PV ESTATE PORTFOLIO Neben dem Erwerb von Solar- und Windkraftanlagen tätigt der Konzern Investitionen in Immobilien, die mehrheitlich für die Erzeugung von Solarstrom genutzt werden, das sogenannte PV Estate. Insgesamt hatte der Konzern am 30. Juni 2026 207 ha Grundfläche im Eigentum, auf der Solaranlagen mit einer Leistung von 92 MWp installiert waren oder sich im Bau befanden. Dies entspricht etwa einem Sechstel im Verhältnis zum Anlagenportfolio von 504 MWp am Bilanzstichtag. Das PV Estate befindet sich in verschiedenen Bundesländern Deutschlands, dort allerdings hauptsächlich in den sonnenreichsten Regionen des Landes: Sachsen, Sachsen-Anhalt und Bayern, wie sich aus der unterstehenden grafischen Darstellung entnehmen lässt.
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14 Geografische Verteilung des PV Estate zum 30. Juni 2026 Quelle: eigene Darstellung unter Angabe der Größe und der auf der Fläche (bereits) installierten Leistung Auf den Grundstücken oder Gebäuden des PV Estate werden entweder (teilweise) bereits eigene Solaranlagen betrieben bzw. neue Solarprojekte entwickelt oder es werden Grundstücke oder Flächen von der 7C Solarparken langfristig an Dritte verpachtet, die darauf ihre eigenen Solaranlagen betreiben. PV Estate nach Immobilientyp zum 30. Juni 2026 Quelle: eigene Darstellung Bei den PV Estate Grundstücken handelt es sich vor allem um Konversionsflächen (50 %) und in einzelnen Fällen auch um Gewerbe- bzw. Agrarflächen. Die Bürogebäude (0,3 %) betreffen den Hauptsitz des Konzerns in Bayreuth und einen Sitz in Belgien. Das PV-Estate-Portfolio wurde im Berichtszeitraum um eine Fläche von 8,2 ha in Gera erweitert, auf der eine Solaranlage (7 MWp) sowie eine BESS-Anlage mit einer Leistung von 6 MW errichtet werden sollen.
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15 VERMARKTUNGSMODELL DES DEUTSCHEN ANLAGENPORTFOLIOS In Deutschland werden Vergütungssätze für Strom aus erneuerbaren Energien im Wesentlichen vom Erneuerbare- Energien-Gesetz (EEG) bestimmt. Seit dem Jahr 2000 regelt das EEG unter anderem, unter welchen Umständen und in welcher Höhe der mittels Solar- und Windenergieanlagen generierte Strom vergütet wird. Ein wesentlicher Baustein des bisherigen EEG ist, dass der von der Solaranlage produzierte Strom prinzipiell vollständig ins öffentliche Netz eingespeist wird. Der reguläre Einspeisevergütungssatz, der für Freiflächenanlagen ein anderer ist als für Dachanlagen, wird für einen Zeitraum von 20 Jahren zuzüglich des Jahres der ersten Inbetriebnahme garantiert. Es gilt seit der Einführung des EEG 2017 die Pflicht, sich für größere Anlagen (typisch: > 750 kWp) einen Förderungstarif über eine Ausschreibung zu sichern. Der Zuschlag, den man in solchen Ausschreibungsverfahren erhält, ist dann für 20 Jahre nach Inbetriebnahme der reguläre Einspeisevergütungssatz für dieses Projekt. Das deutsche Anlagenportfolio des Konzerns besteht nahezu ausschließlich aus Solar- bzw. Windkraftanlagen, die einen festen Einspeisevergütungssatz aufgrund ihres Inbetriebnahmedatums bzw. aus einer Ausschreibung erhalten. In der nachstehenden Grafik wird die Leistung in MWp sowie das Inbetriebnahmejahr der deutschen Anlagen, die einen festen Einspeisevergütungssatz haben, unter Angabe des jeweiligen Einspeisevergütungssatzes (in EUR je MWh) auf der schwarzen Linie dargestellt. Deutsches Anlagenportfolio (Solar- und Windkraftanlagen) zum 30. Juni 2026 Quelle: eigene Darstellung – die Jahrangabe betrifft das EEG-Inbetriebnahmejahr der jeweiligen Solaranlage(n) Seit 2012 bemüht sich die deutsche Regierung, die Solaranlagen mittels der Direktvermarktung in den Strommarkt zu integrieren. Dabei haben Anlagenbetreiber für Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis 2016 die Wahl, ihren Strom auch an der EEX-Strompreisbörse anzubieten, wohingegen für Anlagen mit einer Inbetriebnahme ab 2016 das Angebot an der EEX-Strompreisbörse verpflichtend ist. Die Betreiber erhalten, wenn sie in der Direktvermarktung sind, zusätzlich zum vertraglichen Preis, meistens der „Marktwert Solar“, eine Marktprämie in Höhe der Differenz zwischen der gesetzlich bzw. vertraglich zugesicherten Einspeisevergütung und dem Marktwert-Solar zuzüglich 4 EUR/MWh für diejenigen, die freiwillig teilnehmen. Nach dem derzeit geltenden Recht kann die Marktprämie nicht negativ werden, das bedeutet, dass bei höheren Strompreisen, vor allem bei Anlagen, die einen geringen Einspeisevergütungssatz haben, ein Potenzial besteht, Mehrerlöse über einen höheren Marktpreis zu erzielen.
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16 vor dem EEG 2016 EEG 2016* EEG 2021* EEG 2025* Vergütung Einspeisevergütung Marktprämie** und Marktwert Solar*** Direktvermarktung freiwillig Verpflichtet Direktvermarktungs-bonus 4 EUR / MWh Kein Effekt von Negativpreisen Nicht relevant Nach 6 Stunden keine Marktprämie Nach 1-4 Stunden keine Marktprämie Ab der ersten Stunde keine Marktprämie Redispatch 2.0 Ausfall vergütet Ausfall vergütet aber nicht bei Negativpreisen nach der jeweiligen Stundenregel *Die Angaben treffen teilweise nur zu für Solaranlagen ab einer bestimmten Größe und je nach EEG-Fassung z.B. > Direktvermarktungspflicht >25 kWp nach EEG 2025. **diese ermittelt sich aus der Differenz zw. dem anzulegenden Wert (d.h. die Einspeisevergütung) und dem Marktwert-Solar ***oder einen anderen mit dem Direktvermarkter vertraglich festgelegten Preis (z.B. Epex Spot Solar). Die Mehrzahl der Anlagen des Konzerns sind entweder freiwillig oder verpflichtend in der Direktvermarktung. Zum besseren Verständnis haben wir in der obenstehenden Grafik die Eingliederung der Leistung des Anlageportfolios nach Inbetriebnahmejahr dargestellt. Durchschnittlich stammt das Anlagenportfolio des Konzerns aus dem Jahr 2015. Die schwarze Linie zeigt aber, dass die Einspeisevergütungssätze der Anlagen aus dem jeweiligen Inbetriebnahmejahr stark unterschiedlich sind. Wie sich aus der Grafik herauslesen lässt, ist die Förderung für neue Solaranlagen von Jahr zu Jahr (gemeinsam mit den Entstehungskosten) gesunken. Die älteren Anlagen erweisen sich für den Konzern mit ihren höheren Einspeisevergütungssätzen als „Cash Cows“, denn je erzeugter MWh erwirtschaftet eine Anlage aus dem Jahr 2006 in etwa viermal mehr Umsatzerlöse als eine Anlage aus dem Jahr 2016. Die jüngeren Erneuerbare-Energien-Anlagen sind jedoch auch größeren Preisrisiken nach unten ausgesetzt. Sofern sie ab dem 1. Januar 2016 in Betrieb gegangen sind, findet die sogenannte Sechs-Stunden-Regel (§ 24 EEG 2014) bzw. Vier-Stunden-Regel (§ 51 Abs. 1 EEG 2021) Anwendung. Für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2023 in Betrieb gegangen sind, wird diese Negativstundenzahl schrittweise von vier Stunden im Jahr 2023 auf eine Stunde ab dem Jahr 2027 reduziert. Für Anlagen (größer 100 kWp), die im Jahr 2025 in Betrieb genommen wurden, gilt dies bereits ab der ersten Stunde. Dadurch sinkt die Marktprämie (bzw. die Entschädigungszahlung gemäß Redispatch 2.0) auf null, sobald der Strompreis während der jeweils maßgeblichen Anzahl aufeinanderfolgender Stunden negativ ist. Diese unterschiedlichen gesetzlichen Regelungen bedeuten, dass an Tagen mit länger anhaltenden negativen Strompreisen die Förderung der Anlagen gekürzt wird und der Konzern somit Umsatzerlöse einbüßt. Da momentan Überschüsse auf dem Strommarkt bestehen, insbesondere an sonnenreichen Tagen, kommen Negativpreise (siehe Abschnitt Entwicklung der „Strompreise“ im Berichtszeitraum) bzw. Unterregelungen nach
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17 Redispatch 2.0 (siehe Abschnitt Redispatch 2.0) häufig vor, sodass sich dieses Risiko auch im Berichtszeitraum realisiert hat und zu geringeren Umsatzerlösen führte. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass das deutsche Anlagenportfolio zunehmend Preisschwankungen auf den Strommärkten ausgesetzt ist, was sich sowohl positiv (bei hohen Strompreisen) als auch negativ (v. a. in Perioden mit negativen Strompreisen) auswirken kann. Dieser Effekt sowie die Entwicklung der Strompreise im Berichtszeitraum werden im Wirtschaftsbericht genauer erläutert. Der Konzern hat jedoch seit 2022 zur kurz- und mittelfristigen Absicherung des Einspeisepreises oberhalb des Einspeisevergütungssatzes Strompreisswap-Vereinbarungen abgeschlossen. Die Bedingungen der abgeschlossenen Strompreisswap-Vereinbarungen, die das Geschäftsjahr oder den Vorjahreszeitraum betreffen, werden in der nachfolgenden Tabelle dargestellt. Strompreisswap-Vereinbarungen des deutschen Anlagenportfolios für die Geschäftsjahre 2025-2026 *nicht unbedingt derselbe Vertragspartner **gewichtet nach Leistung **die Swap-Vereinbarung wurde im Geschäftsjahr 2024 teilaufgelöst. Swap-Vereinbarung vom Nov. 20231. Sw ap-Vereinbarung vom Mai 20242. Swap-Vereinbarung vom Mai 2024Swap-Vereinbarung vom Oktober 20242. Swap-Vereinbarung vom Oktober 2024Deutscher DirektvermarkterDurchschnittlicher E inspeisevergütungssatz der vertraglich vereinbarten Leistung (EUR / MWh)**58,7 50,8 57,6 50,6 49,0Januar 2023 bis Juni 2024 bis Januar 2025 bis Januar 2025 bis Januar 2025 bisDez 25 Dez 25 Dez 25 Dez 27 Dez 2589,00 65,00 72,00 56,00 58,00Höchstpreis zw ischen dem EE X Marktw ert Solar und dem anzulegenden Wert (Einspeisevergütungssatz)E PEX Spot SolarZeitraum23 MWp 7 MWp EPEX Spot SolarFester Strompreis (EUR / MWh)Variabler (Strom-)preisVolumenVertragspartnerLeistung 22 MWp 41 MWp22 MWp
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18 Im Rahmen einer Swap-Vereinbarung wird der variable Strompreis für den vereinbarten Zeitraum wirtschaftlich durch einen Festpreis ersetzt. Der Vertragspartner gleicht dabei die Differenz zwischen der tatsächlich erhaltenen Einspeisevergütung bzw. dem EPEX Spot Solar und dem vereinbarten Festpreis aus. Liegt der maßgebliche Referenzpreis über dem Festpreis, führt der Konzern die Differenz an den Vertragspartner ab. Die Strompreisswap- Vereinbarungen decken die tatsächlichen Produktionsvolumina der Solaranlagen ab. Im Jahr 2024 hat der Konzern erstmalig einen Optionsvertrag zum Strompreis abgeschlossen. Dieser Optionsvertrag wies die folgenden Konditionen auf: Optionsvertrag des deutschen Anlagenportfolios für das Geschäftsjahr 2025 Swap-Vereinbarung vom November 2024 Vertragspartner Europäisches Nutzunternehmen* Leistung 22 MWp Durchschnittlicher Einspeisevergütungssatz der vertraglich vereinbarten Leistung** Marktwert Volumen Tatsächliche Produktion des betroffenen Anlageportfolios m Zeitraum der Swapvereinbarung Zeitraum Januar 2025 bis Dezember 2025 Fester Strompreis 75,00 EUR / MWh Variabler (Strom-)preis EPEX Spot Solar Der Konzern erhielt für das Geschäftsjahr 2025 somit für den Verkauf des potenziellen Mehrerlöses zwischen dem EEX Spot Solar und dem Festpreis multipliziert mit den tatsächlichen Produktionsmengen der jeweiligen Anlagen eine unveränderliche Optionsprämie. Im März 2026 hat der Konzern für das zweite und dritte Quartal 2026 (Q2/26 und Q3/26) einen Vertrag abgeschlossen, der den Strompreis des Direktvermarktungsvertrages für ein Portfolio mit insgesamt 100 MWp fixiert hat. Die Transaktion dient der Absicherung der Marktpreise für 15 bestehende Photovoltaikanlagen, die unter dem Direktvermarktungsmodell betrieben werden. Durch den Abschluss dieser Vereinbarung erhält der Konzern für die betroffenen Anlagen im Durchschnitt der Quartale Q2 und Q3 2026 anstelle des Marktwerts Solar einen Festpreis von EUR 40/MWh. Der Vertrag ermittelt die vergütete Strommenge anhand eines Indexes, sodass neben der tatsächlichen Produktion auch Abschaltungsvolumina infolge negativer Strompreise sowie durch Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers vergütet werden. Da es sich um eine Absicherung des Marktwerts Solar handelt, bleibt der Anspruch auf die Marktprämie, die der Netzbetreiber im Rahmen des jeweiligen Fördermechanismus auszahlt, unverändert. Der Konzern schließt in der Regel einen Direktvermarktungsvertrag mit einem Direktvermarkter ab, um den durch die Anlagen des Konzerns erzeugten Strom an der EEX-Strombörse zu veräußern. Der Stromverkauf erfolgt üblicherweise am Marktwert-Solar bzw. am EPEX Spot Preis. Der Konzern (bzw. der Direktvermarkter) kann jedoch
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19 durch die aktive Steuerung der Produktionsmengen, d.h. durch die An- und Abschaltung einzelner Solaranlagen, z.B. bei Negativpreisen am Spotmarkt, Mehrerlöse erwirtschaften im Vergleich zum Marktwert-Solar oder EPEX Spot, welche Preisindices sind, die auf Basis von Day Ahead Preisen, d.h. Terminpreisen am Vortag gebildet werden. Seit dem Geschäftsjahr 2024 hat der Konzern diese aktive Steuerung der eigenen Solaranlagen in Zusammenarbeit mit einem Direktvermarkter implementiert und daraus zusätzliche Umsatzerlöse erzielt (Siehe Abschnitt Ertrags- Vermögens- Finanzlage des Konzerns). In der Summe soll das Vermarktungsmodell des Konzerns dazu führen, dass der Konzern für die reale Produktion der betroffenen Solaranlagen einerseits einen Einspeisepreis, welcher oberhalb des festen Einspeisevergütungssatzes der jeweiligen Solaranlage liegt, erwirtschaften kann und andererseits das Strompreisrisiko dieser Solaranlagen verringern kann. Dies geschieht entweder durch die Erwirtschaftung eines Festpreises, der während der Laufzeit der Swap-Vereinbarung bzw. durch die Einnahme einer Optionsprämie deutlich oberhalb des Einspeisevergütungssatzes liegt, unabhängig von den PV-Strompreisen an der EEX-Strombörse, oder durch die aktive Steuerung der Produktionsmengen, um von dem Auftreten von Negativpreisen profitieren zu können. Die Strompreisswap-Vereinbarung, der Optionsvertrag sowie die aktive Steuerung haben außerdem den Vorteil, dass sie für ihren Einsatz im Vermarktungsmodel im Gegensatz zu Batterien keine neuen Investitionen erfordern und dass die in diesem Vertrag involvierten Solaranlagen – im Gegensatz zu einem PPA-Vertrag – weiterhin im EEG-Vergütungsregime verbleiben können und sich daher keine Auswirkungen auf die Projektfinanzierungen der einzelnen Solaranlagen ergeben. Die Strompreisswap-Vereinbarungen laufen nach und nach bis 2027 aus. Bis zum Bilanzstichtag konnte der Konzern aufgrund der Markterwartungen am Terminmarkt keine neuen Strompreisswap-Vereinbarungen oder Optionsverträge für die kommenden Geschäftsjahre abschließen. Ohne neue Maßnahmen wird der Konzern daher insbesondere bei jüngeren Solaranlagen zunehmend die Auswirkungen niedrigerer Marktwerte Solar und negativer Strompreise auf die Ertragslage spüren. Der Zeitwert der bestehenden älteren Anlagen (< EEG 2016) für den Zeitraum nach Ende des Einspeisevergütungszeitraums wird zudem durch die strukturell niedrigeren Marktwerte für Solarstrom belastet. Vor diesem Hintergrund hat der Konzern im Rahmen des Geschäftsplans „Roadmap Towards 2030“ angekündigt, dem Anlagenportfolio von 2026 bis einschließlich 2029 jährlich Batteriespeicher (BESS) mit einer Leistung von 15 MW bzw. einer Speicherkapazität von 30 MWh hinzuzufügen. Diese können einen wesentlichen Beitrag dazu leisten, die Folgen negativer Strompreise und des im Vergleich zum allgemeinen Strompreis niedrigeren Marktwerts Solar abzumildern. Der Konzern plant derzeit Investitionen in allen drei Betriebsmodellen des deutschen BESS-Markts. Diese unterscheiden sich hinsichtlich Ladeherkunft, EEG-Förderfähigkeit und Marktflexibilität und werden nachfolgend zusammenfassend dargestellt.
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20 GRÜNSTROMSPEICHER MISCHSTROMSPEICHER STANDALONE Konzept Ladeherkunft Nur PV-Strom (EE) PV + Netzstrom Nur Netzstrom EEG-Marktprämie ✓ Vollständig ✓ Anteilig (grüner Anteil) ✗ Netzanschlussprivileg ✓ Vorrang (§ 8 EnWG) Eingeschränkt ✗ Flexibilität Nur bei Sonnenschein 24/7 (bei Abgrenzung) 24/7 vollständig Regelenergie Eingeschränkt Vollständig (mit MiSpeL) Vollständig Erlösniveau ~40% ~70% 100% (Referenz) Genehmigungsrisiko Gering Mittel Hoch) Förderung ✓ Möglich (CfD) Einzelfallprüfung ✗ EEG-echtsstatus Geregelt (§19 Abs.3a EEG) Derzeit nicht geregelt, geplant ab 30.06.2026 kein EEG Ein Grünstromspeicher lädt ausschließlich mit dem Strom der direkt gekoppelten PV-Anlage — typischerweise in den ertragsstarken, aber preisschwachen Mittagsstunden (10:00–15:00 Uhr). Die gespeicherte Energie wird zu Zeiten höherer Marktnachfrage, meist in den Abendstunden (17:00–21:00 Uhr), wieder ins Netz eingespeist. Da zu keinem Zeitpunkt Netzstrom geladen wird, behält der Strom seine EEG-Eigenschaft vollständig und qualifiziert für die EEG-Marktprämie im Rahmen der Direktvermarktung. Rechtliche Grundlage ist die Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG 2023. Der wichtigste Vorteil des Grünstromspeichers ist des gesicherte Netzanschlussprivileg: Gemäß EnWG und EEG haben Erneuerbare-Energien-Anlagen vorrangigen Anspruch auf Anschluss ans Verteilnetz. Dieses Privileg gilt auch für Grünstromspeicher, sofern sie ausschließlich mit EE-Strom geladen werden — was in Zeiten voller Netzanschluss-Warteschlangen ein enormer zeitlicher und investitionskostenmäßiger Vorteil ist. Ein weiterer Vorteil von Solaranlagen mit Grünstromspeicher besteht darin, dass für diese Anlagen eine gesonderte Innovationsausschreibung durchgeführt wird. Nach einem erfolgreichen Zuschlag erhalten die Betreiber einen Einspeisevergütungssatz bzw. anzulegenden Wert, sodass die Solaranlage mit Grünstromspeicher erstmals über eine Mindestvergütung für die Stromeinspeisung verfügt. Hinzu kommt die Möglichkeit von Mehrerlösen gegenüber PV-Anlagen ohne Speicher, da ein Grünstromspeicher Solarstrom aus den Mittagsstunden - in denen die Strompreise teilweise negativ sind - in höherpreisige Abendstunden verlagern kann. Der strukturelle Nachteil des Grünstromspeichers liegt jedoch in seiner operativen Einschränkung: Er kann nur laden, wenn die PV-Anlage produziert. Nachts, an bewölkten Tagen oder in den Wintermonaten bleibt die Batterieleistung ungenutzt. Regelenergie kann in den Abendstunden oder nachts nur angeboten werden, wenn der Speicher zuvor durch die Tagesproduktion geladen wurde. Zudem kann die Batterie nicht von etwaigen negativen Preisen in der Nacht oder während Dunkelflauten profitieren. Insgesamt ist sie durch die Saisonalität der PV-Produktion in ihrem Betriebsprofil deutlich eingeschränkt.
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21 Der Mischstromspeicher ist ein strategisch besonders relevantes und zugleich regulatorisch komplexes Modell. Er lädt sowohl mit PV-Strom bzw. EE-Strom als auch mit Netzstrom und erhält dabei die EEG-Förderfähigkeit für den anteiligen grünen Strom, während er gleichzeitig die volle Marktflexibilität des Graustroms nutzt. Bis zum Solarspitzengesetz (Februar 2025) galt das Ausschließlichkeitsprinzip: Entweder EEG-Förderung mit reinem Grünstrom oder Marktoptimierung mit Graustrombezug - beides gleichzeitig war nicht möglich. Die Abgrenzungsoption ist für Großspeicher ab 1 MWh wirtschaftlich besonders relevant. Sie basiert auf einer rechnerisch eindeutigen Zuordnung aller Stromflüsse im 15-Minuten-Takt: Für jede Viertelstunde wird bestimmt, welcher Anteil des eingespeisten Stroms aus PV (förderfähig) und welcher aus dem Netz (nicht förderfähig) stammt. Die Grundregel lautet, dass Netzstrom als zuerst eingespeist gilt und erst danach der PV-Anteil berücksichtigt wird. Ein Mischstromspeicher kann erhebliche Mehrerlöse gegenüber dem reinen Grünstrombetrieb erzielen, da es im Gegensatz zur Grünstrombatterie auch in den ertragsschwachen Monaten geladen (und entladen) werden kann und außerdem Regelenergie bereitstellen kann. Ein Standalone-Speicher bezieht seinen Strom ausschließlich aus dem öffentlichen Netz. Er ist damit technisch und rechtlich ein eigenständiges Arbitrage-Asset, das unabhängig von einer PV-Anlage operiert — auch wenn er physisch am selben Standort angeschlossen ist. Da der gespeicherte Strom keine nachgewiesene EE-Herkunft hat, geht die EEG-Eigenschaft verloren und er erhält keine Marktprämie. Das Geschäftsmodell basiert vollständig auf Markterlösen: Laden bei niedrigen oder negativen Preisen, Entladen bei hohen Preisen, Teilnahme am gesamten Regelenergiespektrum (FCR, aFRR, mFRR) rund um die Uhr. Die vollständige Marktflexibilität eröffnet grundsätzlich ein höheres Erlöspotenzial als der reine Grünstrombetrieb. Zusätzliche Erlösmöglichkeiten ergeben sich insbesondere aus dem vollständigen aFRR-Spektrum (positive und negative Reserve), Intraday-Arbitrage auch in den frühen Morgenstunden und nachts, FCR-Verfügbarkeit über 24 Stunden sowie der Möglichkeit, bei stark negativen Strompreisen gezielt zu laden. Der Graustromspeicher ist jedoch das marktabhängigste der drei Modelle. Er hat keinen EEG-Förderungsanspruch und ist vollständig den Marktschwankungen ausgesetzt. Der wesentlichste Engpass ist der Netzanschluss: Standalone-Speicher benötigen sowohl einspeise- als auch bezugsseitig einen Netzanschluss beim Verteilnetzbetreiber. Da für den Netzbezug eine separate Netzanfrage erforderlich ist und bei bidirektionalen Netzanschlüssen teilweise umfangreichere Prüfungen erforderlich sind, können längere Wartezeiten und zusätzliche Netzanschlusskosten entstehen. Darüber hinaus können Baukostenzuschüsse bis zu EUR 100.000/MW betragen. Die Bundesnetzagentur hat zwar im Rahmen der KraftNAV-Diskussion Ende 2025 Entlastungsmaßnahmen vorgeschlagen; eine strukturelle Lösung steht jedoch noch aus.
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22 REDISPATCH 2.0 Zum 1. Oktober 2021 kam im Zuge der zweiten Auflage des Netzausbau-Beschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) das Redispatch 2.0 und stellte nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die Anlagenbetreiber von Solaranlagen vor große Veränderungen. Netzbetreiber sind seit der Einführung des Redispatch 2.0 durch die Bundesnetzagentur dazu verpflichtet, sich an der Engpass-Behebung der Netze zu beteiligen und damit einen wesentlichen Beitrag zur Systemstabilität zu leisten. Darüber hinaus wurde der bisherige Vorrang von Erneuerbare-Energien-Anlagen bei der Stromeinspeisung mit den neuen Regelungen an bestimmte Rahmenbedingungen geknüpft. Mehrere Anlagen des Konzerns befinden sich seit Einführung von Redispatch 2.0 in Regelzonen, in denen regelmäßig Unterregelungen erfolgen. Dadurch kommt es zu Ertragsausfällen. Auch die Ermittlung und Abrechnung des Schadensersatzanspruchs für diese Ertragsausfälle hat sich durch die Einführung von Redispatch 2.0 geändert. Dies führt für viele deutsche Solaranlagen des Konzerns zu Zusatzaufgaben, die das Führen von Stammdaten, die Abgabe von Produktionsprognosen sowie die Meldung technischer (Un-)Verfügbarkeiten der Anlagen in Echtzeit betreffen. Diese Aufgaben werden durch einen vom Konzern beauftragten Dienstleister abgedeckt, der als Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR) bestellt wird. Neben der Erfüllung der oben beschriebenen Aufgaben umfasst Redispatch 2.0 auch konkrete Eingriffe in die Erzeugungsleistung, die mithilfe eines sogenannten Kraftwerkspaars durchgeführt werden. Während ein Kraftwerk vor dem prognostizierten Engpass angewiesen wird, weniger Strom einzuspeisen, wird ein Kraftwerk hinter dem Engpass aufgefordert, mehr elektrische Energie bereitzustellen. Die insgesamt in das öffentliche Netz eingespeiste Strommenge ändert sich dadurch nicht, sondern lediglich der Ort der Erzeugung bzw. Einspeisung. Redispatch-Maßnahmen sind dabei nicht auf eine bestimmte Regelzone begrenzt, sondern können sowohl innerhalb einer Regelzone als auch im bundesweiten Verbundnetz durchgeführt werden. Grundsätzlich soll ein Anlagebetreiber für den nicht-erzeugten Strom vergütet werden, sodass der Anlagebetreiber durch Redispatch 2.0 wirtschaftlich nicht schlechter gestellt wird. Im Geschäftsjahr änderte sich die Abrechnungssystematik für Redispatch-2.0-Maßnahmen. Während zuvor der Direktvermarkter den bilanziellen Ausgleich bzw. den wirtschaftlichen Gegenwert der ausgefallenen Vermarktungsmenge abbildete und der Netzbetreiber die entgangene Marktprämie vergütete, erfolgt der Ausgleich seit Anfang 2026 unmittelbar über den Netzbetreiber. Dabei wird für die ausgefallene Strommenge nicht der monatliche Marktwert Solar angesetzt, sondern ein für die Redispatch-Abrechnung ermittelter Mischpreis, der sich insbesondere aus Day-Ahead- und Intraday-Preiskomponenten zusammensetzt. Dadurch kann die Redispatch- Vergütung insbesondere in Zeiten niedriger oder negativer Strompreise vom monatlichen Marktwert Solar abweichen. Der Mischpreis kann in einzelnen Zeitintervallen auch negativ sein und wird von einzelnen Netzbetreibern entsprechend abgerechnet. Gleichzeitig verändert sich die Rolle des Direktvermarkters. Da dieser nicht mehr in gleicher Weise als Zahlstelle für den bilanziellen Ausgleich fungiert, besteht für ihn kein unmittelbarer wirtschaftlicher Anreiz, im Zusammenhang mit einer Redispatch-Maßnahme eigenständig eine zusätzliche Abregelung vorzunehmen. Darüber hinaus stellt sich die Frage der Priorisierung zwischen Redispatch-Maßnahmen und kaufmännischen Abschaltungen. Die technische Umsetzung der Redispatch-Maßnahme bleibt jedoch Aufgabe des zuständigen Netzbetreibers bzw. erfolgt auf dessen Anweisung.
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23 Im Geschäftsjahr kam es bei der Abrechnung der Entschädigungen für Abschaltungen im Rahmen von Redispatch 2.0 zu erheblichen Verbesserungen. Insgesamt konnte der Konzern im Berichtszeitraum EUR 1,1 Mio. vereinnahmen. VERMARTKUNGSMODELL DES BELGISCHEN ANLAGENPORTFOLIOS Der Konzern hat seinen zweiten Heimmarkt in Belgien. Im Gegensatz zum deutschen Markt, in dem für die Einspeisung und Abtretung des Stroms an den Netzbetreiber ein Einspeisevergütungssatz gezahlt wird, erzielt der Konzern für belgische Anlagen Erlöse aus dem Stromverkauf an Kunden (Vor-Ort-Verbrauch durch den Gebäudenutzer) sowie bei Netzeinspeisung an Energiehändler, gegebenenfalls zuzüglich einer Förderung in Form von Grünstromzertifikaten oder direkten Investitionszuschüssen. Für einen Teil der Anlagen erzielt der Konzern hingegen ausschließlich Erlöse aus dem Stromverkauf. In der nachfolgenden Grafik wird dargestellt, welche Leistung der belgischen Anlagen eine Förderung erhält. Die Grünstromzertifikate werden für einen bestimmten Zeitraum (zwischen 10 und 20 Jahren) mit Anspruch auf eine feste Vergütung an den örtlichen Netzbetreiber verkauft. Für ältere Solaranlagen (bis zum Jahr 2013) wird für jede erzeugte MWh ein Grünstromzertifikat (GSC) gewährt. Für neuere Solaranlagen (ab dem Jahr 2013) wird die Zuteilung von Grünstromzertifikaten jährlich anhand eines sogenannten Bandingfaktors neu festgelegt und hängt u. a. von der theoretischen Rentabilität der Solaranlage, einschließlich der Strompreise, ab. Der Gesetzgeber ist dabei bestrebt, bestimmte Renditekorridore einzuhalten und eine Übersubventionierung zu vermeiden. Grundsätzlich wurde die Förderung in Form von Grünstromzertifikaten für Solaranlagen mit einer Inbetriebnahme ab 2013 wegen des hohen Strompreisniveaus ab August 2022 auf null gesetzt. Seit dem 1. August 2025 erhalten diese Solaranlagen schrittweise wieder Grünstromzertifikate, da die Strompreise gesunken sind. Belgisches Solaranlagenportfolio – Zusammensetzung der Leistung (kWp) nach Förderungsart Quelle: eigene Darstellung
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24 Das System der Grünstromzertifikate wurde in der Flämischen Region im Mai 2021 durch ein Ausschreibungsverfahren mit direkten Investitionszuschüssen ersetzt. Dabei erhält ein bestimmtes Volumen an Erneuerbare-Energien-Anlagen nach Errichtung der Anlagen einen direkten Investitionszuschuss. Der Konzern erhielt 28 Zuschläge für insgesamt 14,8 MWp mit einem Gesamtvolumen von EUR 1,2 Mio.; deren Inanspruchnahme ist nach Einschätzung des Konzerns hinreichend sicher. Der Konzern hatte 18 Monate Zeit, um diese Projekte ans Netz anzuschließen und damit den Anspruch auf den Zuschuss zu erlangen. Am Bilanzstichtag waren sämtliche bezuschlagten Projekte ans Netz angeschlossen. Neben etwaigen Förderungen wird der Strom sämtlicher belgischer Anlagen vermarktet. Der Strom wird unter Berücksichtigung von Inflationsanpassungen vorrangig zu langfristig festgelegten Preisen (bis zu 30 Jahre), häufig für den Vor-Ort-Verbrauch, dem Gebäudenutzer angeboten. Dieser hat in den meisten Fällen nur eine Abnahmeverpflichtung, soweit er selbst Strom verbraucht. Der unverbrauchte Teil wird zur Vermarktung an Stromhändler in das Netz eingespeist. Der Strompreis, zu dem der produzierte Strom an Stromhändler verkauft wird, entspricht zumeist dem Marktpreis abzüglich eines Abschlags. In der nachfolgenden Grafik wird dargestellt, wie sich die Produktion (in MWh) auf den Verkauf an den Gebäudenutzer für den Vor-Ort-Verbrauch und die Einspeisung in das Netz verteilt. Belgisches Solaranlagenportfolio – Zusammensetzung der Produktion (in MWh) nach Liefertyp im ersten Halbjahr 2026 Quelle: eigene Darstellung Wie aus der Grafik hervorgeht, wurde etwas weniger als die Hälfte der Produktion der belgischen Anlagen dem Gebäudenutzer zu vertraglich festgelegten Strompreisen verkauft, die andere Hälfte der Produktion wurde durch Einspeisung zu Strompreisen gemäß kurzfristig angelegter Einspeiseverträge an Energiehändler verkauft. Der Energiehändler verkauft den eingespeisten Strom üblicherweise am Day-Ahead-Markt, d. h. im Handel für den Folgetag. In der Regel erfolgt der Verkauf „as injected“, d. h. auf Basis der produzierten Menge nach Abzug des Verkaufs an den Gebäudenutzer, ohne dass eine Mengenverpflichtung seitens des Konzerns besteht. Im Stromeinspeisungsvertrag wird häufig ein variabler Preis vereinbart, der unter Berücksichtigung des Balancing- Ergebnisses abgerechnet wird. Da der Energiehändler die eingespeiste Menge am Vortag lediglich schätzen kann, wird der Konzern regelmäßig mehr oder weniger Strom liefern als am Vortag am Day-Ahead-Markt verkauft wurde. Bei geringerer Lieferung muss der Energiehändler Strom am Spotmarkt zukaufen; bei höheren Liefermengen muss
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25 er zusätzliche Mengen verkaufen. Abhängig vom jeweils vorherrschenden Preisniveau kann dies zu Balancing- Kosten oder -Erträgen führen. Der Konzern ist damit sowohl einem Volumen- als auch einem Strompreisrisiko aus Prognoseabweichungen ausgesetzt. Dieser Marktmechanismus erfordert ein aktives Management der Volumen- und Strompreisrisiken des belgischen Portfolios. Seit dem Vorjahr steuert der Konzern daher die Produktionsmenge der belgischen Solaranlagen aktiv durch die An- bzw. Abschaltung einzelner Solaranlagen. Ziel dieser aktiven Steuerung ist die Minimierung von Balancing-Kosten bzw. die Realisierung von Balancing-Erträgen. Darüber hinaus schließt der Konzern, sofern möglich und sinnvoll, auch für belgische Anlagen, analog dem deutschen Portfolio gelegentlich Strompreisswap-Vereinbarungen ab, um einen festen Preis zu sichern.
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26 ZIELE UND STRATEGIEN GESCHÄFTSPLANUNGSPROZESS In Abstimmung mit dem Aufsichtsrat stellt der Vorstand jährlich einen Geschäftsplan für einen Zeitraum von zwei bzw. fünf Jahren auf, in dem die strategischen Ziele und Maßnahmen festgelegt werden. Maßgeblich für den Konzern sind die Verfolgung und Erreichung dieses strategischen Plans. Die derzeit in Umsetzung befindlichen Geschäftspläne sind folgende: GESCHÄFTSPLAN PERIODE STATUS Fokus 2024-25 2024-2025 Plan wurde durch Roadmap Towards 2030 ersetzt Roadmap Towards 2030 2026-2030 Umsetzung des Plans ist im Gange GESCHÄFTSPLAN: „ROADMAP TOWARDS 2030“ Der Konzern hat im September 2025 einen Geschäftsplan für die Geschäftsjahre 2026 bis 2030 bekanntgegeben, der erstmals auch Batteriespeicher in das Anlagenportfolio und in die Vermarktungsmodelle des Konzerns integriert. Zusammen mit dem Geschäftsplan wurde ein Finanzplan veröffentlicht, der die finanziellen Folgen des Auslaufens der Einspeisevergütungszeiträume älterer Solaranlagen im Portfolio beschreibt. Der Finanzplan zeigt zudem die Verwendung von Cashflows und Liquidität für Investitionen in neue Solaranlagen, Batteriespeicher und weitere Aktienrückkäufe. STRATEGISCHES MODEL WIRD ERWEITERT Das bestehende strategische Modell des Konzerns besteht aus einem überwiegend aus Solaranlagen bestehenden Anlagenportfolio in den beiden Heimatmärkten Deutschland und Belgien und ist kapitalintensiv. Ergänzt wird es durch kapitalextensive Vermarktungsmodelle, die auf der Vereinnahmung von Einspeisevergütungen bzw. Grünstromzertifikaten sowie gegebenenfalls auf der Vermarktung des Stroms über einen externen Direktvermarkter bzw. direkt an den Gebäudeeigentümer beruhen. Bei der Stromvermarktung kommen zudem kapitalextensive Derivate (z. B. Strompreisswaps) und eine aktive Managementstrategie (An- und Abschalten) zum Einsatz. Dieses strategische Modell ist grundsätzlich für Art und Umfang der Geschäftstätigkeit des Konzerns angemessen. Das zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der Roadmap 2030 bestehende Anlagenportfolio von rund 494 MWp soll bis 2030 moderat um mindestens 10 MWp pro Jahr erweitert werden. Der Konzern geht dabei wie bereits im vorigen Plan opportunistisch vor. Der Zubau kann aus gut gelegenen Neubauprojekten, Erweiterungen oder dem Repowering von Bestandsanlagen bestehen. Bei Investitionen wird eine interne Rendite von mindestens 6,0 % angestrebt. Die Gesamtinvestitionskosten sollen im Zeitraum 2026 bis 2029 rund EUR 22 Mio. betragen und progressiv von EUR 0,7 Mio. im Jahr 2027 bis EUR 1,7 Mio. im Jahr 2030 zum Konzern-EBITDA beitragen. Darüber hinaus soll das Anlagenportfolio künftig um Batterieleistung erweitert werden. Der Konzern verfolgt das Ziel, bis einschließlich 2029 jährlich mindestens 15 MW Batterieleistung (entsprechend einer Speicherkapazität von 30 MWh) hinzuzufügen. Dafür plant der Konzern im Zeitraum 2026 bis 2029 Investitionskosten von rund EUR 35 Mio. ein. Bei der Entwicklung von Batterieprojekten will der Konzern soweit möglich bestehende eigene Netzverknüpfungspunkte nutzen. Der Einsatz der Batterien soll progressiv von EUR 1,7 Mio. im Jahr 2027 bis EUR 2,8 Mio. im Jahr 2030 zum Konzern-EBITDA beitragen.
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27 Schließlich soll der Konzern in die Lage versetzt werden, durch den Ausbau einer konzerninternen Stromvermarktungsfähigkeit oder durch Partnerschaften erzeugten Strom auf mehreren Märkten (Forward, Day-Ahead, Intraday) gegebenenfalls unter Einsatz von Batteriespeichern anzubieten. Schließlich sollte der Konzern in der Lage gesetzt werden, sei es durch Ausbau einer konzerninternen Stromvermarktungsfähigkeit oder durch Partnerships, erzeugten Strom auf mehreren Märkten (Forward, Day- Ahead, Intraday) ggf. unter Einsatz von Batterien anzubieten. BESTANDSANLAGEN AM ENDE DES EINSPEISEVERGÜTUNGSZEITRAUMS Wie bereits oben beschrieben, befinden sich im Anlagenportfolio mehrere Solaranlagen, die in den Jahren 2007 bis 2010 in Betrieb genommen wurden und sich dem Ende ihres Einspeisevergütungszeitraums in den Jahren 2027 bis 2030 nähern. Soweit der Konzern beschließt, den Betrieb zu verlängern, werden diese Solaranlagen weiterhin Strom produzieren und Erträge erwirtschaften, allerdings nicht mehr zu Einspeisevergütungssätzen von EUR 285 bis 406/MWh, sondern zum dann vorherrschenden Marktwert Solar, der nur einen Teil der ursprünglichen Einspeisevergütung ausmacht. Dies führt zu einem strukturellen Rückgang des EBITDA. FINANZPLAN 2026-2030 Insgesamt erwartet 7C Solarparken bis 2030 einen Ausbau der operativen Leistung von etwa 455 MW zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der Roadmap 2030 auf rund 604 MW, bestehend aus dem bestehenden PV- Portfolio, neuem PV-Zubau und Batteriespeichern. Dennoch wird das EBITDA trotz des Wachstums sinken, weil ältere, hochvergütete EEG-Anlagen aus der Förderung fallen. Die Planung der Roadmap 2030 sieht ein progressiv sinkendes EBITDA von etwa EUR 31 Mio. im Jahr 2030 vor. Der Cashflow je Aktie soll im Jahr 2030 etwa EUR 0,35 betragen. Finanziell plant das Unternehmen gleichzeitig eine deutliche Verringerung der Verschuldung; diese soll bis 2030 auf EUR 39 Mio. sinken. Die freiwerdenden Mittel sollen für Investitionen in PV und Batteriespeicher sowie für jährliche Aktienrückkäufe von bis zu rund EUR 8 Mio. verwendet werden. Dadurch könnte die Anzahl der ausstehenden Aktien bis 2030 auf unter 65 Millionen sinken.
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28 INTERNES STEUERUNGSSYSTEM Der Konzern verfügt über ein internes Managementinformationssystem für die Planung, Steuerung und Berichterstattung. Das Managementinformationssystem sichert die Transparenz über die aktuelle Geschäftsentwicklung und gewährleistet den permanenten Abgleich zur Unternehmensplanung. Die Planungsrechnung umfasst einen Zeitraum von mindestens drei Jahren und wird kontinuierlich an die Rahmenbedingungen des Marktes angepasst. Neben der Unternehmensstrategie bilden in erster Linie die Umsatzerlöse und das EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen) für Konzernzwecke und für die Muttergesellschaft sowie der CFPS (Cashflow je Aktie) für Konzernzwecke die zentralen Bezugsgrößen für die operative Steuerung. Darüber hinaus wird die verfügbare Liquidität der operativen Solar- und Windparks in den Konzerngesellschaften laufend überwacht. Des Weiteren werden auch die technischen Leistungsindikatoren, wie Produktion, Ertrag pro installierter Anlagenleistung (kWh/kWp) und Performance Ratio, im Rahmen der Steuerung für Konzernzwecke wie auch für die Muttergesellschaft täglich verfolgt. Mit dem Geschäftsbericht wird auch die Prognose der wesentlichen Leistungsindikatoren und Entwicklungen für das folgende Geschäftsjahr veröffentlicht. Diese basiert auf detaillierten Planungen für die einzelnen Konzerngesellschaften. Die veröffentlichte Prognose wird monatlich überprüft und bei Bedarf vom Vorstand angepasst. STEUERUNGSGRÖSSEN / KONTROLLSYSTEM Nach DRS 20 sind die bedeutsamsten Steuerungskennzahlen Bestandteil des Prognoseberichts und des hierauf basierenden Vergleichs mit der tatsächlichen Geschäftsentwicklung im Folgejahr. Falls freiwillige Prognosen anderer Kennzahlen erfolgen, sind diese nicht im Prognosebericht, sondern in den entsprechenden Kapiteln des zusammengefassten Lageberichts enthalten. Grundsätzlich werden die Kennzahlen für den Konzern auf Basis der Rechnungslegung nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) und für die Muttergesellschaft nach den nationalen Rechnungslegungsstandards (HGB) ermittelt. Abweichende Definitionen werden entsprechend kenntlich gemacht. STEUERUNGSKENNZAHLEN DER ERTRAGS-, FINANZ- UND VERMÖGENSLAGE Für die Steuerung des Konzerns sind die folgenden finanziellen Leistungsindikatoren von zentraler Bedeutung zur zielorientierten und nachhaltigen Umsetzung der Unternehmensplanung und -strategie: Umsatzerlöse; EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen); CFPS (Cashflow je Aktie). Der CFPS wird wie in der nachfolgenden Tabelle dargestellt berechnet. Der Netto-Cashflow wird um effektive Zins- und Steuerzahlungen, die den Zeitraum unmittelbar vor einer Akquisition betreffen, um Zinszahlungen aus der Refinanzierung eines Darlehens sowie um den gezahlten Pachtaufwand bereinigt, der aufgrund der Anwendung von IFRS 16 „Leasingverhältnisse“ nicht im Betriebsaufwand enthalten ist. Dieser korrigierte Netto-Cashflow wird durch die durchschnittliche Anzahl der Aktien geteilt, sodass sich der CFPS ergibt.
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29 EBITDA = Konzern- EBITDA NETTO CASHFLOW = EBITDA minus effektive Zinszahlungen minus effektive Steuerzahlungen minus Pachtaufwand Bereinigung um die effektiven Zins- und Steuerzahlungen, die den Zeitraum vor einer Akquisition betreffen Bereinigung um die einmaligen Zinszahlungen aus Refinanzierung Bereinigung um den gezahlten Pachtaufwand, der nicht im Betriebsaufwand enthalten ist CFPS = Netto Cashflow dividiert durch die durchschnittliche Anzahl der Aktien Für die Berechnung der durchschnittlichen Anzahl der Aktien bereinigt der Konzern diese Anzahl um die Anzahl der eigenen Aktien, unbeschadet ob diese Aktien im betreffenden Geschäftsjahr eingezogen wurden oder nicht. TECHNISCHE STEUERUNGSKENNZAHLEN In Ergänzung zu den vorgenannten bedeutsamsten finanziellen Leistungsindikatoren setzt 7C Solarparken im Konzern stark auf die individuellen quantitativen Indikatoren der Solaranlagen, Produktion (GWh, MWh bzw. kWh), und Ertrag pro installierter Anlagenleistung (kWh/kWp). Diese werden in monatlichen Budgets erneuert und in einem Management Reporting dargestellt. Bedeutsame nicht finanzielle Leistungsindikatoren wurden nicht festgelegt. ANSTEHENDE ÄNDERUNG DER STEUERUNGSKENNZAHLEN Der Vorstand stellt derzeit die bestehenden technischen Steuerungskennzahlen auf den Prüfstand und plant im Geschäftsbericht 2026 hierüber mehr zu berichten. Erstens spielt zunehmend nicht nur der spezifische Ertrag (kWh/kWp) und Produktion (GWh, MWh bzw. kWh) eine Rolle in der Unternehmenssteuerung, sondern auch die Abschaltungen (GWh, MWh bzw. kWh) aus regulatorischen (z. B. Redispatch 2.0) oder kaufmännischen Gründen (z. B. um negative Preise zu vermeiden). Im Gegensatz zur Produktion können Abschaltungen nicht von einem Zähler abgelesen, sondern müssen nach einem geeigneten Verfahren ermittelt werden. Darüber hinaus wird im Rahmen des anstehenden Stromspeichergeschäfts auch Bezugsstrom (GWh, MWh bzw. kWh) für Grau- bzw. Mischstrombatterieanlagen, welcher dann später wieder eingespeist werden soll, jedoch keine Produktion ist, eine Rolle spielen. Erstens spielen zunehmend nicht nur der spezifische Ertrag (kWh/kWp) und die Produktion (GWh, MWh bzw. kWh) eine Rolle in der Unternehmenssteuerung, sondern auch Abschaltungen (GWh, MWh bzw. kWh) aus regulatorischen (z. B. Redispatch 2.0) oder kaufmännischen Gründen (z. B. zur Vermeidung negativer Preise). Im Gegensatz zur Produktion können Abschaltungen nicht von einem Zähler abgelesen werden, sondern müssen nach einem geeigneten Verfahren ermittelt werden. Darüber hinaus wird im Rahmen des anstehenden Stromspeichergeschäfts auch der Bezugsstrom (GWh, MWh bzw. kWh) für Grau- bzw. Mischstrombatterieanlagen als zusätzliche Größe relevant, da dieser später wieder eingespeist wird, jedoch keine Produktion darstellt. Zweitens stellt der Vorstand auch die finanzielle Kennzahl „Umsatzerlöse“ auf den Prüfstand. Erlöse aus Redispatch 2.0 stellen keine Umsatzerlöse dar, da sie die Kriterien von IFRS 15 - Verträge mit Kunden - nicht erfüllen; wirtschaftlich ersetzen sie jedoch Erträge, die ohne die Unterregelung der betroffenen Anlage als Umsatzerlöse angefallen wären. Sinn und Zweck des regulatorischen Rahmens ist es, dass der Konzern aus sämtlichen Erträgen der betroffenen Anlagen - d. h. Umsatzerlösen und sonstigen betrieblichen Erträgen aus Redispatch 2.0 - wirtschaftlich so gestellt wird, als hätte die Abschaltungsmaßnahme nicht stattgefunden. Dass der Konzern dem
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30 Grunde nach indifferent ist, ob er Erlöse aus Stromverkauf oder aus Redispatch 2.0 erwirtschaftet, zeigt sich bereits daran, dass in der Prognoserechnung der letzten drei Jahre die Umsatzerlöse so prognostiziert wurden, als gäbe es keine Redispatch-2.0-Maßnahmen. Dies erschwert es, die Umsatzerlöse künftig als verlässliche Steuerungsgröße beizubehalten. Schließlich beabsichtigt der Vorstand, zeitgleich mit den oben beschriebenen Änderungen die durch die Geschäftstätigkeit des Konzerns eingesparte CO₂-Menge als technische Steuerungskennzahl einzubeziehen. Ursprünglich sollte diese Kennzahl bereits im Berichtsjahr festgelegt und angewendet werden; die Einführung wurde jedoch auf das Geschäftsjahr 2027 verschoben. Ziel ist es, die Nachhaltigkeit entsprechend den Vorschriften des Deutschen Corporate Governance Kodex als wesentliche Kennzahl in die Unternehmensplanung einzubeziehen. Die Kennzahl misst zugleich den Beitrag des Konzerns zur Erreichung des gesetzlichen Ziels der Treibhausgasneutralität in Deutschland bis 2045. Der Vorstand plant, die Berechnung grundsätzlich auf Grundlage des eigenen Anlagenportfolios sowie der Zusammensetzung der fossilen Nettostromproduktion in Deutschland vorzunehmen, da diese durch den Ausbau erneuerbarer Energien langfristig substituiert werden soll. WIRTSCHAFTSBERICHT GESAMTWIRTSCHAFTLICHE UND BRANCHENBEZOGENE RAHMEN-BEDINGUNGEN Die nachfolgende unternehmensbezogene Darstellung der gesamtwirtschaftlichen und branchenbezogenen Rahmenbedingungen soll das Verständnis der Analyse des Geschäftsverlaufs und der Lage des Unternehmens fördern und zugleich einer unverhältnismäßig ausführlichen Darstellung allgemein verfügbarer Angaben entgegenwirken. Aus diesem Grund werden die Rahmenbedingungen nachfolgend in einer auf den Konzern zugeschnittenen Darstellung erläutert. DEUTSCHE VOLKSWIRTSCHAFT Die deutsche Wirtschaft ist nach drei Jahren rückläufiger bzw. stagnierender Wirtschaftsleistung auf einen moderaten Wachstumspfad zurückgekehrt. Das Bruttoinlandsprodukt erhöhte sich im ersten Quartal 2026 gegenüber dem Vorquartal um 0,3 %. Im weiteren Verlauf des ersten Halbjahres entwickelten sich die Konjunkturindikatoren uneinheitlich: Auftragseingänge und Industrieproduktion legten im Mai 2026 wieder zu und der ifo-Geschäftsklimaindex verbesserte sich im Juni leicht; die konjunkturelle Erholung blieb jedoch fragil. BIP-Wachstum je Quartal (2023Q2 -2026Q2) Quelle:Trading Economics, eigene Darstellung
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31 Die Inflationsrate lag im Juni 2026 bei 2,3 %. Demgegenüber blieb die Zahl der Unternehmensinsolvenzen auf hohem Niveau: Der IWH-Insolvenztrend wies für das zweite Quartal 2026 insgesamt 4.996 Insolvenzen und damit den höchsten Stand seit 21 Jahren aus. Unterstützend wirkten die Fiskalpolitik und steigende öffentliche Investitionen; das Sondervermögen für Infrastruktur und Klimaneutralität der deutschen Bundesregierung in Höhe von EUR 500 Mrd. befindet sich im Geschäftsjahr 2026 im ersten vollständigen Jahr seiner Umsetzung. Für das Gesamtjahr 2026 erwartet der Internationale Währungsfonds in seiner Aktualisierung vom Juli 2026 ein Wachstum von 0,7 % für Deutschland im Vergleich zu 0,9 % für den Euroraum bzw. 2,3 % für die Vereinigten Staaten. Anhaltend hohe Energie- und Rohstoffpreise belasteten die wirtschaftliche Aktivität infolge der Eskalation im Nahen Osten und der Schließung der Straße von Hormus. Die Prognose für die weltweite Inflation im Jahr 2026 wurde auf 4,7 % angehoben; der zuvor beobachtete Deflationsspannungen kamen damit vorerst zum Stillstand. Vor diesem Hintergrund erhöhte die Europäische Zentralbank ihre Leitzinsen im Juni und September 2026 um je 25 Basispunkte. Dies war die erste geldpolitische Straffung seit Beginn des vorangegangenen Zinssenkungszyklus. Der technologiegetriebene Investitionszyklus im Zusammenhang mit künstlicher Intelligenz scheint ebenfalls die Zinsen anzutreiben, obwohl dieser auch die konjunkturelle Dynamik durch die Zunahme der weltweiten Investitionstätigkeit, ankurbelt. Für den Konzern wirken sich die aktuellen gesamtwirtschaftlichen Entwicklungen insbesondere über die Kapitalkosten (siehe Zinsentwicklung im Berichtszeitraum), die Stromnachfrage (siehe Entwicklung der deutschen Stromnachfrage) und die Strompreisbildung (siehe Preisbildung - wie kommt der Strompreis zustande?) aus. DEUTSCHE INDUSTRIEPRODUKTION Die Industrieproduktion ist aufgrund des hohen Stromverbrauchs der Industrie und teilweise auch aufgrund des Einsatzes von Gas in industriellen Prozessen ein wesentlicher Einflussfaktor für die Strompreisbildung. Der Rückgang der Industrieproduktion hat sich nicht im gleichen Tempo wie in den Jahren 2024 und 2025 fortgesetzt, eine nachhaltige Erholung in der monatlichen Entwicklung der deutschen industriellen Produktion war jedoch noch nicht festzustellen. Monatliche Entwicklung der deutschen industriellen Produktion in % (Juni 2022-Juni 2026) Quelle: Trading Economics, eigene Darstellung
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32 Der Produktionsindex der deutschen Industrie zog auch im ersten Halbjahr 2026 nicht an und lag um 1,0 % unter dem Vorjahresniveau. Der Rückgang fiel jedoch deutlich moderater aus als in den schwierigen Geschäftsjahren 2024 und 2025. Eine Rückkehr zu früheren Wachstumsraten zeichnet sich bislang nicht ab und erfordert weiterhin strukturelle Verbesserungen der Rahmenbedingungen am Standort Deutschland. ENTWICKLUNG DER DEUTSCHEN STROMNACHFRAGE Nach zwei Jahren rückläufigen Nettostromverbrauchs (-4,5 % im Jahr 2022 und -5,1 % im Jahr 2023) sowie einer anschließenden Stagnation in den Jahren 2024 und 2025 erhöhte sich der Stromverbrauch in Deutschland im Berichtszeitraum erstmals wieder. Er stieg laut den Angaben von Energy Charts gegenüber dem Vorjahreszeitraum leicht um 1,5 % auf 236,3 TWh (2025H1: 232,7 TWh). Veränderung der Nettostromnachfrage in Deutschland je Monat Jan – Aug 2026 im Vergleich zu den Vergleichsmonaten im Jahr 2022 und 2025 Quelle: Energy Charts, eigene Darstellung Gemessen an den Zielen der deutschen Energiepolitik wird die zu erwarten jährliche Stromnachfrage somit weiterhin deutlich unter dem Bruttostromverbrauch von rund 750 TWh (rund 700 TWh netto), der den Ausbaupfaden für erneuerbare Energien bis 2030 zugrunde liegt. Neue Stromverbraucher wie Elektromobilität, Wärmepumpen, (KI-)Rechenzentren und die Wasserstoffproduktion leisten bislang noch nicht den erforderlichen Beitrag, erhöhen die Last jedoch zunehmend sichtbar. Die stärkste Dynamik geht von Rechenzentren und Batterien aus: Im Berichtszeitraum nahm die Zahl der Bauvorhaben für Anlagen im Gigawatt-Maßstab deutlich zu; auch die Übertragungsnetzbetreiber weisen Rechenzentren in ihrem Szenariorahmen als größte einzelne Quelle zusätzlichen Stromverbrauchs aus. Der Bruttostromverbrauch ist gleich der netto Stromnachfrage zuzüglich die Netzverluste und den Eigenverbrauch der konventionellen und erneuerbaren Stromerzeugungsanlagen. Die Planungsannahmen des Erneuerbaren Energie Gesetz 2023 sahen eine Steigerung der deutschen brutto Stromnachfrage von ca. 458 TWh im Jahr 2023 auf 750 TWh bis 2030 vor, was nach Einschätzung des Vorstands in etwa 700 TWh Nettostromverbrauch entspricht. Anders gesagt: der Ausbaupfad für die Erneuerbaren Energien in Deutschland war an dieser erwarteten rasanten Zunahme des Bruttostromverbrauch ausgerichtet. Wie aus der obenstehenden Grafik ersichtlich ist, stabilisiert sich die Stromnachfrage schon über die letzten drei Jahren, sodass man im Monitoringbericht zur Energiewende vom
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33 Bundesministerium für Wirtschaft und Energie nun eher von einem Bruttostromverbrauch zwischen 600-700 TWh bis 2030 ausgeht. Wenn die brutto Stromnachfrage nicht jedoch durch die Elektrifizierung von Wirtschaft und Gesellschaft auf 750 TWh angekurbelt wird oder in der Alternative der Ausbau von Erneuerbaren Energien (insbesondere von Solarenergie) unterhalb dem Ausbaupfad des EEG 2023 ausgebremst wird, dann werden die beschriebenen Marktphänomene wie sinkende Capture Ratios für Solarstrom und vermehrtes Aufkommen von Negativpreisen bzw. Nullpreisen weiter bestehen bzw. verstärkt werden. ENTWICKLUNG DER DEUTSCHEN STROMERZEUGUNG Die Nettostromerzeugung in Deutschland erhöhte sich im Berichtszeitraum um 7,6 % auf 224,7 TWh. Die Stromerzeugung aus Photovoltaik erreichte mit 43,5 TWh einen neuen Höchststand und erhöhte ihren Anteil an der Nettostromerzeugung von 18,8 % auf 19,4 %. Die Windstromerzeugung erholte sich nach dem schwachen Vorjahr deutlich (Onshore +8,4 %, Offshore +28,1 %). Der Anteil erneuerbarer Energien an der Nettostromerzeugung stieg auf 61,9 %. Ebenfalls hervorzuheben ist die Stromerzeugung aus Erdgas, die um 18,1 % auf 30,0 TWh zunahm. Gaskraftwerke übernahmen damit im Berichtszeitraum tatsächlich die Funktion einer flexiblen Reserve zur Ausregelung der schwankenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Im Vorjahreszeitraum konnten sie diese Rolle aufgrund ihrer relativen Kostenposition gegenüber Steinkohlekraftwerken nur eingeschränkt wahrnehmen. Die Stromerzeugung aus Braunkohle ging dagegen leicht zurück. Nettostromerzeugung Deutschland 2026H1 [in TWh] Quelle: Energy Charts, eigene Darstellung Anders als im Vorjahreszeitraum, in dem die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien witterungsbedingt zurückging und durch fossile Kraftwerke ersetzt wurde, stieg im ersten Halbjahr 2026 die Erzeugung nahezu aller Energieträger. Ursache hierfür war keine Verschiebung in der Merit Order, sondern die positive Entwicklung der Stromnachfrage und der Rückgang des grenzüberschreitenden Stromhandels: Die Nettoimporte gingen von 9,6 TWh auf 1,3 TWh zurück, sodass die höhere Nachfrage durch zusätzliche inländische Stromerzeugung gedeckt wurde. NETTOSTROMERZEUGUNG (TWH) 2026H1 2025H1 VERÄNDERUNG GESAMTANTEIL IN %Markt 224,7 208,9 7,6% 100,0%Braunkohle 33,2 34,3 -3,2% 14,8%Steinkohle 15,4 14,7 4,8% 6,9%Erdgas 30,0 25,4 18,1% 13,4%Andere 7,1 6,6 7,6% 3,2%Erneuerbare Energien 139,0 127,9 8,7% 61,9%davon:Wasser 7,3 7,5 -2,7% 3,2%Wind 67,4 60,1 12,1% 30,0%PV 43,5 39,3 10,7% 19,4%Biomasse 20,8 21,0 -1,0% 9,3%
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34 Die Zunahme der erneuerbaren Energien im deutschen Strommix waren für die Ertragslage und die Entwicklungschancen des Konzerns nicht nur positiv zu werten. Dies hängt damit zusammen, dass der Strompreis durch die Grenzkosten des teuersten Kraftwerks, welches benötigt wird, um die Nachfrage abzudecken, bestimmt wird. Erneuerbare Energien wie Wind- und Solarenergie werden häufig als „inframarginale“ Technologiearten der Stromerzeugung bezeichnet. Da sie keine Rohstoffe für die Erzeugung von Elektrizität aufwenden sind die Grenzkosten dieser Anlagen, d. h. deren unmittelbaren operativen Erzeugungskosten nahezu gleich null. Daraus folgt, dass, wenn die gesamte Stromnachfrage durch erneuerbare Energie abgedeckt wird, der Strompreis sehr gering (oder sogar negativ) ist. Dies führt regelmäßig zu negativen Strompreis (Siehe Negativpreise im Berichtszeitraum). Für erneuerbare Energien ist es geschäftsimmanent, dass sie Strom erzeugen, wenn die Sonne scheint bzw. der Wind weht. Einstrahlung bzw. Windaufkommen treten dabei häufig zeitgleich in mehreren Regionen Deutschlands auf. Die Kombination aus geringen Grenzkosten und Gleichzeitigkeitseffekten in den Produktionszeiten wirkt sich insgesamt negativ auf die von diesen Technologien erzielten Strompreise aus (siehe Abschnitt „Preisbildung - wie kommt der Strompreis zustande?“). ENTWICKLUNG DER ENERGIEROHSTOFFPREISE Die Preise für Energierohstoffe und CO₂-Zertifikate sind für die Preisbildung am Strommarkt und damit mittelbar auch für die Ertragslage des Konzerns von Bedeutung. Der Strompreis wird durch die Grenzkosten des teuersten zur Deckung der Nachfrage noch erforderlichen Kraftwerks bestimmt. Gegenwärtig handelt es sich hierbei häufig um ein Gaskraftwerk, bei dem Gas- und CO2-Kosten den wesentlichen Teil der Grenzkosten ausmachen. Seit Beginn des Jahres 2026 ist bei Öl und Gas erneut ein deutlich steigendes Preisniveau zu beobachten, insbesondere infolge der Schließung der Straße von Hormus. Der Rohölpreis stieg im laufenden Geschäftsjahr von etwa USD 60 je Barrel auf über USD 100 je Barrel. Rohöl USD je Barrel (Wochenwerte) 2022-2026 zum 03.09.2026 Quelle: Tradings Economics
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35 Gas TTF (Wochenwerte) EUR je MWh zum 03.09.2026 Quelle: Tradings Economics Dem Gasmarkt kam im Berichtszeitraum eine besondere Bedeutung zu. Nach dem deutlichen Preisrückgang seit den Höchstständen der Energiekrise bewegten sich die europäischen Gaspreise 2024 und 2025 zunächst wieder auf einem deutlich niedrigeren Niveau. Im Jahr 2025 lag der durchschnittliche europäische Gaspreis (TTF) bei rund EUR 36/MWh. Im Verlauf des ersten Halbjahres 2026 stiegen die Gaspreise jedoch erneut deutlich an und lagen zeitweise wieder im Bereich von EUR 40–50/MWh, bevor sie sich im weiteren Jahresverlauf 2026 erneut erhöhten. Durchschnittlich lag der TTF Preis im Berichtszeitraum bei EUR 43/MWh, im Juni 2026 sogar bei EUR 45/MWh. Neben den geopolitischen Spannungen wirken insbesondere die vergleichsweise niedrigen europäischen Speicherfüllstände preisstützend, da für die Wiederbefüllung vor dem Winter zusätzliche Gasmengen am Markt beschafft werden müssen. Gleichzeitig liegt der deutsche Gasverbrauch weiterhin deutlich unter dem Niveau vor der Energiekrise; bereits 2025 lag er rund 13,5 % unter dem Durchschnitt der Jahre 2018–2021. Damit ist das Risiko für die Wiederbefüllung der Speicher nicht ausschließlich mengenbedingt, sondern insbesondere von der Witterung und der daraus resultierenden Nachfrage im Winter abhängig. Da Gaskraftwerke insbesondere in Stunden höherer Residuallast häufig den preisbestimmenden Grenzanbieter im deutschen Strommarkt darstellen, wirken sich steigende Gaspreise unmittelbar auf das Strompreisniveau aus. Für Photovoltaikbetreiber ist dieser Effekt insbesondere außerhalb der sonnenreichen Mittagsstunden relevant und kann das Preisniveau in den Morgen-, Abend- und Winterstunden stützen. Nach einem weiteren Rückgang der europäischen Steinkohlepreise im Jahr 2025 kam es 2026 zu einer deutlichen Gegenbewegung. Während der Steinkohlenpreis im Geschäftsjahr 2025 aufgrund einer guten globalen Versorgungslage, rückläufiger Importnachfrage in wichtigen Absatzmärkten sowie einer weiteren Normalisierung der internationalen Kohlehandelsströme fiel, macht sich seit Anfang 2026 insbesondere durch höhere Gaspreise, eine daraus resultierende stärkere Wettbewerbsfähigkeit der Kohleverstromung sowie Angebotsstörungen im Atlantik eine Erholung der Steinkohlepreise spürbar. Der Anstieg ist dabei teilweise als Gegenbewegung zum
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36 niedrigen Preisniveau Ende 2025 zu verstehen, als internationale Kohlepreise nahe an den Grenzkosten der Produktion lagen. Steinkohle USD je metrischer Tonne (Wochenwerte) 2022-2026 zum 03.09.2026 Quelle: Tradings Economics Die Preise für die Energierohstoffe und die CO2-Zertifikate sind für die Preisbildung am Strommarkt (siehe die folgenden Abschnitte) und für die Ertragslage des Konzerns mittelbar von Bedeutung. Dies hängt damit zusammen, dass der Strompreis durch die Grenzkosten des teuersten Kraftwerks, welches benötigt wird, um die Nachfrage abzudecken, bestimmt wird. Derzeit sind dies häufig Gasverstromungskraftwerke, für die der Gaspreis und der CO2-Preis den wesentlichen Teil der Grenzkosten ausmacht. Darauf wird im Folgenden näher eingegangen. Im ersten Halbjahr 2026 zeigte sich der Preis für EU-Emissionsberechtigungen (EUA) weiterhin volatil. Nach einem Anstieg zu Jahresbeginn auf zeitweise rund EUR 85–90 je Tonne CO₂ kam es im weiteren Verlauf zu einer deutlichen Korrektur, bevor sich die Preise bis zum Ende des ersten Halbjahres wieder auf einem Niveau von rund EUR 75–80 je Tonne stabilisierten. Gegenüber dem ersten Halbjahr 2025 lag das Preisniveau damit insgesamt auf einem höheren Niveau. Neben der Entwicklung der Gas- und Kohlepreise sowie der Nachfrage aus dem Strom- und Industriesektor wurde die Preisbildung zunehmend auch durch Veränderungen auf der Angebotsseite des EU- Emissionshandelssystems beeinflusst.
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37 CO-2 Preis (Wochenwerte) EUR je Tonne zum 03.09.2026 Quelle: Tradings Economics Im ersten Halbjahr 2026 wurde der CO₂-Preis im EU-Emissionshandel weiterhin durch gegenläufige Angebotseffekte beeinflusst. Im Rahmen des REPowerEU-Programms wurden seit 2023 zusätzliche Emissionszertifikate versteigert, darunter auch Zertifikate, deren Auktion ursprünglich erst für den Zeitraum 2027 bis 2030 vorgesehen war. Dadurch kamen bis Juni 2026 zusätzliche Zertifikate auf den Markt. Dieser grundsätzlich preisdämpfende Effekt nahm zum Ende des Halbjahres ab, da ein wesentlicher Teil der zusätzlichen Auktionen auslief. Die entsprechenden Mengen stehen in den Folgejahren bis 2030 nicht mehr zur Versteigerung zur Verfügung, was das Angebot künftig tendenziell verknappt. Gleichzeitig wirkt die Market Stability Reserve (MSR) angebotsverknappend. Die MSR ist ein Mechanismus des EU-Emissionshandelssystems, mit dem bei einem bestehenden Überschuss Zertifikate aus den regulären Auktionsmengen herausgenommen und in eine Reserve überführt werden. Für den Zeitraum September 2026 bis August 2027 sollen rund 190,5 Mio. Zertifikate der MSR zugeführt werden. Zusammen mit der strukturell sinkenden Zertifikatsmenge im EU-ETS dürfte dies das verfügbare Angebot weiter reduzieren und damit tendenziell preisstützend wirken.
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38 PREISBILDUNG – WIE KOMMT DER STROMPREIS ZUSTANDE? Die Preisbildung am deutschen und europäischen Strommarkt folgt dem Merit-Order-Prinzip. Zur Deckung der Nachfrage werden zunächst die Angebote der Kraftwerke mit den niedrigsten Grenzkosten berücksichtigt. Erst wenn deren Kapazitäten ausgeschöpft sind, werden die jeweils nächstteureren Erzeugungsmengen herangezogen. Das letzte zur Deckung der Nachfrage benötigte Angebot bestimmt den Marktpreis für sämtliche in der Auktion berücksichtigten Erzeuger. Vorbehaltlich abweichender vertraglicher Regelungen erhalten die Marktteilnehmer somit denselben Marktpreis, der sich je nach eingesetzter Technologie unterschiedlich auf die Wirtschaftlichkeit auswirkt. Beispielhaft wird die Preisbildung am deutschen Strommarkt vom 19. Januar 2026 um 12:00 unten graphisch dargestellt. Es war an diesem Tag und Uhrzeit ein Gaskraftwerk, welcher zu einem Angebotspreis von rd. EUR 127 je MWh den Preis für den ganzen Markt gesetzt hat. Preisbildung am deutschen Strommarkt am 19.01.2026 um 12:00 Uhr Schematische Darstellung der Strompreisbildung an EEX Strombörse, Quelle: Neo EN Energy Da Solar-, Wasser- und Windkraftanlagen keinen Brennstoff verbrauchen und damit die niedrigsten variablen Erzeugungskosten aufweisen, wird die Nachfrage zunächst aus diesen Erzeugungsmengen gedeckt, dies sieht man links auf der obenstehenden Grafik. Es folgen Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke, Gas-und-Dampf- Kraftwerke (CCGT) sowie klassische Gasturbinen und zuletzt Ölkraftwerke. Im Berichtszeitraum nahm die Stromnachfrage jedoch zu, sodass der Baseload-Preis trotz höherer Einspeisung aus erneuerbaren Energien anstieg. Der Preisdruck verlagerte sich damit von strukturell niedrigen Baseload-Preisen stärker in die untertägige Preisstruktur, in der die Residuallast eine große Rolle spielt. Die Residuallast ist die Stromnachfrage, die nicht durch erneuerbare Energien gedeckt werden kann. Diese verbleibende Last muss durch steuerbare, meist konventionelle Kraftwerke wie Gas- und Kohlekraftwerke ausgeglichen werden. Je niedriger die Residuallast, desto weiter links auf der Merit-Order-Kurve liegt das preissetzende Kraftwerk und desto günstiger ist der Strom. Bei negativer Residuallast - wenn Erneuerbare- Energien-Anlagen mehr produzieren, als die Gesamtnachfrage erfordert - kann es zu negativen Preisen kommen. Zwischen Residuallast und Day-Ahead-Strompreisen besteht daher eine hohe Korrelation. Stromspeicher können Strommenge aus erneuerbaren Energien von einem Zeitraum, wo keine Residuallast gebraucht wird, transportieren in einen Zeitraum, wo (noch) Residuallast benötigt wird und so von den (Day-Ahead) Preisgipfel und – Tale profitieren.
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39 Residuallast (MW) auf der linken Asche und Day-Ahead-Preis (EUR / MWh) auf der rechten Asche [Jan-September 2026] Quelle: Energy Charts, eigene Darstellung Im ersten Halbjahr 2026 setzte sich der strukturelle Rückgang der Residuallast in Deutschland bedingt fort. Ursache war insbesondere die weiter gestiegene Einspeisung aus Wind- und Solarenergie. Während die Residuallast im ersten Quartal noch deutlich unter dem Vorjahresniveau lag, stieg sie im zweiten Quartal 2026 um 4,3 %. Gleichzeitig nahm die Volatilität der Residuallast bei einem steigenden Anteil erneuerbarer Energien (PV, Wind und Biomasse) an der Stromlast weiter zu; dieser erhöhte sich von 51,7 % im ersten Halbjahr 2025 auf 55,7 % im Berichtszeitraum. Insbesondere an sonnigen und windreichen Tagen kam es zu sehr niedrigen bzw. negativen Residuallasten, während in Zeiten geringer erneuerbarer Erzeugung weiterhin ein hoher Bedarf an konventioneller bzw. flexibler Erzeugungsleistung bestand. Diese Entwicklung verstärkt die Bedeutung von Speichern, flexiblen Verbrauchern und steuerbaren Kraftwerken für den Ausgleich des Stromsystems. Da erneuerbare Energien nur begrenzt steuerbar sind und bislang unzureichende Speichermöglichkeiten zur Verfügung stehen, führt dies regelmäßig dazu, dass der Räumungspreis am Day-Ahead-Markt null oder sogar negativ ist. Eine Zunahme der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien, beispielsweise aufgrund günstiger Witterungsbedingungen oder einer höheren installierten Leistung, übt bei gleichbleibender Stromnachfrage daher zusätzlichen Abwärtsdruck auf die Strompreise aus. Zwar zieht die EEG-Gesetzeslage eine Einschränkung der Vergütungsfähigkeit von erneuerbaren Energien nach sich (siehe Abschnitt „Vermarktungmodel des deutschen Anlagenportfolios“), aber unterschiedliche Solaranlagen sind unterschiedlichen Preissignalen ausgesetzt. Solaranlagen mit einer Inbetriebnahme vor dem Jahr 2016 bekommen unabhängig vom Day-Ahead Strompreis immer die Einspeisevergütung ausbezahlt. Diese Anlagen werden jedoch in den kommenden Jahren nach und nach aus dem Einspeisevergütungszeitraum aussteigen und am freien Markt teilnehmen (und somit nicht mehr zu Negativpreisen beitragen). Solaranlagen aus dem Jahr 2025 hingegen verlieren gem. dem Solarspitzengesetz (Siehe Abschnitt „Solarspitzengesetz 2025“) bereits bei der ersten
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40 Negativstunde die Marktprämie, sodass sie ihre Produktion auf dem Day-Ahead-Markt nicht zu negativen Preisen anbieten werden, da sie diese dann begleichen müssen. In jedem Fall ist die Entwicklung der Solarstromproduktion und ihrer Einflussfaktoren für die preisliche Komponente der Umsatzerlöse des Konzerns von besonderer Bedeutung. Haupttreiber der Solarstromerzeugung sind die Witterungsverhältnisse sowie der Ausbau der installierten Leistung. Ebenfalls von Bedeutung ist der Ausbau der Speicherkapazität. Auf diese Themen wird im Folgenden näher eingegangen. Wie sich die steigende Stromnachfrage bei gleichzeitig höherem Marktanteil der Solarstromerzeugung auf die Strompreise im Berichtszeitraum ausgewirkt hat, wird in den folgenden Abschnitten erläutert. DEUTSCHER PHOTOVOLTAIKMARKT Zubau PV Jan-Juli 2026 8,5 GWp 7,8 GWp Jan-Juli 2025 Kumulierte PV Leistung Juli 2026 127,8 GWp 110,2 GWp Juli 2025 EEG 2023-Ziel bis 2030 215 GWp Zielpfad: 20GWp pro Jahr 2026–2030 *Quelle: Energy Charts Deutschland konnte erneut einen Zubau von 8,5 GWp in den ersten 7 Monaten von 2026 verzeichnen. Dieser Wert liegt sogar höher als noch in derselben Periode im Vorjahr. Der Rückgang des Privatkundensegments, der sich seit dem Vorjahr abgezeichnet hat, hat sich im laufenden Geschäftsjahr bestätigt. Monatliche Installation von Solaranlagen nach Systemleistung in kWp (2022 – Juni 2026) Quelle: Bundesnetzagentur; eigene Darstellung
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41 Mit einem Marktanteil von über 50 % am Gesamtzubau stellten Solarparks über 1 MWp im Jahr 2025 erstmals eine ähnlich hohe neue Kapazität bereit wie das gesamte Dachanlagensegment (Gewerbe und Wohngebäude zusammen). Treiber des Rückgangs im Dachanlagensegment sind die Unsicherheiten durch das Solarspitzengesetz, gesättigte Märkte bei Eigenheimbesitzern und gestiegene Systempreise. Der Solarausbau bleibt somit die tragende Säule der deutschen Energiewende. Die Herausforderung für 2026 und die Folgejahre verschiebt sich jedoch von der Quantität hin zur Systemintegration. Der wirtschaftliche Erfolg von PV-Investments hängt nun verstärkt von der Eigenverbrauchsmethode und der Kopplung mit Speichersystemen ab, da die "blinde" Netzeinspeisung durch die Neuregelung bei Negativpreisen ökonomisch weniger attraktiv wurde. Im Juli 2026 betrug die Gesamtleistung laut Energy Charts rund 128 GWp. Das EEG 2023 sieht ein Ausbauziel von 215 GWp bis 2030 vor. Damit fehlen bis zum Ziel noch knapp 87 GWp, was einem durchschnittlichen jährlichen Zubau von rund 19 GWp entspricht. Es ist jedoch positiv zu werten, dass der Ausbau der PV-Leistung in Deutschland bisher (wenn auch nur leicht) unterhalb diesem Zielpfad bleibt, da die Stromnachfrage nicht gemäß dem Plan zur Energiewende zugenommen ist (Siehe Abschnitt „Entwicklung der deutschen Stromnachfrage“) und unter dieser Voraussetzung eine Erhöhung der installierten Leistung die Strompreise weiter negativ beeinflusst. Wenn man die Ausbauziele dennoch erreichen möchte, wird es daher notwendig sein, im Rahmen des EEG oder mit anderen flankierenden politischen Maßnahmen günstige Voraussetzungen für ein Investment in deutschen Solaranlagen zu schaffen bzw. beizubehalten. DEUTSCHER BATTERIEMARKT BESS installiert Juni 2026* 20 GW +33% vs. Juni 2025 · BESS-Netzanschluss-Anfragen* 720+ GW 20% RealIstisch Quelle: ISEA RWTH Aachen Der deutsche BESS-Markt (Battery Energy Storage Systems) setzte seinen starken Wachstumskurs im Jahr 2026 fort. Bereits 2025 war die installierte Leistung von Großbatteriespeichern deutlich gestiegen. Nach Angaben des ISEA RWTH erhöhte sie sich im Berichtszeitraum von rund 2,7 GW auf 3,8 GW. Insgesamt waren am 30. Juni 2026 knapp 20 GW Batteriespeicherleistung in Deutschland installiert. Auch für das Gesamtjahr 2026 wird ein weiterer deutlicher Ausbau erwartet. Der Bundesverband Energiespeicher prognostiziert bis Jahresende eine installierte Großspeicherleistung von rund 5 GW. Wesentliche Wachstumstreiber sind insbesondere die zunehmenden untertägigen Strompreisschwankungen, Arbitragemöglichkeiten sowie die Kombination von Batteriespeichern mit Photovoltaik- und Windenergieanlagen. Gleichzeitig bestehen weiterhin erhebliche strukturelle Hemmnisse. Die Zahl der Netzanschlussanfragen liegt um ein Vielfaches über den tatsächlich realisierbaren Projekten. Bereits für 2024 meldete die Bundesnetzagentur rund 400 GW an Anschlussanfragen für Batteriespeicher ab Mittelspannungsebene, während lediglich rund 25 GW
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42 Anschlusszusagen erteilt wurden. Diese Diskrepanz zeigt, dass Netzanschlusskapazitäten zunehmend zum limitierenden Faktor für den weiteren Ausbau werden. Die Bedeutung von Batteriespeichern im zukünftigen Stromsystem wurde im aktuellen Netzentwicklungsplan nochmals deutlich höher eingeschätzt. Während frühere Planungen für 2037 noch von rund 24 GW Großbatteriespeichern ausgingen, berücksichtigt der aktuelle NEP 2037/2045 je nach Szenario bereits 41 bis 94 GW Großbatteriespeicher. Die Kombination von Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit Batteriespeichern – sogenannte Co-Location-Projekte – gewinnt vor dem Hintergrund des starken PV-Ausbaus und zunehmender untertägiger Strompreisschwankungen weiter an Bedeutung. Mit zunehmender PV-Einspeisung konzentriert sich die Stromproduktion stärker auf die Mittagsstunden, wodurch die Marktpreise in diesen Stunden regelmäßig deutlich unter dem Tagesdurchschnitt liegen oder zeitweise negativ werden. Für neue EEG-geförderte Anlagen entfällt seit Inkrafttreten des Solarspitzengesetzes die Marktprämie bereits in Zeiträumen mit negativen Day-Ahead-Preisen. Dadurch steigt der wirtschaftliche Anreiz, Solarstrom nicht unmittelbar in Niedrigpreisstunden einzuspeisen, sondern zeitlich zu verschieben. Ein Co-Location-Speicher kann Solarstrom in Stunden hoher PV-Produktion aufnehmen und zu späteren, höherpreisigen Zeitpunkten wieder vermarkten. Dadurch lässt sich der effektive Marktwert der PV-Erzeugung erhöhen und der Kannibalisierungseffekt teilweise reduzieren. Gleichzeitig kann der Speicher – abhängig von der regulatorischen und technischen Ausgestaltung – zusätzliche Erlöse aus Intraday-Arbitrage, Regelenergie und weiteren Flexibilitätsmärkten erzielen. Die Entwicklung im ersten Halbjahr 2026 unterstreicht diese zunehmende Bedeutung. Trotz eines weiteren starken PV-Ausbaus traten zahlreiche Stunden mit Strompreisen nahe null auf, gleichzeitig bestanden hohe Preisunterschiede zwischen Mittags- und Abendstunden. Fraunhofer ISE sieht deshalb weiterhin eine erhebliche „Speicherlücke“ und verweist darauf, dass zusätzliche Batteriespeicher sowohl negative Preise am Tag als auch Preisspitzen in den Abendstunden reduzieren könnten. WITTERUNGESBEDINGUNGEN IM BERICHTSZEITRAUM Der spezifische Ertrag (kWh/kWp) einer Solaranlage, d. h. wie viel Produktion (kWh) aus der installierten Leistung (kWp) generiert wird, richtet sich nach der Globalstrahlung und der Performance Ratio der jeweiligen Solaranlage. Der Solarenergie-Förderverein Deutschland veröffentlicht den spezifischen Ertrag von mehr als 20.000 PV-Anlagen mit einer Leistung von ca. 239 MWp in Deutschland, sodass sich daraus ein guter Überblick über den gesamtdeutschen spezifischen Ertrag ergibt. Dieser lag im Berichtszeitraum bei 536 kWh/kWp gegenüber einem langfristigen Durchschnitt von 521 kWh/kWp; damit lagen die ersten sechs Monate des laufenden Geschäftsjahres leicht über dem langfristigen Mittel. Gegenüber den ersten sechs Monaten des vorigen Geschäftsjahres ging der spezifische Ertrag jedoch um 4 % zurück.
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43 ENTWICKLUNG DER „STROMPREISE“ IM BERICHTSZEITRAUM Der Konzern ist mit dem Anlagenportfolio prinzipiell auf zwei Märkten aktiv: nämlich auf dem Spotmarkt (Day Ahead Markt) sowie auf dem Terminmarkt (z.B. durch Swap-Vereinbarungen). Daher ist für den Konzern wichtig, wie sich die allgemeinen Strompreise für den Folgetag (Day Ahead) bzw. an den Terminmärkten (Forward) grundsätzlich entwickeln. Der Konzern erwirtschaftet jedoch hauptsächlich Umsatzerlöse aus der Einspeisung von Solarstrom. Für deutsche Solaranlagen mit einer Inbetriebnahme ab dem Jahr 2016 wird ein Vertrag mit einem Direktvermarkter geschlossen, in dem üblicherweise der monatliche Marktwert Solar als vertraglicher Strompreis hinterlegt ist. Der Marktwert Solar entspricht dem mit der bundesweiten Solarstromerzeugung gewichteten Mittelwert der stündlichen Day-Ahead-Preise eines Monats. Je nach Fördersystem erhält der Konzern zusätzlich die Marktprämie (siehe Abschnitt Vermarktungsmodell des deutschen Anlagenportfolios). Für deutsche Solaranlagen mit einer Inbetriebnahme vor dem Jahr 2016 erhält der Konzern eine feste Einspeisevergütung, sofern nicht freiwillig ein Direktvermarktungsvertrag abgeschlossen wurde. Bei belgischen Solaranlagen wird der Strom teilweise vom Gebäudenutzer verbraucht; die Restmengen werden zu Marktpreisen eingespeist. Die Einspeisung erfolgt zu den zum jeweiligen Zeitpunkt geltenden Marktpreisen. Vereinfacht entsprechen diese Preise in etwa dem deutschen stündlichen Marktwert Solar. Auf die aktive Handelsstrategie wurde bereits im Abschnitt „Vermarktungsmodell des belgischen Anlagenportfolios“ eingegangen. Das Verhältnis zwischen Marktwert Solar und Day-Ahead-Preis wird als Capture Ratio bezeichnet. Da der Marktwert Solar von der Preisbildung am Strommarkt und damit von den Grenzkosten der letzten zur Deckung der Nachfrage benötigten Produktionseinheit abhängt, kann der stündliche Marktwert Solar in Zeiten ohne positive Residuallast negativ werden. Einerseits verringern diese negativen Stundenpreise den monatlichen Marktwert Solar; andererseits werden je nach Fördersystem Produktionsvolumina in Zeiträumen mit negativen Preisen nicht mit einer Marktprämie vergütet. Daher sind Anzahl und Dauer negativer Preise für den Konzern von Bedeutung. Im Folgenden wird auf die Entwicklung der Day Ahead, sowie der Marktwerte-Solar, das Capture Ratio und die Anzahl der Negativstunden im Berichtszeitraum näher eingegangen.
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44 DAY-AHEAD PREISE IM BERICHTSZEITRAUM Jahres-Ø Spotmarkt 2026H1* 97 EUR/MWh +23% versus 2025H1 Monats-Maximum 2026H1* 110 EUR/MWh Januar und Juni Monats-Minimum 2026H1* 79 EUR/MWh April *Quelle: Energy Charts Der deutsche Stromgroßhandelsmarkt zeigte im ersten Halbjahr 2026 ein insgesamt höheres Preisniveau als im Vorjahreszeitraum: Die durchschnittlichen Day-Ahead-Großhandelspreise stiegen aufgrund der höheren Stromnachfrage und gestiegener Energierohstoffpreise um 23 % gegenüber dem ersten Halbjahr 2025. Gaspreise und Merit-Order Ein wesentlicher Treiber des höheren Strompreisniveaus im ersten Halbjahr 2026 gegenüber der Vorjahresperiode waren der gestiegene TTF-Erdgaspreis und der höhere CO₂-Preis (siehe Entwicklung der Energierohstoffpreise). Da Gaskraftwerke in Deutschland in den meisten Stunden mit positiver Residuallast den Grenzpreis setzen (siehe Abschnitt „Preisbildung - wie kommt der Strompreis zustande?“), überträgt sich ein Anstieg des Gaspreises weitgehend unmittelbar auf den Strompreis. Monatsmaximum im Januar und Juni Die höchsten monatlichen Preisniveaus wurden im Januar und Juni erreicht. Im Januar war dies vor allem auf die saisonal hohe Stromnachfrage bei gleichzeitig vergleichsweise hoher Residuallast zurückzuführen. Im Juni trafen hohe Gas- und CO₂-Preise auf zeitweise hohe Stromnachfrage und geringere verfügbare konventionelle Erzeugung. Gleichzeitig führte die hohe PV-Einspeisung tagsüber zu einer stärkeren Divergenz der Preise innerhalb des Tages: niedrige Preise in den Mittagsstunden standen deutlich höheren Preisen in den Morgen- und Abendstunden gegenüber. Dadurch blieb das durchschnittliche Preisniveau trotz hoher Solarstromproduktion erhöht. Photovoltaik-Ausbau und Kannibalisierung Mit rund 9 GW neu installierter Leistung und über 118 GW Gesamtkapazität im Juli 2026 nahm der PV-Ausbau 2026 weiter Fahrt auf; zugleich stieg der Marktanteil von Solarstrom im deutschen Markt deutlich. Dennoch verstärkte sich der Kannibalisierungseffekt im Berichtszeitraum nicht. Die Capture Ratio von PV nahm sogar leicht zu. Dies zeigt, dass der steigende PV-Anteil nicht isoliert betrachtet werden kann, sondern insbesondere das allgemeine Strompreisniveau, die Residuallast und die Entwicklung der Gas- und CO₂-Preise maßgeblich für den Marktwert von Solarstrom sind. Fehlende Flexibilität und Speicher Das zentrale strukturelle Problem bleibt jedoch die noch begrenzte Flexibilität auf der Verbrauchs- und Speicherseite. Ende 2026 standen lediglich rund 3,8 GW große Batteriespeicher zur Verfügung, was insbesondere
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45 im Verhältnis zu den sommerlichen PV-Spitzen weiterhin gering ist. Auch Pumpspeicherkapazitäten sind begrenzt, während Demand-Side-Response, etwa durch Wärmepumpen oder Elektromobilität, bislang nur in begrenztem Umfang zur zeitlichen Verschiebung des Stromverbrauchs beiträgt. Dadurch können hohe Erzeugungsüberschüsse in den Mittagsstunden weiterhin nur teilweise aufgenommen werden. MARKTWERT SOLAR IM BERICHTSZEITRAUM Der Marktwert Solar ist, wie bereits erläutert, der erzeugungsgewichtete Durchschnittspreis, den Photovoltaikanlagen am deutschen Strommarkt erzielen. Er unterscheidet sich fundamental vom einfachen Spotmarktmittelwert EPEX-Spot: Während der Spotmarkt alle Stunden gleich gewichtet, berücksichtigt der Marktwert Solar die Börsenpreise genau dann, wenn PV-Anlagen tatsächlich produzieren - also vorwiegend in den Mittagsstunden. An sonnigen Tagen speisen sämtliche PV-Kapazitäten gleichzeitig in das Netz ein und drücken dadurch gerade in den Stunden auf das Preisniveau, in denen sie den größten Teil ihrer Erzeugung anbieten. Diese Kannibalisierung ist eine zentrale wirtschaftliche Herausforderung für Solaranlagenbetreiber in Deutschland. Während der EPEX-Spot im ersten Halbjahr von 79 EUR/MWh in der Vergleichsperiode auf 97 EUR/MWh im Berichtszeitraum zunahm (+23 %), lag der Marktwert Solar im ersten Halbjahr 2026 i. H. v. 44 EUR/MWh 24 % höher als noch in den ersten sechs Monaten von 2025 (36 EUR/MWh). Der Marktwert Solar ist v. a. relevant für Anlagen in der Direktvermarktung. Monats-Marktwert-Solar und EPEX Spot – Entwicklung Januar-Juni 2025/2026 [in EUR / MWh] Quelle: Energy Charts, Netztransparenz, eigene Darstellung Wie aus der obenstehenden Grafik ersichtlich ist, gibt es eine Divergenz zwischen dem EPEX Spot und dem Marktwert Solar auf, wobei der Marktwert Solar im Verhältnis zum EPEX Spot (d.h. ein Capture Ratio) kleiner als 1 hat. Die Divergenz ist jedoch nicht in allen Monaten gleich groß, aber ist von einer Saisonalität geprägt. Diese saisonale Spreizung des Marktwerts Solar bis auf April 2026 ausgeprägter im Vorjahreszeitraum als noch im
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46 Berichtszeitraum. In den Wintermonaten Januar und Dezember liegt der Marktwert Solar sehr nah am Spotmittelwert. Dieses Phänomen erklärt sich dadurch, dass die geringe Solareinspeisung im Winter fast ausschließlich in den teuren Mittagsstunden stattfindet, in denen die Nachfrage ohnehin hoch ist und Gas die Merit- Order bestimmt. Solarstrom ist im Winter somit 'kostbar', weil er selten ist. Insgesamt verschlechterte sich die Capture Ratio im Berichtszeitraum nicht, sondern verbesserte sich leicht; der Marktwert Solar stieg damit in ähnlichem Umfang wie der EPEX-Spot. Für die Bestandsanlagen des Konzerns ist nicht der Marktwert Solar allein ausschlaggebend, da der Konzern für nahezu das gesamte Anlagenportfolio eine Einspeisevergütung erhält, entweder als Direktvergütung oder als Marktprämie unter Abzug des jeweiligen Marktwerts Solar. In den niedrigen monatlichen Marktwerten Solar spiegelt sich jedoch auch die hohe Anzahl an Stunden mit negativen Preisen wider, für die der Konzern teilweise keine Marktprämie bzw. nur eine Vergütung nach Redispatch 2.0 erhält. Darüber hinaus wird für den Zeitraum nach dem Ende des Einspeisevergütungszeitraums einer Solaranlage relevant sein, zu welchen Konditionen der Konzern den Strom am freien Markt veräußern kann. Dies hängt von der Capture Ratio und den dann vorherrschenden Strompreisen ab. Daher wird in den folgenden Abschnitten auf die Entwicklung des Capture Ratios und die Negativpreise näher eingegangen. CAPTURE RATIO ENTWICKLUNG IM BERICHTSZEITRAUM Wie bereits erläutert, ist die Capture Ratio das Verhältnis zwischen dem Marktwert Solar und dem EPEX-Spot. Im ersten Halbjahr betrug der Marktwert Solar EUR 44/MWh, während der EPEX-Spot bei EUR 97/MWh lag. Die Capture Ratio erreichte damit 46 % und lag rund einen Prozentpunkt über der Vorjahresperiode. Die Capture Ratio entwickelt sich grundsätzlich gegenläufig zum Marktanteil der Solarstromerzeugung in einem Monat. In Stunden, in denen Solarstrom den Grenzpreis des Marktes bestimmt, liegt der Strompreis regelmäßig bei null oder darunter. Capture Ratio und Marktanteil PV-Strom Januar 2018 – August 2026 Quelle: eigene Berechnungen und Darstellung
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47 In den Jahren 2016 bis 2019, die in der Grafik in Grautönen dargestellt sind, lagen die Capture Ratios in den Wintermonaten noch zwischen 100 % und 120 %. Für tagsüber produzierten Strom wurde somit eine Prämie erzielt, während die Capture Ratio in den Sommermonaten zwischen 90 % und 100 % lag. Ab dem Jahr 2020 kam es zu einem Wendepunkt: In den Jahren 2020 bis 2022 sank die Winterprämie leicht, während im Frühling und Sommer ein spürbarer Rückgang der Capture Ratio gegenüber den vorangegangenen vier Jahren eintrat. Seit 2023 zeigt sich ein deutlich stärkerer Abwärtstrend: Während Monate mit hohem PV-Marktanteil im Jahr 2023 noch Capture Ratios von 70 % bis 80 % aufwiesen, lagen diese im Jahr 2025 nur noch bei 30 % bis 40 %. Diese Abnahme ist keine rein zyklische Anomalie, sondern eine strukturelle Folge des steigenden Marktanteils von Solarstrom in der Merit Order und damit des Kannibalisierungseffekts von Solaranlagen. Dies lässt sich erkennen, wenn der monatliche Anteil von Solarstrom an der Gesamtstromerzeugung der Capture Ratio gegenübergestellt wird, wie in der nachfolgenden Grafik dargestellt. Die Scatter-Plot-Analyse zeigt eine klare Tendenz: Sobald der PV-Marktanteil in einem Monat die Schwelle von 15 % bis 20 % überschreitet, ist eine Capture Ratio von über 80 % kaum noch zu erreichen. Der Anteil der Solarstromerzeugung erhöhte sich im ersten Halbjahr 2026 auf 26 % nach 23 % im ersten Halbjahr 2025. Entgegen den Erwartungen ging die Capture Ratio nicht weiter zurück, sondern nahm leicht zu. Ein Grund hierfür ist, dass hohe Marktanteile von Solarstrom seit 2023 stark mit Zeiträumen geringer oder negativer Residuallast korrelieren. Dies deutet auf ein hohes Angebot aus inframarginalen Technologien und damit auf niedrige bzw. negative Strompreise hin. Zunehmend wird Solarstrom aus Kleinanlagen durch Heimspeicher zwischengespeichert; zugleich glätten größere Batteriespeicher zunehmend die Einspeisespitzen in den Mittagsstunden. Beide Effekte können die Zahl negativer Preisstunden reduzieren und die Capture Ratio stabilisieren. Eine nachhaltige Erhöhung der Capture Ratio ist insbesondere durch einen Anstieg des gesamten Stromverbrauchs infolge der Elektrifizierung und damit eine deutliche Zunahme der Stunden mit positiver Residuallast, einen langsameren Ausbau der Solarleistung oder einen stärkeren Ausbau von Speicherkapazitäten erreichbar. Für den Konzern ist die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen von größerer Bedeutung als die Capture Ratio allein, da negative Preise in diesen Zeiträumen zum Verlust der Marktprämie führen können. NEGATIVPREISE IM BERICHTSZEITRAUM Es kommt im deutschen Markt seit einigen Jahren regelmäßig zu negativen Preisen auf dem Strommarkt. Negative Preise entstehen nicht durch Marktversagen im eigentlichen Sinne, sondern sind das rationale Ergebnis mehrerer gleichzeitig wirkender Faktoren. Wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt und keine ausreichende Flexibilität vorhanden ist, müssen Produzenten buchstäblich dafür bezahlen, dass ihr Strom abgenommen wird. Fast alle Negativpreise treten zwischen 10 und 16 Uhr auf — exakt das Produktionsmaximum der Photovoltaik. Trotz des Zubaus der Solarleistung und des gestiegenen Marktanteils von Solarstrom ging die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen im ersten Halbjahr 2026 zurück. Insgesamt wurden 295 Stunden mit negativen Spotmarktpreisen verzeichnet (2025H1: 389 Stunden).
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48 Kumulative Anzahl Stunden mit negativen Strompreisen in einem Jahr (2023-2026) pro Monat (1-12) Quelle: Energy Charts, eigene Darstellung Gleichzeitig nahm die Zahl der Stunden mit Nullpreisen deutlich zu: von 38 Stunden im ersten Halbjahr 2025 auf 53 Stunden im Berichtszeitraum. Ein Teil des Rückgangs der Negativpreisstunden könnte somit auf die Zunahme der Nullpreisstunden zurückzuführen sein. Anzahl Stunden mit einem Strompreis i. H. v. EUR 0 je MWh 2023-2026 pro Monat (1-12) Quelle: Energy Charts, eigene Darstellung
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49 Nach Einschätzung des Vorstands ist die Zunahme der Stunden mit Nullpreisen unter anderem auf die Einführung des Solarspitzengesetzes 2025 zurückzuführen, auf das nachfolgend näher eingegangen wird. SOLARSPITZENGESETZ 2025 Als Reaktion auf die zunehmende Häufigkeit negativer Strompreise wurde das EEG mit dem Solarspitzengesetz geändert. Photovoltaikanlagen, die nach Inkrafttreten des Gesetzes am 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurden, erhalten in Zeiträumen mit negativen Day-Ahead-Strompreisen keine Marktprämie, d. h. keine Förderung in Höhe der Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktwert Solar. Im bisherigen EEG 2023 war diese Ein- Stunden-Regelung zunächst erst ab dem Geschäftsjahr 2027 vorgesehen (siehe Abschnitt „Vermarktungsmodell des deutschen Anlagenportfolios“), während für Solaranlagen, die früheren EEG-Fassungen unterliegen, je nach Inbetriebnahmejahr längere Negativpreiszeiträume von 4 und 6 Stunden maßgeblich sind. Die Begründung dieser Gesetzesänderung besteht darin, dass Betreiber den Strom ihrer Solaranlagen nicht mehr in den Day-Ahead-Markt anmelden werden, in den (Viertel-)Stunden in denen negative Strompreise vorherrschen und ihre Solaranlagen während diesen Uhrzeiten entsprechend abgeschaltet werden. Bisher gab es Anreize den Strom zu einem beliebigen Preis zu verkaufen, da sie, soweit sie nicht bereits von der 4- oder 6-Stunden-Regel betroffen sind, um die Marktprämie einnehmen zu können. Um die Marktintegration von PV-Anlagen durch die Förderung von Leistungsregelung und Flexibilität zu verbessern und letztlich die Anzahl der negativen Stunden zu reduzieren, wird der Gesetzgeber die Zeiten mit negativen Preisen durch eine feste Formel kompensieren, bei der die betroffenen Stunden an das Ende des Einspeisezeitraums angehängt werden und somit den regulierten Vergütungszeitraum erhöhen. Das Gesetz sieht vor, dass während des Förderzeitraums die Anzahl der negativen Viertelstunden am Day-Ahead- Markt erfasst wird. Die Summe der Viertelstunden mit negativen Preisen wird mit dem Faktor 0,5 multipliziert, um zu berücksichtigen, dass die reale Einspeisung unter der theoretischen Maximalleistung liegt. Die Berechnung des Verlängerungszeitraums basiert auf 950 Volllaststunden (950 kWh/kWp) pro Jahr für eine Solaranlage, die sich entsprechend einer typischen Solarkurve auf die einzelnen Monate verteilen. Daraus ergeben sich 3.800 Volllast- Viertelstunden. Aus der Anzahl der während des Einspeisevergütungszeitraums angefallenen negativen Viertelstunden, multipliziert mit dem Faktor 0,5, ergibt sich die Zahl der zu kompensierenden Lastviertelstunden und daraus die Verlängerung des Förderzeitraums. Monat Laststunden Viertelstunden Januar 22 87 Februar 47 189 März 85 340 April 111 442 Mai 123 490 Juni 127 508 Juli 125 498 August 113 453 September 93 371 Oktober 58 231 November 30 118 Dezember 18 73 Jahr 950 3.800
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50 Konkret bedeutet dies, dass sollte im originären Förderungszeitraum (von i.d.R. 20 Jahren) 4.000 Negativviertelstunden auf dem Markt beobachtet worden sein, sich 2.000 Lastviertelstunden (d. h. 4.000 x 0,5) errechnen, die zu kompensieren sind. Wenn die betreffende Anlage somit im Dezember in Betrieb genommen wurde, dann verlängert sich den Förderungszeitraum um sechs Monate, denn Januar bis Juni haben nach der Tabelle 2.056 Viertelstunden, denn es wird auf dem nächsten vollen Monat gerundet. Die Verlängerung läuft ab dem Ende des originären Förderungszeitraum, REFERENTENENTWURF ZUR EEG-NOVELLE 2027 Ausbauziel EE 2030 80% des Stromverbrauchs Keine Einspeisvergütung ab 25 kWp für neue Solaranlagen Verschiebung Fokus Dach Freifläche Kostengünstiger Der Referentenentwurf zur EEG-Novelle 2027 gewährt erstmals Einblick in die geplante Neuausrichtung der deutschen Energiepolitik bezüglich den erneuerbare Energien. Der rund 400 Seiten umfassende Entwurf steht im Kontext einer energiepolitischen Verschiebung der Prioritäten. Während der Ausbau der erneuerbaren Energien weiterhin zentrale Voraussetzung für das Ziel bleibt, bis 2030 rund 80 % des Stromverbrauchs aus erneuerbaren Quellen zu decken, sollen künftig stärker als bisher auch Bezahlbarkeit, Versorgungssicherheit und Systemintegration berücksichtigt werden. Die Reform deutet damit auf einen grundlegenden Paradigmenwechsel hin: weg von einem stark fördergetriebenen Ausbau hin zu einer stärkeren Integration erneuerbarer Energien in den Strommarkt. Gleichzeitig sollen erneuerbare Energien künftig stärker zur Stabilität des Energiesystems beitragen und teilweise auch zur Finanzierung des Fördersystems selbst beitragen. Eine der einschneidendsten Veränderungen betrifft kleine Photovoltaikanlagen im Dachsegment. Für neue Anlagen mit einer Leistung von bis zu 25 kWp soll die feste Einspeisevergütung künftig vollständig entfallen. Betreiber solcher Anlagen müssten ihren Strom entweder selbst verbrauchen oder über Marktmechanismen vermarkten. Hintergrund dieser Maßnahme ist die Annahme, dass Photovoltaik im Kleinanlagensegment inzwischen weitgehend marktreif ist und daher weniger staatliche Förderung benötigt. In der Praxis könnte diese Änderung jedoch erhebliche wirtschaftliche Auswirkungen haben. Während der Eigenverbrauch von Solarstrom durch die Vermeidung von Netzstromkosten weiterhin attraktiv bleibt, sinken die Erlöse für eingespeisten Strom deutlich, wenn dieser künftig zum Marktwert Solar verkauft werden muss. Für viele Haushalte würde sich dadurch die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen spürbar verschlechtern, insbesondere wenn keine hohen Eigenverbrauchsquoten erreicht werden. Parallel dazu soll für Photovoltaikanlagen ab 25 kWp eine verpflichtende Direktvermarktung eingeführt werden. Anlagenbetreiber wären damit verpflichtet, ihren Strom aktiv am Strommarkt zu vermarkten. Allerdings setzt eine solche Marktintegration eine leistungsfähige digitale Infrastruktur voraus mit Einsatz intelligenter Messsysteme sowie automatisierte Abrechnungs- und Vermarktungsprozesse. Für größere Anlagen ab 100 kWp sieht der Entwurf zudem einen Mechanismus vor, der dem Prinzip zweiseitiger Differenzverträge (Contracts for Difference mit Cap und Floor) ähnelt. Dabei wird ein Referenzwert für Stromerlöse festgelegt. Liegt der Marktpreis unter diesem Referenzwert, erhalten Betreiber einen Ausgleich. Liegt er darüber,
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51 wird ein Teil der Erlöse abgeschöpft und zur Finanzierung des Fördersystems verwendet. Ziel dieses Instruments besteht darin Überrenditen in Hochpreisphasen zu begrenzen. Die stärkere Marktintegration erneuerbarer Energien kann langfristig dazu beitragen, Preissignale im Stromsystem zu stärken, negative Preise zu verringern und die Effizienz des Ausbaus zu erhöhen. Gleichzeitig bleibt der Ausbaupfad für große Anlagen im Bereich der Windenergie und der Freiflächen-Photovoltaik grundsätzlich erhalten, was weiterhin Planungssicherheit für Projektentwickler bietet. Darüber hinaus könnte die Reform neue Impulse für Flexibilitätsoptionen im Stromsystem setzen. Wenn erneuerbare Energien stärker marktbasiert vergütet werden, steigt der wirtschaftliche Wert von Technologien, die Stromproduktion und Stromverbrauch zeitlich verschieben können. Dazu zählen insbesondere Batteriespeicher, Lastmanagementlösungen sowie innovative Geschäftsmodelle im Bereich lokaler Energienutzung. Auch dezentrale Energiekonzepte könnten an Bedeutung gewinnen. Modelle wie Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung oder lokale Energiegemeinschaften profitieren davon, dass der direkte Verbrauch von Solarstrom wirtschaftlich attraktiver wird als die Einspeisung ins Netz. WEITERE NEUE REGULIERUNGEN: AGNES UND MISPEL AGNES - Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom Die von der Bundesnetzagentur geplante Reform AgNes („Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“) ist für den Konzern von Bedeutung, da künftig auch Einspeiser und Speicher stärker an den Netzkosten beteiligt werden sollen. Nach dem derzeitigen Entwurf sollen neue Erzeugungsanlagen künftig grundsätzlich ein begrenztes, leistungsbezogenes Netzentgelt entrichten. Die Bundesnetzagentur nennt hierfür derzeit eine Größenordnung von zunächst rund EUR 4–7 je kW und Jahr. Für bestehende Erzeugungsanlagen ist allerdings ein weitreichender Bestandsschutz vorgesehen: Sie sollen für einen Zeitraum von 20 Jahren ab ihrer Inbetriebnahme von diesen Einspeiseentgelten ausgenommen bleiben. Auch Batteriespeicher sollen künftig einen Beitrag zur Finanzierung der Netze leisten. Vorgesehen ist ebenfalls ein leistungsbezogenes Entgelt, während energieabhängige Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion für Speicher gerade vermieden werden sollen. Für bestehende Speicher sollen bestehende Befreiungstatbestände, insbesondere nach § 118 Abs. 6 EnWG, zunächst fortgelten. Damit betrifft die Reform insbesondere neue Speicherprojekte und kann deren Wirtschaftlichkeitsrechnung künftig beeinflussen. Für den Konzern ist AgNes damit in zweierlei Hinsicht relevant: einerseits können neue PV-Projekte künftig zusätzlichen jährlichen Netzkosten unterliegen, andererseits gewinnt die Co-Location von Solaranlagen und Batteriespeichern weiter an Bedeutung, weil Speicher Einspeisespitzen reduzieren, Netzanschlüsse besser auslasten und Strom aus Stunden niedriger Preise in höherpreisige Stunden verschieben können. Die endgültige Ausgestaltung der Netzentgelte bleibt jedoch noch Gegenstand des laufenden Festlegungsverfahrens; die neue Systematik soll ab 2029 gelten.
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52 MiSpeL - Marktintegration von Speichern und Ladepunkten Noch unmittelbarer für Betreiber von Solarparks mit Batteriespeichern ist MiSpeL („Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“). Bislang ist die wirtschaftliche Nutzung eines Batteriespeichers neben einer EEG-geförderten Solaranlage regulatorisch komplex, wenn der Speicher sowohl Solarstrom als auch Netzstrom aufnehmen soll. Hintergrund ist die erforderliche eindeutige Abgrenzung zwischen förderfähigem Solarstrom und zuvor aus dem Netz bezogenem Strom. MiSpeL soll diese Trennung künftig praktikabler ermöglichen. Besonders relevant für größere Solarparks ist die sogenannte Abgrenzungsoption. Dabei werden die unterschiedlichen Strommengen auf Basis von Viertelstundenmesswerten rechnerisch getrennt. Ein Batteriespeicher kann damit beispielsweise tagsüber überschüssigen Solarstrom aufnehmen und gleichzeitig in anderen Stunden günstigen Strom aus dem Netz laden, ohne dass dadurch grundsätzlich die EEG-Förderfähigkeit des zwischengespeicherten Solarstroms verloren geht. Für den Konzern eröffnet dies zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten. Ein Speicher muss nicht mehr ausschließlich als „Grünstromspeicher“ hinter einer PV-Anlage betrieben werden, sondern kann stärker marktoptimiert eingesetzt werden - beispielsweise für Intraday-Arbitrage, die Verschiebung von Solarstrom aus Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen in höherpreisige Stunden sowie gegebenenfalls weitere Flexibilitätsmärkte. Dadurch kann sich die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern in Kombination mit bestehenden Solarparks deutlich verbessern. Gerade vor dem Hintergrund zunehmender PV-Einspeisung und häufiger sehr niedriger Mittagsstrompreise ist dies für Solarparkbetreiber von strategischer Bedeutung.
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53 ZINSENTWICKLUNG IM BERICHTSZEITRAUM Die Entwicklung der Leitzinsen beeinflusst sowohl die Projektfinanzierungskonditionen für neue Solaranlagen als auch die Refinanzierungskonditionen bestehender Anlagen bzw. Finanzverbindlichkeiten. Die Finanzverbindlichkeiten des Konzerns sind jedoch überwiegend zu festen Zinssätzen abgeschlossen; diese Darlehen machen mehr als 70 % der Finanzverbindlichkeiten aus, sodass die unmittelbaren Auswirkungen von Zinsänderungen begrenzt bleiben. Alternativ finanziert sich der Konzern über Fremdfinanzierungen mit variablem Zinssatz, der sich häufig aus dem 3-Monats-EURIBOR zuzüglich einer Kreditmarge zusammensetzt. Zinsstruktur der Deutschen Bundesanleihen zum 19. August 2026 und dem Vorjahr (Laufzeiten 1-30 Jahre auf der X-Achse, Zins in % auf der Y-Achse) Quelle: Deutsche Bundesbank, Eigene Darstellung Die Zinsstrukturkurve hat sich im Berichtszeitraum weiter versteilt. Die Rendite zehnjähriger deutscher Bundesanleihen stieg auf 3,21 % und lag damit 49 Basispunkte über dem Vorjahresniveau von 2,72 %. Die Rendite zwanzigjähriger Bundesanleihen erhöhte sich von 3,18 % auf 3,64 % und damit um 46 Basispunkte. Für den Konzern ist insbesondere das lange Ende der Zinsstrukturkurve von Bedeutung, da dieses der wirtschaftlichen Nutzungsdauer einer Solaranlage am ehesten entspricht. Der Zinsanstieg wirkt sich nicht auf die Finanzierungskosten des bestehenden Portfolios aus, beeinflusst jedoch die Wirtschaftlichkeit neuer Solarparks sowie den für Werthaltigkeitsprüfungen verwendeten Diskontierungszinssatz. Die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten vor Steuern erhöhten sich von 5,87 % zum Jahresende 2025 auf 6,82 % für das laufende Jahr 2026. Die im Berichtszeitraum erfasste Wertminderung in Höhe von EUR 5,8 Mio. ist auf die Zunahme der angesetzten gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) zurückzuführen. Die zugrunde liegenden Erwartungen der nicht-diskontierten Cashflows der betroffenen Anlagen blieben im Wesentlichen unverändert.
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54 Die Entwicklung der EURIBOR 3M (2025-2026H1) Quelle: EZB, Eigene Darstellung Im Zeitraum von Anfang 2025 bis September 2026 zeigte der 3-Monats-EURIBOR zunächst einen Rückgang und anschließend einen deutlichen Wiederanstieg. Zu Beginn des Jahres 2025 lag der Zinssatz bei rund 2,7 % p. a. und sank im Verlauf der Vorjahresperiode kontinuierlich auf knapp unter 2,0 % im Juni 2025; anschließend stabilisierte er sich bis zum Jahresende. Seit Beginn des laufenden Geschäftsjahres ist dagegen ein deutlicher Aufwärtstrend erkennbar. Der 3-Monats-EURIBOR stieg im Verlauf des ersten Halbjahres 2026 sukzessive an und erreichte im Sommer zeitweise Werte von rund 2,6 % bis 2,7 %. Nach einem vorübergehenden Rückgang im August setzte sich der Anstieg anschließend fort; im September 2026 lag der Zinssatz erneut bei rund 2,7 %. Der Konzern verfügte zum Bilanzstichtag über mehrere Fremdfinanzierungen mit einem Gesamtvolumen von EUR 46,4 Mio. (31.12.2025: EUR 47,3 Mio.), deren Verzinsung an den 3-Monats-EURIBOR gekoppelt und nicht durch Zinsswaps fixiert ist. Entsprechend führt der seit Anfang 2026 zu beobachtende Anstieg des 3-Monats-EURIBOR zu einer höheren Zinsbelastung aus diesen variabel verzinslichen Finanzierungen. WETTBEWERB Der Wettbewerb des Konzerns findet vor allem beim Erwerb bzw. bei der Projektentwicklung neuer Projekte statt. Im belgischen Markt beteiligt sich der Konzern an relativ kleinen Dachanlagen auf gewerblichen Dachflächen. Der Wettbewerb besteht hier vor allem in der Abwägung des Dacheigentümers zwischen einer eigenen Investition und der Umsetzung durch einen Drittinvestor. Der Konzern investiert in Deutschland hauptsächlich in Erneuerbare-Energien-Anlagen zwischen 1 und 20 MWp, die eine Einspeisevergütung aus dem EEG bzw. aus einer Ausschreibung erhalten. In diesem Segment besteht ein intensiver Wettbewerb mit sehr unterschiedlichen Marktteilnehmern, wie z. B. Privatinvestoren, geschlossenen Fonds, anderen IPP-Unternehmen und Versicherern. Der Konzern versucht, sich durch Eigenentwicklung und den Ausbau langfristiger Beziehungen zu Projektentwicklern und Generalunternehmern einen exklusiven Marktzugang zu sichern.
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55 WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNG DES KONZERNS STAND DER UMSETZUNGEN DER ZIELE DES GESCHÄFTSPLANS: „ROADMAP TOWARDS 2030“ Der Geschäftsplan besteht aus verschiedenen Bestandteilen mit unterschiedlichen Zielen, deren Umsetzungsstand nachfolgend nach Bestandteilen dargestellt wird: Bestandteil 2026 Ausbauziel für das IPP-Portfolio bereits erreicht… Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung hatte der Konzern ein Anlagenportfolio von 494 MWp, wovon sich 455 MWp in Betrieb befanden. Bis Ende 2026 sollte das IPP-Portfolio nach der Zielsetzung des Geschäftsplans 504 MWp betragen. Am Bilanzstichtag hatte das Anlagenportfolio dieses Zwischenziel bereits erreicht. Das operative Portfolio wies zu diesem Zeitpunkt eine Leistung von 494 MWp auf, im Wesentlichen aufgrund des Netzanschlusses der Solaranlage Reuden Süd (20 MWp) im Berichtszeitraum. Trotz Erreichung des Zwischenziels sollen im dritten und vierten Quartal 2026 zwei größere Solaranlagen in Bau gehen: eine Solaranlage in Peenemünde (10 MWp), die mit einem Grünstromspeicher geplant wird, sowie eine Solaranlage in Gera (7 MWp), die mit einem Graustromspeicher realisiert werden soll. …und Aufbau von Batterieanlagen erfolgt zielgemäß In Belgien wurde ein Pilot-Batterieprojekt (0,1 MW) realisiert. Darüber hinaus liegt das Projektentwicklungsteam des Konzerns auf Kurs, das in der Roadmap 2030 formulierte Ziel eines jährlichen Zubaus von 15 MW bzw. 30 MWh Batteriespeicherleistung zu erreichen. Damit soll die Leistung des Batterieportfolios bis Ende 2027 rund 30 MW bzw. 60 MWh betragen. Derzeit sind acht weitere Batterieprojekte vollständig entwickelt und befinden sich in der Umsetzung. Bei planmäßiger Finalisierung dieser Projekte, deren Komponenten bereits bestellt wurden bzw. derzeit ausgeliefert werden und deren Bauarbeiten sukzessive in den kommenden Quartalen beginnen sollen, wird der Konzern Ende 2027 über ein operatives Batterieportfolio von 34 MW verfügen. Das Jahr 2026 war vor allem von der Planung und Entwicklung dieser Anlagen geprägt. Die ersten Umsatzerlöse aus diesem Batterieportfolio sollen im Laufe des folgenden Geschäftsjahres sukzessive realisiert werden.
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56 ERTRAGSLAGE UMSATZ 7C Solarparken erzielte im ersten Halbjahr 2026 Umsatzerlöse von EUR 35,1 Mio. (2025H1: EUR 35,9 Mio.). Die Umsatzerlöse bestehen im Geschäftsjahr zu 99,3 % aus Stromverkäufen (Vorjahr: 99,0 %). Die Erlöse aus Stromverkäufen gingen von EUR 35,5 Mio. auf EUR 34,8 Mio. zurück. Dabei ist zu berücksichtigen, dass in den Umsatzerlösen ein Verlust aus den Strompreisswap-Vereinbarungen von TEUR 43 enthalten ist (2025H1: Ertrag von TEUR 1.621). 2026 H1 2025 H1 Änderung GWh (Solar und Wind) 231 223 +3,7 % kWh/kWp (nur Solar) 462 496 -6,9 % kWh/kWp (Solar und Wind) 468 500 -6,2 % Gewichtete durchschnittliche Leistung (Solar und Wind) 494 447 +10,6 % Durchschnittlicher Einspeisepreis (EUR/MWh)* 150 159 -5,5 % *Umsatzerlöse aus Stromverkauf (inkl. Strompreisswap-vereinbarung) geteilt durch Produktion Die Abnahme der Stromverkäufe (-2,0 %) trotz der zugenommenen Produktion (+3,7 %) steht in Zusammenhang mit der Verringerung des durchschnittlichen Einspeisepreises um 5,5 % im Vergleich zum Vorjahreszeitraum. Die Erhöhung der Produktion auf 231 GWh (+3,7 %) ist einerseits auf dem Anstieg der gewichteten durchschnittlichen Leistung von 494 MWp (+10,6 %) zurückzuführen und andererseits auf dem gesunkenen spezifischen Ertrag, der sowohl von schlechteren Witterungsverhältnissen als auch von zugenommen (kommerziellen und regulatorischen) Abschaltungen geprägt wurde (-6,2 %), zurückzuführen. Gegenläufig hat sich die Verringerung des durchschnittlich erzielten Einspeisepreises auf EUR 150 pro MWh auf die Umsatzerlöse ausgewirkt. Der Ablauf der Strompreisswap-Vereinbarungen für das Jahr 2025 einerseits und den negativen Effekt des Strompreisswap aus dem Jahr 2026 andererseits (siehe „Vermarktungsmodell des deutschen Anlagenportfolios“) haben hauptsächlich an dieser Senkung beigetragen. Die sonstigen Umsatzerlöse, die v. a. aus dem Verkauf von Dienstleistungen erwirtschaftet werden, ist im ersten Halbjahr um EUR 0,1 Mio. auf EUR 0,3 Mio. gesunken. Dies entspricht 0,7 % vom Gesamtumsatz (2025H1: 1,0 %). SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE Sonstige betriebliche Erträge erzielte 7C Solarparken i.H.v. EUR 2,0 Mio. (2025H1: EUR 4,2 Mio.). Besonders hervorzuheben sind Ausgleichszahlungen i.V.m. Anlagenabschaltungen infolge der Einführung von Redispatch 2.0 i.H.v. EUR 1,1 Mio. (2025H1: EUR 1,8 Mio.). Weiterhin wurden Versicherungsentschädigungen i.H.v. EUR 0,7 Mio. (2025H1 EUR 0,5 Mio.) erfolgswirksam vereinnahmt. Der Rückgang der sonstigen betrieblichen Erträge ist im Wesentlichen auf Einmaleffekte im Vorjahreszeitraum zurückzuführen. Im ersten Halbjahr 2025 wurden Rückstellungen von EUR 0,8 Mio. aufgelöst, ein Ertrag aus dem Verkauf einer Solaranlage von EUR 0,3 Mio. vereinnahmt sowie ein Wegfall von Verbindlichkeiten von EUR 0,4 Mio. erfolgwirksam erfasst.
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57 PERSONALAUFWAND Der Personalaufwand erhöhte sich im Berichtszeitraum auf EUR 1,5 Mio. (2025H1. EUR 1,0 Mio.). Ursächlich hierfür waren insbesondere der Anstieg der Mitarbeiterzahl des Konzerns im Berichtszeitraum auf durchschnittlich 30 Mitarbeiter (2025H1: 24 Mitarbeiter). SONSTIGER BETRIEBSAUFWAND Die betrieblichen Aufwendungen beliefen sich in der Berichtsperiode auf EUR 6,8 Mio. (2025H1: EUR 6,3 Mio.). Der sonstiger Betriebsaufwand enthält v. a. die Kosten für den Betrieb der Solarparks, wie Reparaturen und Instandhaltung sowie Versicherungen, Eigenstrombedarf und Kosten für die Rasen-/Grünpflege. Diese Aufwendungen stiegen im Berichtszeitraum nahezu auf EUR 4,0 Mio. (2025H1: EUR 3,7 Mio.) an. Sie enthielten auch Reparaturkosten infolge versicherter Sachschäden, wofür der Versicherer im Berichtszeitraum EUR 0,5 Mio. Schaden erstattet hat (2025H1: EUR 0,3 Mio.). Die Verwaltungskosten sowie der Materialaufwand nahmen um je EUR 0,1 Mio. zu. Im Geschäftsjahr gab es Forderungsverluste und Wertminderungen auf Vorräte i. H. v. EUR 0,3 Mio., wobei dies im Vorjahreszeitraum EUR 0,4 Mio. betrug. Der 7C Solarparken-Konzern erzielte im ersten Halbjahr ein EBITDA von EUR 28,9 Mio. (2025H1: EUR 32,8 Mio.), was einem Rückgang von 11,9 % entspricht. Diese Entwicklung ist auf die um EUR 0,7 Mio. gesunkenen Umsatzerlöse, die um EUR 2,2 Mio. niedrigeren sonstigen betrieblichen Erträge sowie auf den um jeweils EUR 0,5 Mio. gestiegenen Personalaufwand und sonstigen Betriebsaufwand zurückzuführen. Entsprechend sank die EBITDA-Marge im Berichtszeitraum auf 82,3 % (2025H1: 91,4 %). ABSCHREIBUNGEN UND WERTMINDERUNGEN Die Abschreibungen und Wertminderungen von EUR 24,1 Mio. (2025H1: EUR 33,3 Mio.) betreffen Sachanlagen, Nutzungsrechte sowie immaterielle Vermögenswerte. Davon entfielen Wertminderungen von EUR 5,4 Mio. (2025H1: EUR 14,8 Mio.) auf Solaranlagen und Windparks. Die im Geschäftsjahr erfassten Wertminderungen resultieren insbesondere aus dem Anstieg der geschätzten Kapitalkosten und den daraus höheren Diskontierungszinssätzen. Schließlich ergab sich eine Erhöhung der planmäßigen Abschreibungen der Solaranlagen und Windparks, die fast ausschließlich auf die Erweiterung des Anlagenportfolios (+EUR 0,2 Mio.) zurückzuführen ist. EBIT Das Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit (EBIT) ist von minus EUR 0,5 Mio. im Vorjahreszeitraum auf EUR 4,8 Mio. im Berichtszeitraum angestiegen. Dies entspricht einer EBIT-Marge von 13,7 % (2025H1: minus 1,7%). BETEILIGUNGS- UND FINANZERGEBNIS Das Beteiligungs- und Finanzergebnis verbesserte sich auf minus EUR 3,2 Mio. gegenüber dem Vorjahreszeitraum (minus EUR 3,4 Mio.). Die Verbesserung um EUR 0,2 Mio. resultiert im Wesentlichen aus der Abnahme der Zinsaufwendungen um EUR 0,3 Mio. sowie einer Zunahme der sonstigen Finanzerträge um EUR 0,3 Mio. Gegenläufig wirkte sich die Zunahme der Bankgebühren, Courtagen und sonstigen Finanzaufwendungen um EUR 0,5 Mio. aus. Die Aufzinsung von Rückbaurückstellungen (EUR 0,5 Mio.) und Leasingverbindlichkeiten (EUR 0,4 Mio.) blieb gegenüber dem Vorjahreszeitraum nahezu unverändert.
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58 PERIODENERGEBNIS Der in der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesene Steueraufwand belief sich im Berichtszeitraum insgesamt auf EUR 1,1 Mio. (2025H1: Steuerertrag von EUR 1,0 Mio.). Das Periodenergebnis von EUR 0,6 Mio. (2025H1: Periodenverlust von EUR 2,8 Mio.) setzt sich aus dem Ergebnis der Anteilseigner der Muttergesellschaft von EUR 0,3 Mio. sowie dem Ergebnis nicht beherrschender Gesellschafter von EUR 0,3 Mio. zusammen. VERMÖGENS- UND FINANZLAGE VERMÖGENSLAGE Die Vermögenslage der 7C Solarparken setzt sich zu rund 80 % (2025: 82 %) aus langfristigen Vermögenswerten zusammen. Der Geschäfts- oder Firmenwert blieb zum Bilanzstichtag unverändert bei EUR 0,6 Mio. Die immateriellen Vermögenswerte von 7C Solarparken beliefen sich zum 30. Juni 2026 auf EUR 1,4 Mio. (2025: EUR 1,5 Mio.) und beinhalteten u. a. Serviceverträge für die Betriebsführung von Anlagen Dritter, die im Zuge von Unternehmensakquisitionen in den Vorjahren erworben wurden, von EUR 0,9 Mio. sowie Projektrechte für Solaranlagen in unterschiedlichen Entwicklungsphasen von EUR 0,5 Mio. Der Konzern hat im Berichtszeitraum EUR 1,8 Mio. in die Erweiterung des Solar- und Windanlagenportfolios investiert. Darüber hinaus wurden Solarparks im Bau i. H. v. EUR 8,7 Mio. durch die Realisierung der Projekte in die Solarparks umgegliedert. Die planmäßigen Abschreibungen betrugen EUR 17,2 Mio., Wertminderungen auf Solaranlagen wurden i. H.v. EUR 5,4 Mio. erfasst. Demzufolge hat sich der Buchwert der Solar- und Windparks mit EUR 312,3 Mio. im Vergleich zum 31. Dezember 2025 (EUR 324,3 Mio.) in Summe um EUR 12,0 Mio. verringert. Die Anlagen im Bau, die sowohl Solarparks als auch BESS-Anlagen umfassen, hatten zum Stichtag einen Buchwert von EUR 4,5 Mio. (2025: EUR 10,7 Mio.). Im Berichtszeitraum wurden EUR 2,6 Mio. in neue Solaranlagen und BESS-Anlagen investiert, die sich zum Bilanzstichtag noch im Bau befanden. Im Rahmen ihrer Fertigstellung wurden Anlagen im Bau von EUR 8,8 Mio. in die Positionen Solarparks bzw. BESS-Anlagen umgegliedert. Der Wert der Nutzungsrechte, welche im Wesentlichen die Nutzung von Grundstücken und Dächern für den Betrieb der Solar- und Windkraftanlagen betreffen, verringerte sich im Wesentlichen aufgrund planmäßiger Abschreibungen i. H. v. EUR 1,2 Mio. auf EUR 38,6 Mio. Die Grundstücke und Gebäude des sogenannten PV Estate erhöhten sich durch den Erwerb eines neuen Grundstücks um EUR 1,1 Mio. und unter Berücksichtigung von Abschreibungen von EUR 0,1 Mio. auf EUR 15,2 Mio. (2025: EUR 14,2 Mio.). Insgesamt stieg das dem PV Estate zugehörige Portfolio auf 207 ha. Die aktiven latenten Steuern resultieren aus voraussichtlich steuerlich nutzbaren Verlustvorträgen sowie aus temporären Differenzen. Sie haben sich von EUR 10,0 Mio. zum 31. Dezember 2025 auf EUR 9,7 Mio. verringert. Die kurzfristigen Vermögenswerte erhöhten sich von EUR 91,2 Mio. zum Jahresende 2025 auf EUR 94,9 Mio. zum Bilanzstichtag. Der Konzern legte im Berichtszeitraum EUR 7,6 Mio. (2025: EUR 2,4 Mio.) auf Festgeldkonten mit einer Laufzeit von mehr als drei Monaten an. Diese Festgeldkonten werden daher als kurzfristige Finanzanlagen ausgewiesen. Am Bilanzstichtag verfügte der Konzern über liquide Mittel von EUR 68,2 Mio. (2025: EUR 79,9 Mio.). Hiervon sind EUR 13,9 Mio. (2025: EUR 15,9 Mio.) mit Verfügungsbeschränkungen für Projektreserven und Avale belegt. Die Bilanzsumme nahm von EUR 496,3 Mio. auf EUR 480,8 Mio. ab.
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59 Das Eigenkapital belief sich zum 30. Juni 2026 auf EUR 214,9 Mio. (2025: EUR 219,1 Mio.). Der Rückgang um rund EUR 4,2 Mio. resultiert aus der Zunahme der Rücklage für eigene Anteile um EUR 4,4 Mio. infolge des Rückkaufs eigener Aktien sowie aus der Auszahlung einer Dividende an nicht beherrschende Anteilseigner von EUR 0,7 Mio. Gegenläufig wirkten sich das positive Periodenergebnis von EUR 0,6 Mio. sowie die Zunahme der Hedging Reserve um EUR 0,4 Mio. aus. Die Eigenkapitalquote, die vom Konzern ohne die Hedging Reserve ermittelt wird, erhöhte sich leicht von 44,0 % zum 31. Dezember 2025 auf 44,5 % zum 30. Juni 2026. Die lang- und kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten des Konzerns beliefen sich zum Bilanzstichtag insgesamt auf EUR 161,2 Mio. (2025: EUR 176,1 Mio.). Hierbei handelt es sich um Bankfinanzierungen der Muttergesellschaft sowie Projektfinanzierungen zur Finanzierung der Solar- und Windparks und der Immobilien des sogenannten PV Estate. Im Berichtszeitraum wurden neue Darlehen von EUR 0,2 Mio. aufgenommen. Gegenläufig wirkten sich Tilgungen von Finanzverbindlichkeiten von EUR 14,9 Mio. aus. Die lang- und kurzfristigen Leasingverbindlichkeiten betrugen zum Bilanzstichtag EUR 37,5 Mio. (2025: EUR 39,7 Mio.). Zu der Veränderung trugen im Wesentlichen die Bilanzierung neuer Leasingverbindlichkeiten von EUR 0,8 Mio. sowie die Aufzinsung bestehender Leasingverbindlichkeiten von EUR 0,4 Mio. bei. Gegenläufig wirkten sich die regulären Tilgungen von EUR 2,2 Mio. sowie die Neubewertung von Gestattungsverträgen von minus EUR 1,2 Mio. aus. Bei den langfristigen Rückstellungen war eine Zunahme um rund EUR 0,6 Mio. zu verzeichnen. Dies ist vor allem auf die Rückbaurückstellungen zurückzuführen, die im Wesentlichen aufgrund der Aufzinsung um EUR 0,5 Mio. anstiegen. Die passiven latenten Steuern verminderten sich im Berichtszeitraum von EUR 20,2 Mio. auf EUR 19,0 Mio. Ursache hierfür war im Wesentlichen die Reduzierung temporärer Differenzen im Bereich der Sachanlagen infolge der im Geschäftsjahr erfassten Wertminderungen auf Solaranlagen. FINANZLAGE UND KAPITALFLUSSRECHNUNG Die Veränderung des Finanzmittelfonds betrug im Berichtsjahr minus EUR 11,7 Mio. (2025H1: Zunahme von EUR 3,8 Mio.). Dem Netto-Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit von EUR 20,4 Mio. standen Zahlungsmittelabflüsse aus der Investitionstätigkeit von EUR 10,0 Mio. sowie aus der Finanzierungstätigkeit von EUR 22,0 Mio. gegenüber, die per Saldo zu einer Abnahme des Finanzmittelfonds führten. Die einzelnen Zahlungsmittelzu- bzw. -abflüsse stellten sich wie folgt dar: Der Nettomittelzufluss aus der laufenden Geschäftstätigkeit verringerte sich von EUR 25,7 Mio. auf EUR 24,2 Mio. Er resultiert im Wesentlichen aus dem operativen Geschäft der Solarparks und den hieraus generierten Einzahlungen abzüglich der gezahlten Zinsen i. H. v. EUR 2,3 Mio. (2025H1: EUR 2,9 Mio.) sowie der gezahlten Ertragssteuern i. H. v. EUR 1,5 Mio. (2025H1: EUR 1,4 Mio.). Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit betrug minus EUR 10,0 Mio. (2025H1: minus EUR 0,6 Mio.) und resultierte im Wesentlichen aus Einzahlungen auf langfristigen Festgeldkonten (EUR 5,2 Mio.), Anzahlungen auf Anlagen im Bau (EUR 2,6 Mio.) sowie aus dem Nettozahlungsmittelabfluss für die Investitionen in Sachanlagen (EUR 2,6 Mio.). Gegenläufig haben sich der Erwerb von Tochterunternehmen und nicht-beherrschenden Anteilen abzgl. erworbener liquider Mittel (EUR 0,3 Mio.) sowie die erhaltenen Zinsen und Dividenden (EUR 0,2 Mio.) ausgewirkt.
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60 Der negative Cashflow aus Finanzierungstätigkeit belief sich auf minus EUR 22,0 Mio. (2025H1: minus EUR 17,0 Mio.). Dieser Betrag umfasst im Wesentlichen die Tilgung von Krediten von EUR 14,9 Mio., die Tilgung von Leasingverbindlichkeiten gemäß IFRS 16 von EUR 2,2 Mio. sowie den Rückkauf eigener Anteile von EUR 4,4 Mio. Darüber hinaus wurden Ausschüttungen von EUR 0,7 Mio. an nicht beherrschende Anteilseigner vorgenommen. Gegenläufig wirkten sich Einzahlungen aus neuen Bankfinanzierungen von EUR 0,2 Mio. aus. Der Konzern war im Geschäftsjahr jederzeit und ist entsprechend der kurzfristigen Finanzplanung über einen Zeitraum von 1,5 Jahren in der Lage, seine Zahlungsverpflichtungen zu erfüllen. Zusammenfassend ist die Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage als positiv zu beurteilen. Die Erweiterung des Anlagenportfolios und die Umsetzung der Unternehmensplanung spiegeln die Zielsetzung einer nachhaltigen und kontinuierlichen Geschäftsentwicklung wider.
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61 PROGNOSEBERICHT KONZERN Die Prognose der technischen und finanziellen Kennzahlen des Geschäftsjahres 2026 wurde im zusammengefassten Lagebericht 2025 veröffentlicht. Der Vorstand bestätigt die Prognose für das Geschäftsjahr 2026. Sie wird unten zusammengefasst dargestellt. Technische Kennzahlen Der Vorstand prognostiziert für das Geschäftsjahr 2026 eine Stromproduktion von rund 472 GWh. Dies entspricht einem Ertrag je installierter operativer Anlagenleistung von 953 kWh/kWp. Finanzielle Kennzahlen IN MIO. EUR 2026 (PROGNOSE) Umsatzerlöse 66,5 EBITDA 50,0 CFPS (EUR) 0,50 Die wesentlichen Annahmen für die Prognose der technischen und finanziellen Kennzahlen sind gegenüber dem Prognosebericht des zusammengefassten Lageberichts 2025 unverändert geblieben. Es wird daher auf diesen Bericht verwiesen.
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62 RISIKO- UND CHANCENBERICHT RISIKEN Hinsichtlich der Beschreibung des Risikomanagementsystems (RMS) wird auf die Angaben im zusammengefassten Lagebericht des Geschäftsjahres 2025 verwiesen. Die Risiken, denen der 7C Solarparken- Konzern ausgesetzt ist, wurden ebenfalls detailliert im Geschäftsbericht 2025 dargestellt. Es haben sich keine wesentlichen Änderungen der Risiken ergeben. CHANCEN Die wesentlichen Chancen, die sich dem 7C Solarparken-Konzern bieten, wurden detailliert im zusammengefassten Lagebericht des Geschäftsjahres 2025 dargestellt. Bayreuth, 22. September 2026 Steven De Proost Koen Boriau Philippe Cornelis Vorstandsvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO) Vorstand (CTO)
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63 KONZERNZWISCHENABSCHLUSS FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS ZUM 30. JUNI 2026 7C Solarparken AG, Bayreuth
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64 KONZERN-BILANZ * ZUM 30. JUNI 2026 AKTIVA in TEUR Anhangziffer 30.06.2026 31.12.2025 Langfristige Vermögenswerte Geschäfts- oder Firmenwert 17.1 648 648 Immaterielle Vermögenswerte 17.1 1.424 1.450 Grundstücke und Gebäude 16.1 15.158 14.240 Solarparks 16.1 305.006 316.745 Windparks 16.1 7.248 7.571 BESS Anlagen 16.1 77 - Anlagen im Bau 16.1 4.486 10.653 Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 16.1 430 402 Nutzungsrechte 16.2 38.614 39.934 Nach der Equity-Methode bewertete Finanzanlagen 18 539 546 Andere Finanzanlagen 19 1.275 1.253 Sonstige langfristige Vermögenswerte 14 1.343 1.716 Aktive latente Steuern 9.688 9.984 Summe langfristige Vermögenswerte 385.937 405.142 Kurzfristige Vermögenswerte Vorräte 13 1.228 1.236 Geleistete Anzahlungen 14 487 29 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 14 11.338 2.998 Steuererstattungsansprüche 1.729 1.490 Sonstige kurzfristige Vermögenswerte 14 4.288 3.173 Kurzfristige Finanzanlagen 15.1 7.637 2.405 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 15.2 68.191 79.862 Summe kurzfristige Vermögenswerte 94.898 91.193 Bilanzsumme 480.834 496.335 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen
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65 KONZERN-BILANZ * ZUM 30. JUNI 2026 PASSIVA in TEUR Anhangziffer 30.06.2026 31.12.2025 Eigenkapital Gezeichnetes Kapital 20.1 81.368 81.368 Kapitalrücklagen 20.2.A 99.747 99.779 Rücklage für eigene Anteile 20.2.C -14.866 -10.425 Sonstiges Ergebnis aus Hedging 20.2.E 1.178 779 Gewinnrücklagen 20.2.B 31.027 30.175 Währungsumrechnungsrücklage 20.2.D -24 -24 Nicht-beherrschende Anteile 16.496 17.442 Eigenkapital 214.927 219.095 Schulden Langfristige Schulden Langfristige Finanzverbindlichkeiten 22 135.256 149.084 Langfristige Leasingverbindlichkeiten 22 36.091 38.064 Langfristige Rückstellungen 24 30.848 30.295 Sonstige langfristige Verbindlichkeiten 23 1.166 1.168 Passive latente Steuern 18.961 20.247 Summe langfristige Schulden 222.322 238.857 Kurzfristige Schulden Steuerschulden 4.622 3.295 Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten 22 25.898 27.050 Kurzfristige Leasingverbindlichkeiten 22 1.370 1.663 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 23 6.903 4.772 Sonstige Verbindlichkeiten 23 4.790 1.605 Summe kurzfristige Schulden 43.583 38.384 Summe Schulden 265.905 277.240 Bilanzsumme 480.834 496.335 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen
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66 KONZERN GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG * FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS 30. JUNI 2026 in TEUR Anhang- ziffer 2026H1 2025H1 Umsatzerlöse 9.1 35.082 35.899 Sonstige betriebliche Erträge 9.2 2.011 4.172 Personalaufwand 10.1 -1.471 -996 Sonstige Betriebsaufwendungen 10.2 -6.765 -6.255 Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) 28.856 32.820 Abschreibungen und Wertminderungen 16,17 -24.061 -33.275 Ergebnis der betrieblichen Geschäftsstätigkeit (EBIT) 4.795 -455 Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 11 572 275 Zinsen und ähnliche Aufwendungen 11 -3.735 -3.658 Ergebnis aus der Equity-Methode 11,18 -4 -5 Beteiligungs- und Finanzergebnis -3.167 -3.388 Ergebnis vor Ertragsteuern (EBT) 1.628 -3.843 Ertragsteuern -1.066 1.048 Periodenergebnis 563 -2.795 davon Aktionäre der 7C Solarparken AG 12.1.A 253 -3.877 davon nicht-beherrschende Anteile 310 1.082 Ergebnis je Aktie Unverwässertes Ergebnis je Aktie (EUR) 12.1.B 0,00 -0,05 Verwässertes Ergebnis je Aktie (EUR) 12.2.B 0,00 -0,05 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen
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67 KONZERN-GESAMTERGEBNISRECHNUNG * FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS 30. JUNI 2026 in TEUR Anhang- ziffer 2026H1 2025H1 Periodenergebnis 563 -2.795 Posten, die in die Gewinn- oder Verlustrechnung umgegliedert werden können: Marktwertänderungen der als Hedge-Accounting designierten Finanzinstrumente 20.2.E 555 1.042 Währungsumrechnung 20.2.D - -2 Steuern 20.2.E -156 -302 Sonstiges Ergebnis nach Steuern 399 738 Konzerngesamtergebnis 963 -2.057 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen
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68 KONZERN-KAPITALFLUSSRECHNUNG * FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS 30. JUNI 2026 in TEUR Anhang- ziffer 2026H1 2025H1 Periodenergebnis 563 -2.795 – Abschreibungen und Wertminderungen auf Sachanlagen 16 18.641 18.477 – Abschreibungen und Wertminderungen auf immaterielle Vermögenswerte 16, 17 44 45 – Wertminderung auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte 17 5.375 14.754 – Sonstige nicht zahlungswirksame Aufwendungen/Erträge 28 -192 – Wertminderungen von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Vermögenswerte 9.2, 10.2 286 389 – Wertminderungen von Vorräten 10.2 - 3 – Netto-Finanzierungsaufwendungen 11 3.167 3.388 – Gewinn- oder Verlustanteil aus dem Verkauf von immateriellen Vermögenswerten, Sachanlagen bzw. Finanzanlagen -8 -348 – (plus) Steueraufwendungen 1.066 -1.048 Veränderungen bei: – Vorräten 13 8 92 – Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten 14 -9.665 -9.133 – Vorauszahlungen -457 -313 – Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten sowie Rückstellungen 23, 24 5.198 2.351 Cash-Zufluss aus der betrieblichen Tätigkeit 24.247 25.669 Gezahlte Zinsen 11 -2.331 -2.936 Gezahlte Vorfälligkeitsentschädigungen -2 - Gezahlte Ertragsteuern -1.503 -1.365 Netto-Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit 20.410 21.367 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen
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69 KONZERN-KAPITALFLUSSRECHNUNG * FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS 30. JUNI 2026 in TEUR Anhang- ziffer 2026H1 2025H1 Erhaltene Zinsen 11 154 183 Einzahlungen aus dem Verkauf von Sachanlagen/immateriellen Vermögenswerten - 800 Tätigung kurzfristiger Finanzanlagen 16 -5.232 3.596 Erwerb von Tochterunternehmen abzüglich erworbener liquider Mittel abzüglich ungezählter bedingter Kaufpreise 7.1 284 -705 Erhaltene Dividenden 21 - Erwerb von Sachanlagen 16 -2.624 -1.076 Anzahlungen auf Anlagen im Bau 16 -2.638 -3.184 Erwerb von immateriellen Vermögenswerten 17 - -253 Cashflow aus der Investitionstätigkeit -10.034 -640 Erwerb eigener Aktien 20 -4.442 -1.003 Einzahlungen aus Finanzverbindlichkeiten 22 178 24.848 Transaktionskosten in Bezug auf Kredite und Ausleihungen 11 -3 -124 Transaktionskosten in Bezug auf Kapitalerhöhungen -32 - Erwerb von nicht-beherrschenden Anteilen -13 Rückzahlung von Krediten/Tilgungen 22 -14.872 -15.304 Rückzahlung von Schuldscheinen - -21.500 Auszahlungen für Leasingverbindlichkeiten 22 -2.221 -2.209 Gezahlte Dividenden -655 -1.655 Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit -22.047 -16.960 Nettoveränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente -11.671 3.767 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum 1. Januar ** 15 79.862 82.077 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum 30. Juni ** 68.191 85.844 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen ** Hinsichtlich der Verfügbarkeit der Mittel verweisen wir auf die Anhangziffer 15; von den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten entfällt ein Betrag von TEUR 4.801 (2025H1: TEUR 4.278) auf die nicht-beherrschenden Anteile.
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70 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALS * FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS 30. JUNI 2026 in TEUR Gezeichnetes Kapital Kapital- rücklage Rücklage für eigene Anteile Währungs- umrechnungs- rücklage Sonstiges Ergebnis aus Hedging Gewinn- rücklage Summe Nicht- beherr- schende Anteile Gesamtes Eigen- kapital Stand zum 1. Januar 2026 81.368 99.779 -10.425 -24 779 30.175 201.653 17.442 219.095 Periodenergebnis 253 253 310 563 Sonstiges Ergebnis 400 400 400 Gesamtergebnis 0 0 0 0 400 253 653 310 963 Transaktionskosten direkt in Equity -32 -32 -32 Erwerb eigene Anteile -4.442 -4.442 -4.442 Transaktionen mit nicht- beherrschenden Anteilen 601 601 -601 0 Dividenden - -655 -655 Gesamte Transaktionen mit Eigentümern des Unternehmens 0 -32 -4.442 0 0 601 -3.873 -1.256 -5.129 Stand zum 30. Juni 2026 81.368 99.747 -14.866 -24 1.178 31.027 198.432 16.496 214.927 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen
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71 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALS * FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2025 BIS 31. DEZEMBER 2025 in TEUR Gezeichnetes Kapital Kapital- rücklage Rücklage für eigene Anteile Währungs- umrechnungs- rücklage Sonstiges Ergebnis aus Hedging Gewinn- rücklage Summe Nicht- beherr- schende Anteile Gesamtes Eigen- kapital Stand zum 1. Januar 2025 83.034 103.833 -5.649 -10 647 37.871 219.727 18.824 238.550 Periodenergebnis -7.819 -7.819 1.299 -6.519 Sonstiges Ergebnis -14 132 118 118 Gesamtergebnis 0 0 0 -14 132 -7.819 -7.700 1.299 -6.401 Transaktionskosten direkt in Equity -71 -71 -71 Erwerb eigene Anteile -10.425 -10.425 -10.425 Einziehung von eigene Anteile -1.666 -3.983 5.649 0 0 Transaktionen mit nicht- beherrschenden Anteilen 122 122 -429 -308 Dividenden 0 -2.252 -2.252 Gesamte Transaktionen mit Eigentümern des Unternehmens -1.666 -4.054 -4.776 0 0 122 -10.374 -2.681 -13.055 Stand zum 31. Dezember 2025 81.368 99.779 -10.425 -24 779 30.175 201.653 17.442 219.095 * ungeprüft und keiner prüferischen Durchsicht eines Wirtschaftsprüfers unterzogen
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 72 ANHANG ZUM KONZERNZWISCHENABSCHLUSS FÜR DEN ZEITRAUM VOM 1. JANUAR 2026 BIS ZUM 30. JUNI 2026 7C Solarparken AG, Bayreuth
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 73 INHALTSVERZEICHNIS 1. BERICHTENDES UNTERNEHMEN ........................................................................................................ 75 2. GRUNDLAGEN DER RECHNUNGSLEGUNG ........................................................................................ 75 3. FUNKTIONALE UND DARSTELLUNGSWÄHRUNG .............................................................................. 75 4. VERWENDUNG VON ERMESSENSENTSCHEIDUNGEN UND SCHÄTZUNGEN ................................ 76 4.1 ERMESSENSENTSCHEIDUNGEN, ANNAHMEN UND SCHÄTZUNGEN ..................................... 76 5. VERZEICHNIS DER TOCHTERUNTERNEHMEN ................................................................................... 78 6. WESENTLICHE RECHNUNGSLEGUNGSMETHODEN ......................................................................... 81 6.1. RECHNUNGSLEGUNGSMETHODEN UND KONSOLIDIERUNGSKREISÄNDERUNGEN ........... 81 7. ERWERB UND VERÄUSSERUNG VON TOCHTERUNTERNEHMEN ................................................... 82 7.1. ERWERB VON TOCHTERUNTERNEHMEN IM ERSTEN HALBJAHR 2025 ................................. 82 8. GESCHÄFTSBEREICHE ......................................................................................................................... 84 9. UMSATZERLÖSE UND SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE .......................................................... 86 9.1. UMSATZERLÖSE ........................................................................................................................... 86 9.2. SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE ......................................................................................... 87 10. BETRIEBLICHE AUFWENDUNGEN ....................................................................................................... 88 10.1. PERSONALAUFWAND ................................................................................................................... 88 10.2. SONSTIGER BETRIEBSAUFWAND ............................................................................................... 88 10.3. ANDERE LEISTUNGEN AN DIE BESCHÄFTIGTEN ...................................................................... 89 11. BETEILIGUNGS- UND FINANZERGEBNIS ............................................................................................ 90 12. ERGEBNIS JE AKTIE .............................................................................................................................. 91 12.1. UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE .................................................................................. 91 12.2. VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE ....................................................................................... 92 12.3. OPTIONEN UND BEDINGTES KAPITAL ........................................................................................ 92 13. VORRÄTE ................................................................................................................................................ 92 14. FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN, SONSTIGE FORDERUNGEN UND SONSTIGE LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE ........................................................................................ 93 15. KURZFRISTIGE FINANZANLAGEN SOWIE ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE................................................................................................................. 94 15.1. KURZFRISTIGE FINANZANLAGEN ...................................................................................................94 15.2. ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ...................................................... 94 16. SACHANLAGEN ...................................................................................................................................... 95 16.1. SACHANLAGEN .............................................................................................................................. 95
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 74 16.2. DETAILS DER NUTZUNGSVERTRÄGE ......................................................................................... 98 17. GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERT SOWIE IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE ...................... 100 17.1. ÜBERLEITUNG DES BUCHWERTES .......................................................................................... 100 18. NACH DER EQUITY-METHODE BEWERTETE FINANZANLAGEN .................................................... 101 18.1. ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN .................................................................................................. 101 19. ANDERE FINANZANLAGEN................................................................................................................. 102 20. EIGENKAPITAL ..................................................................................................................................... 102 20.1. GEZEICHNETES KAPITAL UND KAPITALRÜCKLAGE ............................................................... 102 20.2. ART UND ZWECK DER RÜCKLAGEN ......................................................................................... 103 21. KAPITALMANAGEMENT ......................................................................................................................... 107 22. FINANZVERBINDLICHKEITEN ............................................................................................................. 108 22.1. KONDITIONEN- UND VERBINDLICHKEITENSPIEGEL ............................................................... 108 22.2. BANKDARLEHEN ......................................................................................................................... 109 22.3. LEASINGVERBINDLICHKEITEN .................................................................................................. 113 22.4. UNGESICHERTE ANLEIHEN ....................................................................................................... 114 23. VERBINDLICHKEITEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND SONSTIGE VERBINDLICHKEITEN ................................................................................................................................... 114 24. LANGFRISTIGE RÜCKSTELLUNGEN ................................................................................................. 115 25. NAHESTEHENDE UNTERNEHMEN UND PERSONEN ....................................................................... 117 25.1. GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT MITGLIEDERN DES MANAGEMENTS IN SCHLÜSSELPOSITIONEN ………………………………………………………………………………………………………………..117 26. EREIGNISSE NACH DEM ABSCHLUSSSTICHTAG ............................................................................ 118 27. ABKÜRZUNGS- UND BEGRIFFSVERZEICHNIS ................................................................................. 119 28. ORGANE DER GESELLSCHAFT ......................................................................................................... 120 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER ...................................................................................................... 123
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 75 1. BERICHTENDES UNTERNEHMEN Die 7C Solarparken AG (das „Unternehmen“ oder „7C Solarparken“) ist ein Unternehmen mit Sitz in Bayreuth, Deutschland. Die Adresse des eingetragenen Sitzes des Unternehmens lautet: An der Feuerwache 15, 95445 Bayreuth. Der Konzernzwischenabschluss des Unternehmens umfasst das Unternehmen und seine Tochterunternehmen (zusammen als der „Konzern“ und einzeln als „Konzernunternehmen“ bezeichnet). Der Konzern investiert in und betreibt Solar- und Windkraftanlagen mit stetigem Kapitalrückfluss und geringem Risiko v. a. in Deutschland und Belgien (siehe Anhangziffer 5 und 8). Hinsichtlich verwendeter Abkürzungen verweisen wir auf das in Anhangziffer 27 dargestellte Abkürzungsverzeichnis. 2. GRUNDLAGEN DER RECHNUNGSLEGUNG Der verkürzte und ungeprüfte Konzernzwischenabschluss wurde gemäß § 37w Abs. 3 Wertpapierhandelsgesetz (WpHG) sowie in Übereinstimmung mit dem International Standard IAS 34 „Interim Financial Reporting“ (Zwischenberichterstattung) aufgestellt. Er enthält nicht sämtliche Informationen, die nach IFRS für einen Konzernabschluss zum Ende eines Geschäftsjahres erforderlich sind und sollte daher in Verbindung mit dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2025 gelesen werden. Der Konzernzwischenabschluss und Konzernzwischenlagebericht wurden zulässigerweise weder entsprechend § 317 HGB geprüft noch einer prüferischen Durchsicht durch einen Abschlussprüfer unterzogen. Die Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung sowie die Konzern-Gesamtergebnisrechnung und die Konzern- Kapitalflussrechnung enthalten Vergleichsangaben zum Vorjahreshalbjahr. Die Konzernbilanz enthält vergleichende Zahlen zum Ende des unmittelbar vorangegangenen Geschäftsjahres. Der Konzernzwischenabschluss wurde in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, erstellt. Die Grundsätze über Ansatz, Bewertung und Ausweis werden von allen Gesellschaften innerhalb des Konsolidierungskreises einheitlich angewendet. Die Erläuterungen im Anhang des Konzernabschlusses 2025 gelten – insbesondere im Hinblick auf die wesentlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden – entsprechend. Dennoch wurden im ersten Halbjahr 2026 die neuen Standards und Interpretationen angewandt, die für die Geschäftsjahre ab dem 1. Januar 2026 verpflichtend sind (siehe Anhangziffer 6). Der Konzernzwischenabschluss und der Konzernzwischenlagebericht wurden vom Vorstand am 22. September 2026 zur Veröffentlichung genehmigt. 3. FUNKTIONALE UND DARSTELLUNGSWÄHRUNG Dieser Konzernzwischenabschluss wird in Euro, der funktionalen Währung der 7C Solarparken AG (Mutterunternehmen) aufgestellt und in Tausend Euro (TEUR) dargestellt, wodurch es zu Rundungsdifferenzen kommen kann.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 76 4. VERWENDUNG VON ERMESSENSENTSCHEIDUNGEN UND SCHÄTZUNGEN Die Erstellung des Konzernzwischenabschlusses verlangt vom Vorstand Ermessensentscheidungen, Schätzungen und Annahmen, die die Anwendung von Rechnungslegungsmethoden und die ausgewiesenen Beträge der Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Erträge und Aufwendungen betreffen. Tatsächliche Ergebnisse können von diesen Schätzungen abweichen. Schätzungen und zugrundeliegende Annahmen werden laufend überprüft. Überarbeitungen von Schätzungen werden prospektiv erfasst. 4.1 ERMESSENSENTSCHEIDUNGEN, ANNAHMEN UND SCHÄTZUNGEN Informationen über Ermessensentscheidungen bei der Anwendung der Rechnungslegungsmethoden sowie Informationen über Annahmen und Schätzungsunsicherheiten, die die im Konzernzwischenabschluss erfassten Beträge wesentlich beeinflussen bzw. ein beträchtliches Risiko darstellen können, sind in den nachstehenden Anhangziffern enthalten: Anhangziffer 14 – Der Konzern bilanziert Wertminderungen für erwartete Kreditverluste (ECL) für finanzielle Vermögenswerte, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden. Der Konzern bemisst die Wertminderungen in Höhe der über die Laufzeit zu erwartenden Kreditverluste, außer für die folgenden Wertberichtigungen, die in Höhe des erwarteten 12-Monats-Kreditverlustes bemessen werden. Anhangziffer 16 – Laufzeit des Leasingvertrags: Bestimmung, ob die Ausübung von Verlängerungsoptionen oder Kaufoptionen ausreichend sicher ist. Diese Bestimmung wirkt sich sowohl auf die Nutzungsrechte als auch auf die Nutzungsdauer der Solar- und Windparks aus. Anhangziffer 17 – Wertminderungstest der immateriellen Vermögenswerte und Geschäfts- oder Firmenwerte: Wesentliche Annahmen, die der Ermittlung des erzielbaren Betrags zugrunde gelegt wurden. Anhangziffer 18 – Nach der Equity-Methode bilanzierte Finanzanlagen: Bestimmung, ob der Konzern maßgeblichen Einfluss auf die Finanzanlage hat. Anhangziffer 14 und 23 – Schätzung der Sicherheit, mit der die Auszahlung der Zuwendungen durch die öffentliche Hand an den Konzern erfolgen wird. Anhangziffer 20, 14 und 23 – Schätzungen der erwarteten zukünftigen Strompreise nebst Produktionsvolumina zur Bewertung des Swaps (aus den Strompreisswap-Vereinbarungen mit verschiedenen großen europäischen Energieversorgern) am beizulegenden Zeitwert (Fair Value) zum Bilanzstichtag. Anhangziffer 24 – Ansatz und Bewertung von Rückstellungen: Wesentliche Annahmen über die Wahrscheinlichkeit und das Ausmaß des Nutzenzu- oder -abflusses. BESTIMMUNG DER BEIZULEGENDEN ZEITWERTE Eine Reihe von Rechnungslegungsmethoden und Angaben des Konzerns verlangen die Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte für finanzielle und nicht-finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten. Der Konzern hat ein Kontrollrahmenkonzept hinsichtlich der Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte festgelegt. Dazu gehört eine hausinterne Überwachung aller wesentlichen Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 77 Der Vorstand führt eine regelmäßige Überprüfung der wesentlichen, nicht beobachtbaren Inputfaktoren sowie der Bewertungsanpassungen durch. Wenn Informationen von Dritten, beispielsweise Preisnotierungen von Brokern oder Kursinformationsdiensten, zur Bestimmung der beizulegenden Zeitwerte verwendet werden, prüft das Unternehmen die von den Dritten erlangten Nachweise für die Schlussfolgerung, dass derartige Bewertungen die Anforderungen der IFRS erfüllen einschließlich der Stufe in der Fair Value-Hierarchie, in der diese Bewertungen einzuordnen sind. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes eines Vermögenswertes oder einer Verbindlichkeit verwendet der Konzern so weit wie möglich am Markt beobachtbare Daten. Basierend auf den in den Bewertungstechniken verwendeten Inputfaktoren werden die beizulegenden Zeitwerte in unterschiedliche Stufen in der Fair Value- Hierarchie eingeordnet: Stufe 1: Notierte Preise (unbereinigt) auf aktiven Märkten für identische Vermögenswerte und Verbindlichkeiten; Stufe 2: Bewertungsparameter, bei denen es sich nicht um die in Stufe 1 berücksichtigten, notierten Preise handelt, die sich aber für den Vermögenswert oder die Verbindlichkeit entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. als Ableitung von Preisen) beobachten lassen; Stufe 3: Bewertungsparameter für Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten, die nicht auf beobachtbaren Marktdaten beruhen. Wenn die zur Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes eines Vermögenswertes oder einer Verbindlichkeit verwendeten Inputfaktoren in unterschiedliche Stufen der Fair Value-Hierarchie eingeordnet werden können, wird die Bewertung zum beizulegenden Zeitwert in ihrer Gesamtheit der Stufe der Fair Value-Hierarchie zugeordnet, die dem Output der niedrigsten Stufe entspricht, der für die Bewertung insgesamt wesentlich ist. Der Konzern erfasst Umgruppierungen zwischen verschiedenen Stufen der Fair Value-Hierarchie zum Ende der Berichtsperiode, in der die Änderung eingetreten ist.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 78 5. VERZEICHNIS DER TOCHTERUNTERNEHMEN Nachstehend sind die wesentlichen Tochterunternehmen des Konzerns aufgeführt. In den Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2026 sind alle Tochterunternehmen einbezogen. Tochterunternehmen sind vom Konzern beherrschte Unternehmen. Der Konzern beherrscht ein Unternehmen, wenn die Gesellschaft schwankenden Renditen aus seinem Engagement bei dem Unternehmen ausgesetzt ist bzw. Anrechte auf diese besitzt und die Fähigkeit hat, diese Renditen mittels ihrer Verfügungsgewalt über das Unternehmen zu beeinflussen. Ein Tochterunternehmen wird ab dem Zeitpunkt des Erlangens der Beherrschung konsolidiert. Vereinfachend stellt der Konzern jeweils auf den ersten Tag oder den letzten Tag des Monats, in dem die Beherrschung erlangt wurde, ab. Eine Entkonsolidierung erfolgt, sobald die Beherrschung endet. Nachfolgende Tochterunternehmen werden von der 7C Solarparken AG im Wege der Vollkonsolidierung in den Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2026 einbezogen. Gesellschaft Sitz Beteiligung% Solarpark Oberhörbach GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Sonnendach M55 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Longuich GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Heretsried GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Energiepark SP Theilenhofen GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark CBG GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark green GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Colexon Solar Energy ApS, Søborg Dänemark 100,00 Amatec Projects Management GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Renewagy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Renewagy 11. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Renewagy 21. Solarprojektgesellschaft mbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Renewagy 22. Solarprojektgesellschaft mbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Tristan Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Zschornewitz GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark WO GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 PWA Solarpark GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 REG PVA Zwei GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 MES Solar XX GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Melkor UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100,00 HCI Energy 1 Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 43,03 HCI Solarpark Igling-Buchloe GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 43,03 HCI Solarpark Neuhaus-Stetten GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 43,03 Solarpark Floating GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 ProVireo Projektverwaltungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 ProVireo Solarpark 3. Schönebeck GmbH & Co KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solar Park Blankenberg GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Glasewitz GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Colexon IPP GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Meyenkrebs GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Pinta Solarparks GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV Chemnitz GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec Grundbesitz GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 79 Gesellschaft Sitz Beteiligung% Amatec PV 20 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 21 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 25 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Bernsdorf GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 30 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 31 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 32 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 33 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 34 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 35 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 36 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Amatec PV 37 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Rötz GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Derching GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Tangerhütte GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Windpark Medard 2 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Windpark Stetten 2 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 GSI Solarfonds Drei GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 55,14 Photovoltaikkraftwerk Ansbach GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 55,14 Photovoltaikkraftwerk Brodswinden GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 55,14 BBS Solarpark Alpha GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 HCI Energy 2 Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 41,81 HCI Solarpark Dettenhofen GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 41,81 HCI Solarpark Oberostendorf GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 41,81 7C Solarparken NV, Mechelen Belgien 100,00 7C Rooftop Exchange BV, Mechelen Belgien 100,00 Siberië Solar BV, Mechelen Belgien 100,00 Sabrina Solar BV, Mechelen Belgien 100,00 Solar4Future Diest NV, Mechelen Belgien 100,00 Solarpark Neudorf GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Hohenberg GmbH, Marktleugast Deutschland 83,00 Solarpark Morbach GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Erste Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Draisdorf-Eggenbach GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 High Yield Solar Investments BV, Amsterdam Deutschland 100,00 Solardach Gutenberg GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Pflugdorf GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark MGGS Landbesitz GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Tannhäuser Solar UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100,00 Lohengrin Solar UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100,00 PV Görike GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarparken AM GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 GSI Helbra Verwaltungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 GSI Leasing GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 GSI Solarfonds Zwei Verwaltungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 GSI Solarfonds Drei Verwaltungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Espenhain Verwaltungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Energy Verwaltungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 80 Gesellschaft Sitz Beteiligung% SonnenSolarpark GmbH, Hausen Deutschland 100,00 Solarpark Höttingen GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Isolde Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Pirk-Hochdorf GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Kohlberg GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Reuth-Premenreuth GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarparken IPP GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Taurus GmbH & Co. KG, Maisach Deutschland 100,00 Erste Solarpark Xanten GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Erste Solarpark Wulfen GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Siebente Solarpark Zerre GmbH & Co. KG, Stolberg Deutschland 100,00 Solarpark am Schaugraben GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Zerre IV GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Sonnendach K19 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Sonnendach K19 Haftungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Säugling Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Walternienburg GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Carport Wolnzach GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Gemini GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Sphinx Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Bündel 1 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Erste Solarpark Sandersdorf GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Dritte Solarpark Glauchau GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Vardar UG (haftungsbeschränkt), Bayreuth Deutschland 100,00 7C Solarentwicklung GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Wandersleben GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 84,12 Solardach LLG GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Stieten GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Steinburg GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Neubukow GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solardach Halberstadt GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 81,82 Solarpark Bitterfeld II GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Trüstedt I Solar GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Folcwalding Verwaltungs GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Brandholz GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Gorgast GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 PV Gumtow GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Photovoltaik-Park Dessau-Süd GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Solarpark Wölbattendorf GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Projekt OS3 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Projekt OS4 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Projekt OS5 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Projekt OS6 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Projekt OS7 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Projekt OS8 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Projekt OS9 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Projekt OS10 GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 71,43 Solarpark Schwerin GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 81 Gesellschaft Sitz Beteiligung% RS Infrastruktur GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 Zerre V GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 100,00 7C Solarparken Belgium BV, Sint-Niklaas Belgien 100,00 IRIS 67 BV, Mechelen Belgien 100,00 7C Groeni BV, Mechelen Belgien 100,00 Terra-Werk Clean Lerchenberg GmbH, Bayreuth Deutschland 100,00 Folgende Gesellschaften werden nach der Equity-Methode in den Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2026 einbezogen: Gesellschaft Sitz Beteiligung% Virilux BV, Mechelen Belgien 50,00 Zweite Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG, Bayreuth Deutschland 20,00 Solarpark Zerre Infrastruktur GbR, Wiesbaden Deutschland 28,60 Infrastrukturgesellschaft Bischheim GmbH & Co. KG, Wörstadt Deutschalnd 19,40 6. WESENTLICHE RECHNUNGSLEGUNGSMETHODEN 6.1. RECHNUNGSLEGUNGSMETHODEN UND KONSOLIDIERUNGSKREISÄNDERUNGEN Der Konzern wendet im Vergleich zum Geschäftsjahr 2025 grundsätzlich die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden an. Dennoch wurden im Geschäftsjahr die neuen Standards und Interpretationen angewandt, die für Geschäftsjahre ab dem 1. Januar 2026 verpflichtend sind. A. Rechnungslegungsmethoden Im Berichtszeitraum hat der Konzern erstmals in Batteriespeicheranlagen ("BESS") investiert. Die BESS-Anlagen werden gemäß IAS 16 als Sachanlagen zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert; aufgrund wesentlich unterschiedlicher Nutzungsdauern werden Batterie, Leistungselektronik, Infrastruktur und Netzanschluss im Rahmen des Komponentenansatzes gesondert erfasst und abgeschrieben. Die Batteriekomponente wird verbrauchsorientiert anhand der tatsächlichen Lade-/Entladezyklen abgeschrieben, begrenzt auf eine kalendarische Nutzungsdauer von 10 bis 15 Jahren; die übrigen Komponenten werden linear über 15 bzw. 20 Jahre abgeschrieben. B. Konsolidierungskreisänderungen Im ersten Halbjahr 2026 hat der Konzern den Konsolidierungskreis um folgende Gesellschaft durch Aufstockung der Beteiligung erweitert: Gesellschaft Beteiligung des Konzerns zum 31.12.2025 Beteiligung des Konzerns zum 30.06.2026 Tag der Erlangung der Beherrschung Terra-Werk Clean Lerchenberg GmbH 20,00 % 100,00 % 13. Februar 2026
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 82 7. ERWERB UND VERÄUSSERUNG VON TOCHTERUNTERNEHMEN Üblicherweise erfolgt der Erwerb von Solaranlagen durch den Kauf von Unternehmen, welche die Anlagen als Vermögenswerte halten. Da es sich bei den erworbenen Unternehmen dabei in der Regel nicht um Unternehmenszusammenschlüsse handelt, werden solche Erwerbe als Erwerb einer Gruppe von Vermögenswerten und Schulden bilanziert. Gelegentlich kommt es auch zum Erwerb von Tochterunternehmen, die als Unternehmenszusammenschluss einzustufen sind. Im Berichtszeitraum jedoch hat es keine solche Erwerbe gegeben. 7.1. ERWERB VON TOCHTERUNTERNEHMEN IM ERSTEN HALBJAHR 2026 Im Geschäftsjahr 2026 hat der Konzern die Beherrschung über eine Konzerngesellschaft, die nach der Equity- Methode bilanziert wurde, erlangt. Die Aufstockung der Konzernbeteiligung in dieser Konzerngesellschaft von 20% auf 100% ist als Erwerb von Vermögenswerten und Schulden zu bilanzieren. Die angeschafften Vermögenswerte werden mit ihren jeweiligen Anschaffungskosten angesetzt. In diesem Zusammenhang werden die Anschaffungskosten grundsätzlich entsprechend den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte und Schulden auf diese aufgeteilt. Der Ansatz von Nutzungsrecht und Leasingverbindlichkeit erfolgt in analoger Anwendung von IFRS 3.28B mit dem Wert, der sich nach IFRS 16 ergibt. Liquide Mittel und Forderungen werden mit deren Nominalwert angesetzt. Latente Steuern, die sich z. B. aufgrund von erworbenen Verlustvorträgen ergeben, werden mit dem Wert gemäß IAS 12 angesetzt. In der Regel werden folgende Vermögenswerte und Schulden erworben: • Immaterielle Vermögenswerte, z. B. erworbene Verträge oder Projektrechte für Solaranlagen, die errichtet sind oder deren Errichtung beabsichtigt wird (siehe Anhangziffer 17); • Solaranlagen sowie Nutzungsrechte aus Leasingverhältnissen (siehe Anhangziffer 16); • Gebäude und Grundstücke: hauptsächlich diejenigen, auf denen die Wind- und Solaranlagen errichtet wurden oder werden können (siehe Anhangziffer 16); • Fremdfinanzierung: hierbei handelt es sich meistens um Projektfinanzierungen mit längeren Laufzeiten sowie Leasingverbindlichkeiten (siehe Anhangziffer 22); • Verbindlichkeiten gegenüber dem Veräußerer: im Grundsatz bestehen solche Verbindlichkeiten aus Rechnungen für den Bau oder die Entwicklung der erworbenen Wind- und Solaranlagen; • Rückbauverpflichtungen für die Wind- und Solaranlagen: diese werden gem. den Bewertungsmethoden (siehe Anhangziffer 24) des Konzerns angesetzt sowie • Steueransprüche oder Steuerschulden, die gemäß IAS 12 wie Ertragsteuern zu bewerten sind. Zum vereinbarten Kaufpreis gehören fest vereinbarte Kaufpreiszahlungen sowie der Barwert solcher Kaufpreisbestandteile (z. B. im Rahmen von Earn-Out Klauseln), bei denen bereits zum Zeitpunkt des Erwerbs mit einer Wahrscheinlichkeit von mehr als 50 % damit gerechnet wird, dass sie fällig werden. Die Bestandteile, bei denen die Wahrscheinlichkeit für deren Fälligkeit weniger als 50 % beträgt, werden zunächst nicht als Kaufpreis berücksichtigt. Sollten sich hier im Nachhinein Verpflichtungen ergeben, so werden die dann fälligen Zahlungen mit deren Barwert zum Erwerbszeitpunkt zu dem Zeitpunkt, zu dem sich die Verpflichtung konkretisiert, als
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 83 werterhellende Erkenntnisse den Anschaffungskosten der erworbenen Solar- oder Windkraftanlage zugerechnet. Gleiches gilt für den Fall, dass zunächst berücksichtigte Bestandteile nicht zum Zuge kommen. In diesem Fall werden die Anschaffungskosten um diesen Betrag gekürzt. Nicht beherrschende Anteile werden mit deren Zeitwert zum Zeitpunkt des Erlangens der Beherrschung berücksichtigt. Im Rahmen des erstmaligen Ansatzes werden latente Steuern auf Unterschiede zwischen den Anschaffungskosten nach IFRS und Steuerrecht nicht angesetzt. A. ERWERB DER TERRA-WERK CLEAN LERCHENBERG GMBH Der Konzern hatte zum 31. Dezember 2025 eine Beteiligung von 20% in der Terra-Werk Clean Lerchenberg GmbH. Diese Beteiligung wurde bis zum 12. February 2026 nach der Equity Methode bilanziert. Am 13. Februar 2026 hat der Konzern die verbleibende 80 % der Anteile an der Terra-Werk Clean Lerchenberg GmbH erworben und wurde somit zur alleinigen Gesellschafterin dieser Konzerngesellschaft. Infolgedessen hat der Konzern zu diesem Tag die Beherrschung über die vornannte Gesellschaft erlangt. Die Terra-Werk Clean Lerchenberg GmbH entwickelt eine Photovoltaikanlage mit einer geplanten Leistung von 8.827 kWp in Gera-Lerchenberg im Bundesland Thüringen. Der Bau der Solaranlage wird im Jahr 2026 beginnen. Die Fertigstellung und Inbetriebnahme der Anlage jedoch sind für das Jahr 2027 geplant. in TEUR Ermittlung der Anschaffungskosten der Gruppe Kaufpreis, bestehend aus: 901 - Flüssige Mitteln 311 - Forderungsverlust durch Änderung des Konsolidierungskreises 590 Buchwert der bereits gehaltenen 20% 3 Übernommene Verbindlichkeiten: - Sonstige Verbindlichkeiten -1 Gesamtanschaffungskosten der Gruppe 904 in TEUR Aufteilung der Anschaffungskosten der Gruppe Projektrechte 20 Land 288 Sonstige Vermögenswerte 1 Flüssige Mittel 596 Gesamt 904 Netto gezahlte Flüssige Mittel im Berichtszeitraum (-) 284
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 84 8. GESCHÄFTSBEREICHE Der Konzern ist fokussiert auf den Verkauf von Strom, den dieser mit eigenen Wind- und Solaranlagen produziert, sodass über 99,3 % der Umsatzerlöse aus diesem Geschäft erzielt werden (2025H1: 99,0 %). Daneben gibt es einige Aktivitäten von untergeordneter Bedeutung (jeweils 0,7 % im Berichtszeitraum und 1,0 % in der Vergleichsperiode). Diese Nebenaktivitäten beziehen sich auf Verträge für technische und kaufmännische Dienstleistungen bzgl. bestimmter Fondsgesellschaften bzw. Solaranlagen konzernfremder Dritter im In- und Ausland sowie aus Mieteinnahmen von Dritten aus dem PV-Estate (siehe Anhangziffer 9.1). Der Konzern verfügt nur über ein Geschäftssegment, welches einheitlich durch den Gesamtvorstand gesteuert wird. Insgesamt dienen unmittelbar 93 % (2025: 92 %) des langfristigen Vermögens der Erzeugung und dem Verkauf von Strom. Die Organisationsstruktur und das interne Reporting des Konzerns erfolgen entsprechend nicht nach unterschiedlichen Geschäftsbereichen. Die eigenen Solar- und Windkraftanlagen nebst den Nutzungsrechten, die alle damit in Verbindung stehen, stellen zum Ende des Berichtszeitraums 93 % (2025: 92 %) des langfristigen Vermögens (ohne latente Steuern) des Konzerns dar. in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Solarparks 305.006 316.745 Windparks 7.248 7.571 BESS Anlagen 77 - Nutzungsrechte 38.614 39.934 Langfristige Vermögenswerte des Stromverkaufbetriebs 350.944 364.249 Sämtliche langfristige Vermögenswerte (exkl. latente Steuern) 376.247 395.155 Anteil des Stromverkaufbetriebs 93 % 92 % Die Fokussierung des Konzerns auf den deutschen Markt spiegelt sich deutlich in den Umsatzanteilen nach geografischen Märkten wider. Im laufenden Geschäftsjahr 2026 wurde 92,4 % des Umsatzes in Deutschland erzielt (2025H1: 92,6 %). Die restlichen Umsatzerlöse erwirtschaftete der Konzern mit einem Anteil von 7,6 % in Belgien (2025H1: 7,4 %). in TEUR 2026H1 2025H1 Umsatz % Umsatz % Deutschland 32.422 92,4 % 33.241 92,6 % Belgien 2.660 7,6 % 2.658 7,4 % Gesamt 35.082 35.899 Das langfristige Vermögen (ohne latente Steuern) wird in den untenstehenden Tabellen dargestellt. Vom gesamten langfristigen Vermögen auf Konzernebene waren 88 % zum Ende des Berichtszeitraums (2025: 88 %) geographisch Deutschland zuzuordnen. Das langfristige Vermögen in Belgien blieb zum Ende des ersten Halbjahres 2026 auf 12 %.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 85 30.06.2026 in TEUR Deutschland Belgien Gesamt Geschäfts- oder Firmenwert 648 - 648 Immaterielle Vermögenswerte 1.424 - 1.424 Grundstücke und Gebäude 14.170 988 15.158 Solarparks 265.644 39.361 305.006 Windparks 7.248 - 7.248 BESS Anlagen - 77 77 Anlagen im Bau 3.287 1.199 4.486 Nutzungsrechte 33.884 4.730 38.614 Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 290 140 430 Sonstige langfristige Vermögenswerte 2.599 556 3.155 Gesamt 329.194 47.051 376.245 88 % 12 % 100 % 31.12.2025 in TEUR Deutschland Belgien Gesamt Geschäfts- oder Firmenwert 648 - 648 Immaterielle Vermögenswerte 1.450 - 1.450 Grundstücke und Gebäude 13.239 1.001 14.240 Solarparks 275.899 40.847 316.745 Windparks 7.571 - 7.571 Anlagen im Bau 10.303 350 10.653 Nutzungsrechte 35.328 4.606 39.934 Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 277 125 402 Sonstige langfristige Vermögenswerte 2.953 559 3.512 Gesamt 347.666 47.488 395.155 88 % 12 % 100 %
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 86 9. UMSATZERLÖSE UND SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE 9.1. UMSATZERLÖSE in TEUR 2026H1 2025H1 Verkaufter Strom 34.824 35.537 davon Einnahmen aus Strompreisswap-Vereinbarungen -43 1.621 Erlöse aus Dienstleistungen 177 136 Sonstige 80 226 Gesamt 35.082 35.899 Die Hauptaktivität des Konzerns besteht in der Produktion und dem Verkauf von Strom aus Solar- und Windkraftanlagen. Darüber hinaus erbringt der Konzern Dienstleistungen technischer und kaufmännischer Art, die v. a. die Fernüberwachung, die Reparatur und Wartung von Solaranlagen sowie deren Betriebsführung betreffen. Die sonstigen Umsatzerlöse bestehen im Wesentlichen aus Mieteinnahmen aus dem sog. PV Estate Portfolio. In Summe ist ein Rückgang der Umsatzerlöse durch Stromverkauf im Vergleich zum Vorjahreshalbjahr um EUR - 0,7 Mio. (-2,0%) zu verzeichnen. Dieser Rückgang ist hauptsächlich auf dem Wegfall der Strompreisswap- Vereinbarungen aus dem Vorjahr sowie sonstigen Strompreiseffekte zurückzuführen (-2,0 Mio.). Gegenläufig hat sich der Effekt der Produktionszunahme ausgewirkt, welcher EUR 1,3 Mio. zur Umsatzentwicklung positiv beigetragen hat. Die Erträge aus der Erbringung von Dienstleistungen erhöhten sich im Vergleich zu Vorjahreszeitraum leicht. Ursächlich hierfür sind vor allem höhere Serviceleistungen an Fondsunternehmen, die sich im Portfolio befinden. Es wurden keine Umsatzerträge aus der Untervermietung von Nutzungsrechten erwirtschaftet.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 87 9.2. SONSTIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE in TEUR 2026H1 2025H1 Schadensersatz 686 501 Erträge aus “Redispatch 2.0” 1.113 1.821 Periodenfremde Erträge 70 186 Verkauf von Anlagevermögen 8 348 Auflösung von Rückstellungen 16 755 Zurücknahme von Wertminderungen auf Forderungen - 407 Sonstige Erträge 118 154 Gesamt 2.011 4.172 Sonstige betriebliche Erträge erzielte 7C Solarparken i. H. v. EUR 2,0 Mio. (2025H1: EUR 4,2 Mio.). Infolge des Netzstabilitätssteuerungssystems „Redispatch 2.0“ regeln die Netzbetreiber bei Netzüberlastungen im Netzgebiet die Wind- und Solarparks des Konzerns regelmäßig herunter. Der Konzern kann diese Abschaltungen nicht verhindern. Die Netzbetreiber sind dabei fallbezogen gesetzlich zur Zahlung eines Ausgleichs an den Konzern verpflichtet. Diese Ausgleichszahlungen stellen für den Konzern sonstige betriebliche Erträge dar. Bei der Ermittlung der Ausgleichszahlungen sowie bei deren Abrechnung und Auszahlung kann es zu erheblichen Verzögerungen kommen. Solche Ausgleichszahlungen wurden im Berichtszeitraum i. H. v. EUR 1,1 Mio. (2025H1: EUR 1,8 Mio.) erfolgswirksam vereinnahmt. Im Berichtszeitraum wurden EUR 0,7 Mio. Erträge aus Schadenersatzleistung hauptsächlich durch Versicherer erfolgswirksam vereinnahmt (2025H1: EUR 0,5 Mio.). Davon ist EUR 0,4 Mio. (2025H1 : EUR 0,4 Mio.) auf die Erstattung von Sachschaden und EUR 0,2 Mio. (2025H1 : EUR 0,1 Mio.) auf Betriebsausfall zurückzuführen. Die Senkung der sonstigen betrieblichen Erträge ist insbesondere auf mehrere Einmaleffekte im ersten Halbjahr 2025 zurückzuführen, denn in der Vergleichsperiode wurde erstens mit dem Verkauf einer Dachanlage ein Gewinn i. H. v. EUR 0,3 Mio. erwirtschaftet. Darüber hinaus konnten in der Vergleichsperiode Gewährleistungsrückstellungen (EUR 0,5 Mio.) sowie Rückbaurückstellungen um insgesamt EUR 0,2 Mio. aufgelöst werden und schließlich gab es einen Wegfall von Verbindlichkeiten i. H. v. EUR 0,4 Mio. Schließlich vereinnahmte der Konzern periodenfremde Erträge i. H. v. EUR 0,1 Mio. (2025H1: EUR 0,2 Mio.). Es wurden im Berichtszeitraum Zuwendungen der öffentlichen Hand i. H. v. TEUR 19 (2025H1: TEUR 17) ertragswirksam amortisiert. Diese sind in den sonstigen Erträgen enthalten.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 88 10. BETRIEBLICHE AUFWENDUNGEN 10.1. PERSONALAUFWAND in TEUR 2026H1 2025H1 Löhne und Gehälter 801 590 Vorstandsvergütung 496 282 Soziale Abgaben 104 83 Sonstiger Personalaufwand 70 41 Gesamt 1.471 996 Die Personalkosten sind bei einer Zunahme der durchschnittlichen Anzahl der Beschäftigten auf 30 Mitarbeiter (2025H1: 24) von TEUR 996 im ersten Halbjahr 2025 auf TEUR 1.471 im Berichtszeitraum gestiegen. Die Anzahl der Vorstandsmitglieder erhöhte sich im Februar 2025 von zwei auf drei. Am Ende des Berichtszeitraums wurden im Konzern neben den drei Vorständen 31 Mitarbeiter (2025H1: 22 Mitarbeiter) beschäftigt. Der sonstige Personalaufwand erfasst hauptsächlich variable Vergütungen für Mitarbeiter sowie Aufwendungen für die Altersversorgung. 10.2. SONSTIGER BETRIEBSAUFWAND in TEUR 2026H1 2025H1 Verwaltungskosten 779 694 Kosten Solarparks 3.979 3.677 Erhöhung der Rückstellungen 12 - Materialaufwand 148 53 Rechts-,Beratungs- und Prüfungskosten 693 642 Kfz- und Reisekosten 86 92 Versicherungen 491 430 Forderungsverluste und Wertminderungen auf Vorräte 289 392 Periodenfremde Aufwendungen 161 152 Sonstige 127 123 Gesamt 6.765 6.255 Der sonstige Betriebsaufwand erhöhte sich vom EUR 6,3 Mio. in der Vorjahresperiode auf EUR 6,8 Mio. im Berichtszeitraum. Im sonstigen Betriebsaufwand sind v. a. die Kosten für den Betrieb der Solarparks i. H. v. EUR 4,0 Mio. (2025H1: EUR 3,7 Mio.) enthalten. Unter anderem sind Aufwendungen für Reparaturen und Instandhaltung sowie Direktvermarktungskosten und Kosten für die Rasen-/Grünpflege in diesem Posten enthalten. Die Hauptgründe für diesen Anstieg i. H. v. EUR 0,4 Mio. sind die zugenommen Aufwendungen für Reparaturen und Instandhaltung. Diese Zunahme steht in Verbindung mit der Behebung von versicherten Schäden, für die im Berichtszeitraum ein Betrag i. H. v. EUR 0,4 Mio. (2025H1: EUR 0,3 Mio.) erfolgswirksam vereinnahmt wurde (Siehe Anhangziffer 9.2).
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 89 10.3. ANDERE LEISTUNGEN AN DIE BESCHÄFTIGTEN Der Konzern verfügt über keine leistungsorientierten Versorgungspläne im Berichtszeitraum. Ebenfalls bestehen keine beitragsorientierten Versorgungspläne, die über die Zahlungen in die deutsche gesetzliche Rentenversicherung hinausgehen. Vorgenannte Beiträge sind in Anhangziffer 10.1 vollumfänglich in den sozialen Abgaben dargestellt.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 90 11. BETEILIGUNGS- UND FINANZERGEBNIS in TEUR 2026H1 2025H1 Zinserträge aus: - Zahlungsmitteln & Zahlungsmitteläquivalenten 7 62 - Sonstigen finanziellen Vermögenswerten zu fortgeführten Anschaffungskosten 147 184 Gesamtzinserträge aus finanziellen Vermögenswerten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden 154 246 Marktwertänderungen des ineffektiven Teils der Zinsswaps - 1 Ertrag aus nachträglichen Zinsanpassungen von finanziellen Verbindlichkeiten, die nicht zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden 51 8 Dividenden 21 - Sonstige Finanzerträge 346 20 Währungsumrechnungsdifferenzen 1 1 Sonstige Finanzerträge 418 30 Finanzerträge 572 275 Finanzielle Verbindlichkeiten bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten: Zinsaufwendungen -2.137 -2.458 Ergebnis aus der Equity-Methode -4 -5 Aufzinsung der Rückstellungen -545 -494 Bankkosten, Courtagen und sonstige Finanzaufwendungen -660 -170 Aufzinsung der Leasingverbindlichkeiten -376 -387 Aufwand aus sonstigen finanziellen Vermögenswerten, die erfolgswirksam zum Zeitwert bewertet werden -17 -150 Finanzaufwendungen -3.739 -3.663 Beteiligungs- und Finanzergebnis -3.167 -3.388 Die Zinserträge stammen aus flüssigen Mitteln sowie aus den sonstigen Investitionen, neben Zinserträgen aus Darlehen, die vom Konzern Dritten gewährt wurden. Die sonstigen Investitionen sowie die gewährten Darlehen werden zu den fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. In den sonstigen Finanzerträgen sind hauptsächlich die Erträge aus der Neubewertung von Projektfinanzierungen i. H. v. TEUR 294 enthalten. Die Zinsaufwendungen i. H. v. TEUR 2.137 (2025H1: TEUR 2.458) betreffen fast hauptsächlich Projektfinanzierungen von Solar-, Windkraftanlagen und PV-Estate i. H. v. TEUR 1.945 (2025H1: TEUR 2.162) zuzüglich der Zinsen auf emittierte ungesicherte Anleihen i. H. v. TEUR 176 (2025H1: TEUR 265) sowie die Zinsaufwendungen von Leasingverbindlichkeiten i. V. m. Solaranlagen i. H. v. TEUR 16 (2025H1: TEUR 31). Im Posten Bankkosten, Courtagen und sonstige Finanzaufwendungen i. H. v. TEUR 660 ist insbesondere der Aufwand aus der Neubewertung von Projektfinanzierungen aufgrund der Anpassung des Zinssatzes nach Ablauf der Zinsbindungsfrist enthalten.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 91 12. ERGEBNIS JE AKTIE 12.1. UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE Die Berechnung des unverwässerten Ergebnisses je Aktie basiert auf dem den Stammaktionären zurechenbaren Gewinn und einem gewichteten Durchschnitt der im Umlauf befindlichen Stammaktien, wie im Folgenden dargestellt. A. ZURECHNUNG DES GEWINNS AUF STAMMAKTIONÄRE (UNVERWÄSSERT) in TEUR 2026H1 2025H1 Gewinn, den Eigentümern des Mutterunternehmens zurechenbar 253 -3.877 Gewinn, den Inhabern der Stammaktien zurechenbar 253 -3.877 B. GEWICHTETER DURCHSCHNITT DER STAMMAKTIEN (UNVERWÄSSERT) in tausend Aktien 2026H1 2025H1 Ausgegebene Stammaktien zum 1. Januar 81.368 100 % 83.034 100 % Einziehung eigener Aktien - 0 % -1.667 49 % Kauf eigener Aktien im Berichtszeitraum -2.437 19 % -508 28 % Kauf eigener Aktien in Vorjahrsperiode(n) -5.700 100 % -1.667 51 % Gewichteter Durchschnitt der Stammaktien zum Ende der Berichtsperiode 75.200 81.224 in EUR 2026H1 2025H1 Ergebnis je Aktie Unverwässertes Ergebnis je Aktie (gerundet) 0,00 -0,05 Bzgl. stattgefundener Kapitalmaßnahmen mit Stammaktien, die nach dem Bilanzstichtag zustande kamen, wird auf die Anhangziffer 20.A verwiesen.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 92 12.2. VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE Für die Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie und des verwässerten Gesamtergebnisses je Aktie verweisen wir auf die Berechnung des unverwässerten Ergebnisses sowie des unverwässerten Gesamtergebnisses, da keine Verwässerungseffekte potenzieller junger Stammaktien bestehen. 12.3. OPTIONEN UND BEDINGTES KAPITAL A. BEDINGTES KAPITAL 2022 Die ordentliche Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 hat beschlossen, dass das Grundkapital um bis zu EUR 38.181.236,00 durch Ausgabe von bis zu 38.181.236 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien mit Gewinnberechtigung ab Beginn des letzten Geschäftsjahres, für das noch kein Gewinnverwendungsbeschluss gefasst wurde, bedingt erhöht wird (Bedingtes Kapital 2022). 13. VORRÄTE in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Rohstoffe und Verbrauchsgüter 200 199 Module 1.029 1.037 Gesamt 1.228 1.236 Der Konzern bevorratet grundsätzlich Module für die Errichtung von Solaranlagen für den Eigenbestand sowie Ersatzteile für (Not-)Reparaturen an PV-Anlagen, z. B. Wechselrichter, Module und Verschleißteile.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 93 14. FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN, SONSTIGE FORDERUNGEN UND SONSTIGE LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Geleistete Anzahlungen 487 29 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 11.338 2.998 Sonstige langfristige Vermögenswerte 1.343 1.716 Sonstige kurzfristige Vermögenswerte 4.288 3.173 Gesamt 17.456 7.915 Davon Langfristige Vermögenswerte 1.343 1.716 Davon Kurzfristige Vermögenswerte 16.113 6.200 Gesamt 17.456 7.915 Die kurzfristigen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen beinhalten im Wesentlichen Gutschriftanzeigen oder Rechnungen aus dem Stromverkauf an Netzbetreiber, deren Bonität als gut und die Forderungen als einbringlich betrachtet werden. Im Vergleich zum Jahresende haben sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um EUR 8,3 Mio. erhöht, weil die Netzbetreiber regelmäßig ein bis zwei Monate nach erfolgter Lieferung die Gutschrift auszahlen. Demzufolge setzen sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen zum Jahresende aus Umsätzen aus den sonnenarmen Monaten November und Dezember zusammen, während die Umsätze zum Ende des ersten Halbjahres aus den einstrahlungsreichen Monaten Mai und Juni resultieren. Die geleisteten Anzahlungen i. H. v. TEUR 487 (2025: TEUR 29) bestehen im Wesentlichen aus Vorauszahlungen für die Entwicklung und den Bau eines Solarparks in Gera. Der Baubeginn des neuen Projekts ist im Jahr 2026 vorgesehen. Die sonstigen langfristigen Vermögenswerte sanken von EUR 1,7 Mio. auf EUR 1,3 Mio. Sie sind hauptsächlich auf die Bilanzierung des langfristigen Teils des beigelegten positiven Zeitwerts einer im Geschäftsjahr abgeschlossenen Strompreisswap-Vereinbarung i. H. v. EUR 0,3 Mio. und Kautionen i. H. v. EUR 0,1 Mio. zurückzuführen. Die sonstigen kurzfristigen Vermögenswerte beinhalten außerdem die derivativen Vermögenswerte i. H. v. TEUR 527 (2025: TEUR 595), die aus dem beigelegten positiven Zeitwert von abgeschlossenen Strompreisswap- Vereinbarungen mit europäischen Nutzunternehmen resultieren, Forderungen aus Umsatzsteuervorauszahlungen i. H. v. TEUR 1.492 (2025: TEUR 958) sowie Rechnungsabgrenzungen i. H. v. TEUR 1.003 (2025: TEUR 434) und sonstige kurzfristige Forderungen i. H. v. TEUR 595 (2025: TEUR 805). Darüber hinaus sind gewährte Darlehen an Dritte i. H. v. TEUR 324 sowie eine zugunsten der Bundesnetzagentur für die sich im Bau befindliche Solaranlage Gera hinterlegte Sicherheit i. H. v. TEUR 347 enthalten.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 94 15. KURZFRISTIGE FINANZANLAGEN SOWIE ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE 15.1. KURZFRISTIGE FINANZANLAGEN in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Kurzfristige Finanzanlagen 7.637 2.405 Kurzfristige Finanzanlagen 7.637 2.405 Aufgrund des geänderten Zinsumfeldes hat der Konzern im Laufe des Vorjahres als auch des ersten Halbjahres 2026 Zahlungsmittel- und Zahlungsmitteläquivalente bei verschiedenen europäischen Banken auf Festgeldkonten mit einer Laufzeit länger als drei Monate zum Zeitpunkt der Investition angelegt. Die Gelder auf den Festgeldkonten werden unter sonstigen Investitionen ausgewiesen. Zum 30. Juni 2026 betrugen die sonstigen Investitionen insgesamt EUR 7,6 Mio., davon hatten EUR 4,6 Mio. am Bilanzstichtag noch eine Laufzeit von mehr als drei Monaten. 15.2. ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Bankkonten mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung 13.891 15.945 Sofort abrufbare Sichteinlagen 54.300 63.916 In der Kapitalflussrechnung dargestellte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 68.191 79.862 Bei den Bankkonten mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung handelt es sich um Projektreservekonten i. H. v. TEUR 13.409 (2025: TEUR 15.490), Bausparkonten i. H. v. TEUR 343 (2025: TEUR 317) sowie sonstige Konten i. H. v. TEUR 139 (2025: TEUR 139). Diese Konten sind für die jeweilige zugehörige Finanzierung einer Solaranlage an die Bank oder Leasinggesellschaft als Sicherheit hinterlegt, damit die vereinbarten regelmäßigen Kapitaldienstzahlungen (insbesondere in den Monaten Dezember bis Februar) geleistet werden können. Diese gewährten Sicherheiten sind geschäftsartimmanent und dienen damit der Aufrechterhaltung der Zahlungsverpflichtungen im Rahmen der alltäglichen Geschäftsabläufe. Aufgrund der sehr guten Liquiditätssituation wurden diese Sicherheiten weder im ersten Halbjahr 2026 noch im Vorjahr im Rahmen der gewöhnlichen Kapitaldienstzahlungen in Anspruch genommen. Die Projektreservekonten dienen der Liquiditätssicherung der betreffenden Gesellschaften für Zeiten, in denen es z. B. wenig Einstrahlung gibt oder es zu technischen Ausfällen kommt, da beides eine unmittelbare Cash-Wirkung hat. Die Gesellschaft soll so in der Lage bleiben, die weiter anfallenden Kosten und Kapitaldienste zu bedienen bzw. notwendige Reparaturen durchführen zu können. Die auf den Projektreservekonten vorzuhaltende Liquidität orientiert sich dabei an den Cashflows (im Wesentlichen dem zu leistenden Kapitaldienst für Finanzierungen) der betreffenden Gesellschaften. Sie werden permanent an den Bedarf angepasst, dies bedeutet insbesondere, dass sie laufend herabgemindert werden, sofern das Finanzierungsvolumen sinkt und auch bei Bedarf zur Bedienung von Reparaturkosten zur Verfügung stehen. Es bestehen Beschränkungen hinsichtlich der Verfügung, die u. a. Ausschüttungen betreffen können. Die Beschränkungen gehen jedoch nicht so weit, dass die Gelder nicht für den operativen Betrieb der betreffenden Gesellschaften verwendet werden könnten.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 95 Im ersten Halbjahr 2026 wurden durch Konsolidierungskreisweiterungen (siehe Anhangziffer 7) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalentente i. H. v. insgesamt TEUR 596 miterworben (2025: TEUR 285). 16. SACHANLAGEN 16.1. SACHANLAGEN 30.06.2026 in TEUR Grund- stücke und Gebäude Solar- parks Wind- parks BESS Anlagen Nutzungs rechte BGA Anlagen im Bau Summe Anschaffungs- und Herstellungskosten 0 0 -0 Stand zum 1. Januar 2026 15.286 624.051 12.376 0 53.345 1.514 10.653 717.226 Zugänge durch Konsolidierungskreisänderung en 288 288 Zugänge durch Investitionen 726 1.798 851 100 2.638 6.113 Sonstige Zugänge 15 15 Abgänge aus Verkauf von Anlagevermögen -32 -32 Umgliederung 8.728 77 -8.805 - Neubewertung -895 -895 Stand zum 30. Juni 2026 16.300 634.592 12.376 77 53.269 1.614 4.486 722.715 Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendun gen Stand zum 1. Januar 2026 -1.047 -307.305 -4.803 0 -13.412 -1.112 0 -327.678 Abschreibungen -95 -16.907 -323 -1.244 -72 -18.641 Wertminderungen -5.375 -5.375 Stand zum 30. Juni 2026 -1.142 -329.587 -5.126 0 -14.656 -1.185 0 -351.694 Buchwerte Stand zum 1. Januar 2026 14.240 316.745 7.571 0 39.934 402 10.653 389.544 Stand zum 30. Juni 2026 15.158 305.006 7.248 77 38.614 430 4.486 371.017 Im Berichtszeitraum hat der Konzern in Anbetracht der angespannten Marktsituation auf dem deutschen und belgischen Strommarkt die Solaranlagen einem Werthaltigkeitstest unterzogen. Wir verweisen auf den Wirtschaftsbericht für ausführliche Informationen. Für Zwecke des Werthaltigkeitstests wurden die Vermögenswerte in zahlungsmittelgenerierende Einheiten (ZGE) zusammengefasst, die den niedrigsten Ebenen entsprechen, auf denen weitgehend unabhängige Cashflows identifizierbar sind. Die Ermittlung des erzielbaren Betrags erfolgte auf Basis des Nutzungswerts. Dabei wurden die erwarteten künftigen Cashflows auf Basis der aktuellen Planungen des Managements abgeleitet und mit einem Abzinsungssatz (WACC) vor Steuern von 6,3 % bis 7,0 % diskontiert. Die auf Wertminderung geprüften zahlungsmittelgenerierenden Einheiten (ZGE) bestehen aus einzelnen Solarparks oder Gruppen von Solarparks, die weitgehend unabhängige Zahlungsmittelzuflüsse erwirtschaften. Für die Berichterstattung werden diese ZGE in Übereinstimmung mit IAS 16 unter der Kategorie Sachanlagen – Solarparks dargestellt.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 96 Die Identifizierung der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten entspricht dem in den Vorperioden angewandten Ansatz. Es wurden keine Änderungen in der Zusammenfassung von Vermögenswerten zur Bestimmung der ZGE im Vergleich zur vorherigen Schätzung der erzielbaren Beträge vorgenommen. Die Planannahmen umfassen im Wesentlichen den jeweiligen Einspeisevergütungssatz, die erwarteten Strompreise, den Abschluss von künftigen Strompreisswap-Vereinbarungen bzw. Strompreisoptionsverträgen, die Produktionsmengen, die Betriebskosten sowie die regulatorischen Rahmenbedingungen. Wesentliche Parameter wie die erwartete Anlagenverfügbarkeit und Instandhaltungskosten wurden ebenfalls berücksichtigt. Außer der erforderlichen Aktualisierung der Planannahmen für einzelne Solaranlagen, haben sich insbesondere die Annahmen für den erzielten Strompreis nach dem Einspeisezeitraum der einzelnen Solaranlagen negativ geändert. Auf Grundlage der durchgeführten Werthaltigkeitstests ergab sich eine Wertminderung in Höhe von EUR 5,4 Mio. Diese wurde im Posten Abschreibungen und Wertminderungen der Konzern Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Zur Überprüfung der Robustheit der Werthaltigkeitstests hat der Konzern Sensitivitätsanalysen zu den wesentlichen Bewertungsparametern durchgeführt. Dabei wurden eine Abweichung des Strompreises von +/- EUR 10/MWh, eine Veränderung des verwendeten Abzinsungssatzes (WACC) um +/- 1 Prozentpunkt, sowie eine Anpassung der Betriebskosten um +/- 10 % simuliert. Die Ergebnisse verdeutlichen, dass die erzielbaren Beträge sensitiv auf Änderungen dieser Parameter reagieren. Eine Änderung dieser Annahmen könnte – abhängig von Umfang und Richtung – zu wesentlichen Anpassungen des erzielbaren Betrags und gegebenenfalls zu zusätzlichen Wertminderungen führen. Die ausgewiesenen Solarparks, Windkraftanlagen sowie Gebäude und Grundstücke dienen zur Sicherung der in Anhangsziffer 22.1 erläuterten Finanzverbindlichkeiten. Am Bilanzstichtag gab es noch finanzielle Verpflichtungen i. V. m. dem Bau von Anlagen i. H. v. EUR 10,0 Mio. (2025: EUR 6,2 Mio.). Diese nicht-bilanzierten Verpflichtungen stehen mit noch nicht erfüllten Leistungen bzgl. den sich am Ende von Berichtszeitraum im Bau befindlichen Anlagen in Verbindung.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 97 31.12.2025 in TEUR Grund- stücke und Gebäude Solarparks Windparks Nutzungs- rechte BGA Anlagen im Bau Summe Anschaffungs- und Herstellungskosten 0 0 -0 Stand zum 1. Januar 2025 15.258 600.762 12.376 53.414 1.487 14.997 698.293 Umgliederung -25 -25 Zugänge durch Konsolidierungskreisänderungen 1.208 1.208 Zugänge durch Investitionen 28 6.173 20 53 8.787 15.060 Sonstige Zugänge 1.906 1.906 Abgänge aus dem Verkauf von Anlagevermögen -573 -74 -25 -673 Umgliederung 13.107 -13.107 0 Umgliederung von immateriellen Anlagevermögen 1.486 1.486 Neubewertung -13 -13 Stand zum 31. Dezember 2025 15.286 624.051 12.376 53.345 1.514 10.653 717.226 Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendungen Stand zum 1. Januar 2025 -929 -253.643 -4.157 -10.871 -1.015 -25 - 270.646 Umgliederung 25 25 Abschreibungen -118 -33.669 -646 -2.539 -97 -37.068 Wertminderungen -20.179 -20.179 Abgänge aus Verkauf von Anlagevermögen 186 186 Stand zum 31. Dezember 2025 -1.047 -307.305 -4.803 -13.412 -1.112 0 - 327.678 Buchwerte Stand zum 1. Januar 2025 14.329 347.119 8.217 42.539 472 14.974 427.649 Stand zum 31. Dezember 2025 14.240 316.745 7.571 39.934 402 10.653 389.544
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 98 16.2. DETAILS DER NUTZUNGSVERTRÄGE 30.06.2026 ANSCHAFFUNGSWERTE Nutzungsverträge i. V. m. Gestattungs- verträge Solarparks Gestattungs- verträge Windparks Sonstiges Anlage- vermögen Summe in TEUR Grundstücke Stand zum 1. Januar 2026 91 51.378 1.589 291 53.345 Zugänge durch Abschluss neuer Nutzungsverträge 851 851 Abgänge aus dem Verkauf von Anlagevermögen -32 -32 Neubewertung -895 -895 Stand zum 30. Juni 2026 91 51.302 1.589 291 53.269 KUMULIERTE ABSCHREIBUNGEN Stand zum 1. Januar 2026 - -12.734 -444 -236 -13.412 Zugänge durch Abschreibungen -1.199 -34 -11 -1.244 Stand zum 30. Juni 2026 - -13.933 -478 -247 -14.658 BUCHWERTE Stand zum 1. Januar 2026 91 38.644 1.145 55 39.934 Stand zum 30. Juni 2026 91 37.369 1.111 44 38.614 31.12.2025 ANSCHAFFUNGSWERTE Nutzungsverträge i. V. m. Gestattungs- verträge Solarparks Gestattungs- verträge Windparks Sonstiges Anlage- vermögen Summe in TEUR Grundstücke Stand zum 1. Januar 2025 91 51.445 1.589 291 53.412 Zugänge durch Abschluss neuer Nutzungsverträge 20 20 Abgänge -74 -74 Neubewertung -13 -13 Stand zum 31. Dezember 2025 91 51.378 1.589 291 53.345 KUMULIERTE ABSCHREIBUNGEN Stand zum 1. Januar 2025 - -10.284 -376 -215 -10.873 Zugänge durch Abschreibungen -2.450 -68 -21 -2.539 Stand zum 31. Dezember 2025 - -12.734 -444 -236 -13.412 BUCHWERTE Stand zum 1. Januar 2025 91 41.161 1.213 76 42.539 Stand zum 31. Dezember 2025 91 38.644 1.145 55 39.934
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 99 Der Konzern least mehrere Vermögenswerte, darunter ein Grundstück, eine Solaranlage sowie Gebäudedächer, Freiflächen, Kabeltrassen für Solar- und Windparks und im geringen Umfang Büroräume. Die durchschnittliche Laufzeit der Nutzungsrechte i. V. m. Gestattungsverträgen von Solar- und Windparks beträgt zum Bilanzstichtag 19,2 Jahre. Für die Leasingverhältnisse i. V. m Gestattungsverträgen hat der Konzern im Regelfall weder Option noch Verpflichtung, geleaste Vermögenswerte zum Ende des Leasingverhältnisses zu erwerben. Die Verpflichtungen zur Zahlung des Nutzungsentgeltes des Konzerns bzgl. der Gestattungsverträge sind prinzipiell ungesichert, da der Leasinggeber im Regelfall auf sein Vermieterpfandrecht verzichtet hat. Die Absicherung des Rückbaus von Solar- und Windparks, die auf geleasten Vermögenswerten errichtet wurden, erfolgt häufig in Form von Bürgschaften bzw. Verpfändung von Bankkonten. Der Leasinggeber ist im Regelfall zur Kündigung des Leasingverhältnisses berechtigt, sofern der Konzern seine Verpflichtungen (auch z. B. die Leasingzahlung) versäumt. Es sind keine Nutzungsverträge im Geschäftsjahr (außer)planmäßig ausgelaufen. Der Konzern hat eine Kaufoption bzgl. eines Grundstücks (TEUR 10).
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 100 17. GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERT SOWIE IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE 17.1. ÜBERLEITUNG DES BUCHWERTES 30.06.2026 in TEUR Anhang- ziffer Geschäfts- oder Firmenwert Erworbene Verträge Projekt rechte Sonstige Summe Anschaffungs- und Herstellungskosten Stand zum 1. Januar 2026 5.688 1.722 2.619 113 10.142 Erwrbe durch Unternehmenszusammenschlüsse 20 20 Stand zum 30. Juni 2026 5.688 1.722 2.639 113 10.162 Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendungen Stand zum 1. Januar 2026 -5.041 -732 -2.162 -112 -8.046 Abschreibungen -44 -44 Stand zum 30. Juni 2026 -5.041 -776 -2.612 -112 -8.090 Buchwerte Stand zum 1. Januar 2026 648 991 457 1 2.096 Stand zum 30. Juni 2026 648 947 477 1 2.072 31.12.2025 in TEUR Anhang- ziffer Geschäfts- oder Firmenwert Erworbene Verträge Projekt rechte Sonstige Summe Anschaffungs- und Herstellungskosten Stand zum 1. Januar 2025 5.688 1.722 3.540 113 11.063 Erwerbe 547 547 Umgliederung in die Sachanlagen -1.486 -1.486 Stand zum 31. Dezember 2025 5.688 1.722 2.619 113 10.142 Kumulierte Abschreibungen und Wertminderungsaufwendungen Stand zum 1. Januar 2025 -4.489 -642 -1.682 -109 -6.922 Abschreibungen -89 -3 -92 Wertminderungen -551 -480 -1.031 Stand zum 31. Dezember 2025 -5.041 -732 -2.162 -112 -8.046 Buchwerte Stand zum 1. Januar 2025 1.199 1.080 1.859 4 4.140 Stand zum 31. Dezember 2025 648 991 457 1 2.096 Der Konzern bilanziert verschiedene Dienstleistungsverträge, die im Rahmen von Unternehmenserwerben in Vorjahren erworben wurden, in den immateriellen Vermögenswerten. Dies betrifft u. a. Verträge für die kaufmännischen Verwaltung von Fondsgesellschaften.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 101 18. NACH DER EQUITY-METHODE BEWERTETE FINANZANLAGEN AUFSTELLUNG DER NACH DER EQUITY-METHODE BEWERTETEN FINANZANLAGEN in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Viriflux BV 528 531 Infrastrukturgesellschaft Bischheim GmbH & Co. KG 8 8 Terra-Werk Clean Lerchenberg GmbH - 3 Solarpark Zerre Infrastruktur GbR 3 4 Zweite Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG - - Nach der Equity-Methode bilanzierte Finanzanlagen 539 546 Bzgl. der Gesellschaften Infrastrukturgesellschaft Bischheim GmbH & Co. KG, Solarpark Zerre Infrastruktur GbR sowie Zweite Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG werden keine weiteren Angaben gemacht, da sie für den Konzern von untergeordneter Bedeutung sind. 18.1. ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN A. VIRIFLUX BV in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Eigentumsanteil 50 % 50 % Langfristige Vermögenswerte 1.110 1.131 Kurzfristige Vermögenswerte (einschließlich Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente – 2026H1: 125 TEUR/ 2025: 268 TEUR) 314 292 Langfristige Verbindlichkeiten (einschließlich langfristiger finanzieller Schulden mit Ausnahme von Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten sowie Rückstellungen – 2026H1: 359 TEUR/ 2025: 352 TEUR) -359 -352 Kurzfristige Verbindlichkeiten (einschließlich kurzfristiger finanzieller Schulden mit Ausnahme von Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten sowie Rückstellungen – 2026H1: 0 TEUR/ 2025: -6 TEUR) -10 -10 Nettovermögen (100 %) 1.055 1.062 Anteil des Konzerns am Nettovermögen (50 %) 528 531 Buchwert des Anteils Umsatzerlöse 28 56 Zinsaufwendungen -2 -8 Gewinn und Gesamtergebnis (100 %) -7 -15 Gesamtergebnis (50 %) -3 -7 Viriflux betreibt eine Solardachanlage in Lokeren mit einer Leistung von 1.288,50 kWp, die am 14. September 2021 an das Stromnetz angeschlossen wurde.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 102 19. ANDERE FINANZANLAGEN Die anderen Finanzanlagen in dieser Angabe stellen finanzielle Vermögenswerte, die erfolgswirksam zum Zeitwert bewertet werden, dar. in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Genossenschaftsanteile 85 85 Aktien- und Anteilbestand 890 907 Finanzvermögenswerte aus Zinsswaps 300 261 Andere Finanzanlagen 1.275 1.253 Die anderen Finanzanlagen bestehen einerseits, wie zum vorangegangenen Bilanzstichtag, aus Genossenschaftsanteilen an Finanzinstituten, die der Konzern im Rahmen von Geschäftsverbindungen mit den jeweiligen Banken hält. Hauptsächlich bestehen diese Finanzanlagen jedoch aus Geschäftsanteilen an Fondsgesellschaften, die vom Konzern verwaltet werden. Die Anschaffungskosten der am Bilanzstichtag ausgewiesenen anderen Finanzanlagen betrugen TEUR 890 (2025: TEUR 907). Außerdem enthält diese Bilanzposition auch Finanzvermögenswerte aus Zinsswaps (EUR 0,3 Mio.), die der Konzern zur Abdeckung von Zinsrisiken abgeschlossen hat. 20. EIGENKAPITAL Für eine Darstellung der Entwicklung des Eigenkapitals wird auf die Eigenkapitalveränderungsrechnung verwiesen. 20.1. GEZEICHNETES KAPITAL UND KAPITALRÜCKLAGE A. AUSGABE VON STAMMAKTIEN Es wurden im Berichtszeitraum keine neuen Aktien der Gesellschaft begeben. Mit dem Vorstandsbeschluss vom 3. April 2025 wurde mit Zustimmung des Aufsichtsrats, auf Grundlage der Ermächtigung des Vorstands durch die ordentliche Hauptversammlung der Gesellschaft vom 6. Juni 2024, beschlossen, 1.666.666 eigene Aktien einzuziehen und das Grundkapital der Gesellschaft entsprechend herabzusetzen. B. ENTWICKLUNG DER ANZAHL DER IM UMLAUF BEFINDLICHEN AKTIEN Tsd. Aktien Im Umlauf befindliche Aktien zum 1. Januar 2025 83.034 Einziehung eigener Aktien im Jahr 2025 -1.666 Im Umlauf befindliche Aktien zum 1. Januar 2026 81.368 Im Umlauf befindliche Aktien zum 30. Juni 2026 81.368 davon durch den Konzern gehaltene eigene Aktien 8.137
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 103 Alle Aktien haben einen Nennwert von 1 EUR und sind voll eingezahlt. Tochterunternehmen oder assoziierte Unternehmen halten keine Aktien. C. BEDINGTES KAPITAL 2022 Die ordentliche Hauptversammlung vom 21. Juli 2022 hat beschlossen, dass das Grundkapital um bis zu EUR 38.181.236,00 durch Ausgabe von bis zu 38.181.236 neuen, auf den Inhaber lautenden Stückaktien mit Gewinnberechtigung ab Beginn des letzten Geschäftsjahres, für das noch kein Gewinnverwendungsbeschluss gefasst wurde, bedingt erhöht wird (Bedingtes Kapital 2022). Das bedingte Kapital 2022 beträgt nach teilweiser Ausnutzung durch die Ausgabe von 3.458.400 Optionen im Zusammenhang mit der am 23. Mai 2023 begebenen Optionsanleihe im Berichtsjahr noch EUR 34.722.836,00. D. GENEHMIGTES KAPITAL 2023 Die ordentliche Hauptversammlung vom 12. Juni 2023 hat den Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft in der Zeit bis zum 28. Juni 2028 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um insgesamt bis zu EUR 41.423.991,00 durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (Genehmigtes Kapital 2023), wobei das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen werden kann. Der Beschluss wurde am 21. Juni 2023 in das Handelsregister eingetragen. 20.2. ART UND ZWECK DER RÜCKLAGEN A. KAPITALRÜCKLAGE in TEUR 30.06.2025 31.12.2025 Stand zu Beginn des Jahres 99.779 103.833 Einziehung von eigenen Aktien - -3.983 Transaktionskosten direkt Eigenkapital erfasst -32 -71 Stand zum 30. Juni 2026 99.747 99.779 Die Kapitalrücklage des Konzerns entspricht nicht der Kapitalrücklage der Muttergesellschaft im Jahresabschluss nach HGB, da sich das Eigenkapital des Konzerns infolge des umgekehrten Unternehmenserwerbs aus dem Jahr 2014 gem. den IFRS-Standards nicht nach dem Eigenkapital der Muttergesellschaft im Jahresabschluss richtet. B. GEWINNRÜCKLAGE in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Stand zu Beginn des Jahres 30.175 37.871 Transaktionen mit nicht-beherrschenden Anteilen 601 122 Auf Aktionäre der 7C Solarparken AG entfallendes Periodenergebnis 253 -7.819 Stand zum 30. Juni 2026 31.027 30.175
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 104 C. RÜCKLAGE FÜR EIGENE ANTEILE Am Ende des Berichtszeitraums hatte die Gesellschaft 8.136.776 Aktien zu einem durchschnittlichen Kurs von EUR 1,83 je Aktie zurückgekauft und dafür TEUR 14.866 aufgewendet. In Höhe dieses Betrags wurde eine Rücklage für eigene Anteile gebildet. in TEUR Rücklage für eigene Anteile zum 1. Januar 2025 -5.649 Einziehung eigener Aktien im Jahr 2025 5.649 Erwerb von eigenen Anteilen im Jahr 2025 -10.425 Rücklage für eigene Anteile zum 1. Januar 2026 -10.425 Erwerb von eigenen Anteilen im Jahr 2026 -4.442 Rücklage für eigene Anteile zum 30. Juni 2026 -14.866 C.1. AKTIENRÜCKKAUFPROGRAMM 2025 Der Vorstand der Gesellschaft hat am 3. April 2025 mit Zustimmung des Aufsichtsrats beschlossen, einen Rückkauf von bis zu 4.545.454 Aktien der Gesellschaft zu einem Gesamtkaufpreis (ohne Erwerbsnebenkosten) von bis zu EUR 10,0 Mio. über die Börse durchzuführen. Der Aktienrückkauf erfolgt auf der Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung der Gesellschaft vom 6. Juni 2024. Der Vorstand hat am 11. August 2025 mit Zustimmung des Aufsichtsrats beschlossen, die Anzahl der eigenen Aktien, die im Rahmen des am 3. April 2025 beschlossenen Aktienrückkaufprogramms über die Börse zurückgekauft werden sollen, auf bis zu 2.100.000 Aktien zu begrenzen und den Maximalpreis auf höchstens EUR 1,85 je Aktie zu verringern (zuvor maximal EUR 2,20 je Aktie). Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat am 19. November 2025 auf Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung vom 4. Juni 2025 zum Erwerb eigener Aktien gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG mit Zustimmung des Aufsichtsrats der Gesellschaft beschlossen, die Anzahl der eigenen Aktien, die im Rahmen des am 3. April 2025 beschlossenen und am 11. August 2025 abgeänderten Aktienrückkaufprogramms über die Börse zurückgekauft werden sollen, zu erhöhen. Die Anzahl der eigenen Aktien, welche zurückgekauft werden sollen, wurde auf bis zu 2.500.000 Aktien erhöht. Der Maximalpreis blieb unverändert auf höchstens EUR 1,85 je Aktie. Die 7C Solarparken AG hat das Aktienrückkaufprogramm am 2. Dezember 2025 aufgrund des Erreichens des maximalen Volumens von zurückzukaufenden Aktien erfolgreich abgeschlossen. Im Gesamtzeitraum des Aktienrückkaufs vom 3. April 2025 bis einschließlich 2. Dezember 2025 wurden insgesamt 2.500.000 eigene Aktien (ISIN DE000A11QW68) erworben. Dies entspricht rd. 3,1 % des Grundkapitals. Der gerundete an der Börse gezahlte Kaufpreis betrug durchschnittlich EUR 1,74 je Aktie. Insgesamt wurden Aktien zu einem Gesamtkaufpreis von EUR 4.344.705,10 zurückgekauft (ohne Erwerbsnebenkosten). C.2. AKTIENRÜCKKAUFPROGRAMM II 2025 Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat am 17. Juli 2025 auf Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung vom 4. Juni 2025 zum Erwerb eigener Aktien gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG mit Zustimmung des Aufsichtsrats der Gesellschaft beschlossen, bis zu 1.600.000 Aktien der 7C Solarparken AG (ca. 2 % des Grundkapitals) im Rahmen eines an alle Aktionäre gerichteten freiwilligen öffentlichen Aktienrückkaufangebots an einem Angebotspreis von EUR 1,90 je Aktie zu erwerben. Die Annahmefrist endete am 11. August 2025 24:00 Uhr (MEZ).
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 105 Am 11. August 2025 wurde vom Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrats beschlossen, das Volumen der eigenen Aktien, die im Rahmen des freiwilligen öffentlichen Aktienrückkaufangebots zurückgekauft werden sollen, von 1.600.000 auf 3.200.000 (d.s. ca. 3,9 % des Grundkapitals) zu erhöhen. Im Rahmen des freiwilligen öffentlichen Aktienrückkaufangebots wurden insgesamt 3.200.000 eigene Aktien (ISIN DE000A11QW68) erworben. Dies entspricht rd. 3,9 % des Grundkapitals. Der Angebotspreis betrug EUR 1,90 je Aktie. Insgesamt wurden somit Aktien zu einem Gesamtkaufpreis von EUR 6.080.000,00 zurückgekauft (ohne Erwerbsnebenkosten). C.3. AKTIENRÜCKKAUFPROGRAMM 2026 – 13. Januar 2026 Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat mit Zustimmung des Aufsichtsrats der Gesellschaft beschlossen, einen Rückkauf von bis zu 2.436.776 Aktien der Gesellschaft zu einem Gesamtkaufpreis (ohne Erwerbsnebenkosten) von bis zu EUR 4.020.680,40 über die Börse durchzuführen. Der Aktienrückkauf erfolgt auf der Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung der Gesellschaft vom 4. Juni 2025. Alle Rückkäufe werden über eine Bank abgewickelt. Die Aktienrückkäufe sollen zu einem Kursniveau von maximal EUR 1,65 je Aktie durchgeführt werden. Das Rückkaufprogramm wird am 14. Januar 2026 beginnen und spätestens am 31. Mai 2026 enden. Das Aktienrückkaufprogramm 2026 (13. Januar 2026) wurde am 27. April 2026 aufgrund des öffentlichen Aktienrückkaufangebots beendet. Im Gesamtzeitraum des Aktienrückkaufs vom 14. Januar 2026 bis einschließlich 27. April 2026 wurden insgesamt 692.527 eigene Aktien (ISIN DE000A11QW68) erworben. C.4. ÖFFENTLICHES AKTIENRÜCKKAUFANGEBOT 2026 Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat auf Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung vom 4. Juni 2025 zum Erwerb eigener Aktien gemäß § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG mit Zustimmung des Aufsichtsrats der Gesellschaft beschlossen, bis zu 1.744.249 Aktien der 7C Solarparken AG (ca. 2% des Grundkapitals) im Rahmen eines an alle Aktionäre gerichteten freiwilligen öffentlichen Aktienrückkaufangebots zu erwerben. Im Rahmen dieses freiwilligen öffentlichen Aktienrückkaufangebots wurden der Gesellschaft bis 18. Mai 2026 24:00 Uhr (MEZ) 6.696.310 Aktien zum Preis von 1,90 Euro angeboten. Das entspricht rd. 8,2% des Grundkapitals. Die endgültige Annahmequote beträgt rd. 26,0%. D. WÄHRUNGSUMRECHNUNGSRÜCKLAGE Die Währungsumrechnungsrücklage umfasst alle Fremdwährungsdifferenzen aufgrund der Umrechnung von Abschlüssen von ausländischen Geschäftsbetrieben sowie den wirksamen Teil von etwaigen Fremdwährungsdifferenzen aufgrund von Absicherungen einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb. Die Entwicklung dieses Kontos wird in der nachfolgenden Tabelle dargestellt. in TEUR Währungsumrechnungsrücklage zum 1. Januar 2025 -10 Sonstiges Ergebnis aus Währungsumrechnung im Jahr 2025 -14 Währungsumrechnungsrücklage zum 1. Januar 2026 -24 Sonstiges Ergebnis aus Währungsumrechnung im Jahr 2026 - Währungsumrechnungsrücklage zum 30. Juni 2026 -24
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 106 E. SONSTIGES ERGEBNIS AUS HEDGING Die Rücklage aus Sicherungsgeschäften umfasst die kumulierten Nettoveränderungen des beizulegenden Zeitwertes der zur Absicherung von Zahlungsströmen verwendeten Sicherungsinstrumente bis zur späteren Erfassung der abgesicherten Zahlungsströme im sonstigen Ergebnis. Die Änderungen des sonstigen Ergebnisses i. H. v. EUR 0,4 Mio. beziehen sich auf die bilanzielle Erfassung der im Berichtszeitraum mit großen europäischen Stromversorgern abgeschlossenen Strompreisswap-Vereinbarungen nebst der bilanziellen Fortführung einer solchen Strompreisswap-Vereinbarung aus dem vorangegangenen Jahr sowie auf die Zinsswaps, die bereits in vergangenen Berichtsperioden bestanden. Strompreisswap-Vereinbarung vom Oktober 2024: in TEUR Sonstiges Ergebnis aus Hedging zum 1. Januar 2025 647 Änderungen des sonstigen Ergebnisses durch Marktänderungen der als Hedge-Accounting designierten Finanzinstrumente im Jahr 2025 inkl. latenten Steuern 132 Sonstiges Ergebnis aus Hedging zum 1. Januar 2026 779 Änderungen des sonstigen Ergebnisses durch Marktänderungen der als Hedge-Accounting designierten Finanzinstrumente im Jahr 2026 inkl. latenten Steuern 400 Sonstiges Ergebnis aus Hedging zum 30. Juni 2026 1.178 in TEUR Erfassung der Strompreisswap-Vereinbarung vom Oktober 2024 zum 31. Dezember 2024 -1 Änderungen des Zeitwerts der Strompreisswap-Vereinbarung im Geschäftsjahr 2025 775 Änderung des sonstigen Ergebnisses aufgrund der Reklassifizierung in die Gewinn- und Verlustrechnung im Geschäftsjahr 2025 -81 Zeitwert der Strompreisswap-Vereinbarung vom Oktober 2024 zum 31. Dezember 2025 693 Änderungen des Zeitwerts der Strompreisswap-Vereinbarung im Berichtszeitraum 400 Änderung des sonstigen Ergebnisses aufgrund der Reklassifizierung in die Gewinn- und Verlustrechnung im Berichtszeitraum -43 Zeitwert der Strompreisswap-Vereinbarung vom Oktober 2024 zum 30. Juni 2026 1.050
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 107 21. KAPITALMANAGEMENT Ziel des Konzerns ist es, eine starke Kapitalbasis beizubehalten, um das Vertrauen der Anleger, Gläubiger und der Märkte zu wahren und die nachhaltige Entwicklung des Unternehmens sicherzustellen. Der Vorstand strebt ein ausgewogenes Verhältnis zwischen der Steigerung der Rendite, die mit einer höheren Fremdkapitalquote erzielt werden könnte, und den Vorteilen einer stabilen Kapitalbasis an. Der Konzern überwacht das Kapital mit Hilfe des Verhältnisses der bereinigten Nettoverschuldung zum bereinigtem Eigenkapital. Die bereinigte Nettoverschuldung umfasst neben prinzipiell zinstragenden Krediten und Anleihen ebenfalls Leasingverbindlichkeiten abzüglich der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, Kurzfristige Finanzanlagen auf Festgeldkonten sowie Leasingverbindlichkeiten, die mit Nutzungsrechten aus Gestattungsverträgen von Solar- und Windparks in Verbindung stehen. Das bereinigte Eigenkapital umfasst alle Bestandteile des Eigenkapitals mit Ausnahme der Rücklage aus Sicherungsgeschäften. Die Ermittlung der Nettoverschuldung sowie das Verhältnis der Eigenkapitalquote stellen sich wie folgt dar: in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Kurzfristige und langfristige Finanzverbindlichkeiten 161.154 176.134 Kurzfristige und langfristige Leasingverbindlichkeiten 37.462 39.727 Finanzvermögenswerte aus Zinsswaps, die erfolgswirksam zum Zeitwert bewertet werden -300 -261 Abzüglich Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente * -68.191 -79.862 Abzüglich kurzfristiger Finanzanlagen -7.637 -2.405 Abzüglich kurzfristiger und langfristiger Leasingverbindlichkeiten gem. IFRS 16 i. V. m. Nutzungsrechten aus Gestattungsverträgen von Solar- und Windparks -35.086 -37.043 Nettoverschuldung 87.402 96.290 Eigenkapital ohne Hedging Reserve 213.748 218.315 Bilanzsumme 480.834 496.335 Eigenkapitalquote (in %) 44,5 44,0 * davon TEUR 13.891 (2025: TEUR 15.945) mit eingeschränkter Verfügungsberechtigung.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 108 22. FINANZVERBINDLICHKEITEN 22.1. KONDITIONEN- UND VERBINDLICHKEITENSPIEGEL in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Langfristige Schulden Gesicherte Bankdarlehen 128.467 142.353 Ungesicherte Anleihen 6.788 6.728 Langfristige Leasingverbindlichkeiten 36.091 38.064 Zinsswaps, die für Sicherungsgeschäfte genutzt werden 1 2 Gesamt 171.347 187.148 Kurzfristige Schulden Kurzfristig fälliger Teil gesicherter Bankdarlehen sowie Zinsabgrenzungen 25.798 26.921 Kurzfristiger fälliger Teil ungesicherter Anleihen sowie Zinsabgrenzungen 101 130 Kurzfristig fälliger Teil der Leasingverbindlichkeiten 1.370 1.663 Gesamt 27.269 28.713
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 109 22.2. BANKDARLEHEN Die ausstehenden Darlehen wurden alle in Euro abgeschlossen und weisen folgende Konditionen auf: 30. Juni 2026 31. Dezember 2025 in TEUR Zins-bindung Zinssatz Fälligkeits-jahr Nennbetrag Buchwert Nennbetrag Buchwert 7C Solarparken NV k.A. EURIBOR 3M + 1,75% 2026-27 175 177 262 267 7C Solarparken AG 05.05.31 4,16 % 2026-31 509 509 557 557 31.07.27 1,51 % 2026-31 550 550 593 593 31.12.32 1,55 % 2026-32 1.103 1.093 1.188 1.177 31.12.32 2,10 % 2026-32 243 241 262 259 30.12.26 1,68 % 2026-36 3.210 3.183 3.674 3.646 30.09.29 1,13 % 2026-37 323 323 338 338 k.A. EURIBOR 3M +1,50 % 2026-29 9.750 9.733 9.750 9.730 k.A. EURIBOR 3M +1,20 % 2026-33 7.000 6.973 8.000 7.971 k.A. EURIBOR 3M +1,50 % 2026-30 16.200 16.144 18.000 17.936 k.A. EURIBOR 3M + 1,45% 2026-30 5.250 5.233 5.250 5.230 Solardach Gutenberg GmbH & Co. KG 30.09.28 2,04 % 2026-28 297 297 363 363 Sabrina Solar BV 16.08.29 1,69 % 2026-29 174 174 202 202 Solar4Future Diest NV 31.12.26 5,70 % 2026 243 245 480 486 Solarpark Heretsried GmbH 30.12.29 2,16 % 2026-29 1.298 1.298 1.483 1.483 Solarpark Neudorf GmbH 31.05.28 1,35 % 2026-28 97 97 122 122 30.06.27 1,95 % 2026-27 194 194 296 296 30.03.25 3,99 % 2026 - - 62 62 Melkor UG 30.11.27 2,75 % 2026-27 70 70 95 95 31.01.27 3,07 % 2026-28 25 25 50 50 30.06.26 1,96 % 2026 - - 84 84 Solardach Wandersleben GmbH &Co. KG 31.03.26 2,59 % 2026 - - 63 63 Solardach LLG GmbH 31.12.32 1,65 % 2026-32 386 382 415 411 30.12.34 2,10 % 2026-34 558 553 591 585 30.12.31 2,30 % 2026-36 356 356 374 374 30.12.28 1,80 % 2026-37 264 264 275 275 Solardach Stieten GmbH & Co. KG 31.12.26 2,26 % 2026 104 102 207 206 Solardach Steinburg GmbH 30.03.27 1,45 % 2026-35 391 390 411 410 Solardach Neubukow GmbH & Co. KG 31.12.26 2,07 % 2026 93 93 186 187 ProVireo Solarpark 3 Schönebeck GmbH & Co. KG 30.09.30 1,54 % 2026-30 1.033 1.036 1.154 1.158 1,99 % 2026-26 - - 164 164 Lohengrin Solar UG 31.12.34 2,10 % 2026-34 406 402 429 425 30.09.28 1,83 % 2026-36 373 371 391 389 Sonnendach K19 GmbH & Co. KG 30.06.26 2,79 % 2026 - - 128 128 30.06.26 1,74 % 2026 - - 42 42 Erste Solarpark Xanten GmbH & Co. KG 30.09.26 1,00 % 2026-26 55 55 113 113 Erste Solarpark Wulfen GmbH & Co. KG 30.06.27 1,48 % 2026-27 70 70 105 105 30.06.27 1,59 % 2026-27 24 24 36 36 k.A. EURIBOR 3M + 1,59% 2026 17 17 30 30 Säugling Solar GmbH & Co. KG 30.06.26 1,99 % 2026 - - 533 533 Solarpark Taurus GmbH & Co. KG 30.06.29 1,10 % 2026-29 294 291 343 339 Solarpark Bitterfeld II GmbH & Co. KG 30.12.35 2,10 % 2026-35 1.610 1.603 1.694 1.688 Sonnendach M55 GmbH & Co. KG 30.03.25 3,49 % 2026-30 568 584 644 664 31.12.29 1,95 % 2026-29 576 570 658 651 Solarpark Carport Wolnzach GmbH & Co. KG 30.09.29 2,04 % 2026-29 358 378 410 428 31.12.29 2,50 % 2026-29 308 303 351 345
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 110 30. Juni 2026 31. Dezember 2025 in TEUR Zins-bindung Zinssatz Fälligkeits-jahr Nennbetrag Buchwert Nennbetrag Buchwert Solarpark Pflugdorf GmbH & Co KG 30.06.27 3,50 % 2026-27 799 793 1.158 1.154 30.06.30 1,15% 2026-38 3.549 3.534 3.697 3.682 Solarpark Zschornewitz GmbH & Co. KG 30.06.28 1,90 % 2026-37 922 910 965 953 Siebente Solarpark Zerre GmbH & Co. KG 30.06.26 3,40 % 2026 - - 103 103 30.01.29 2,35 % 2026-29 119 118 142 141 k.A. 0,00 % 2026-31 222 193 226 194 Solarpark Zerre IV GmbH & Co. KG 30.06.26 1,05 % 2026 - - 70 70 30.01.29 3,60 % 2026-29 84 84 112 112 Vardar UG 2,37 % 2026 - - 154 154 Erste Solarpark Sandersdorf GmbH & Co. KG 31.03.30 3,60 % 2026-30 1.807 1.744 2.048 1.968 Dritte Solarpark Glauchau GmbH & Co. KG 31.12.27 3,10 % 2026-27 111 112 149 149 31.12.27 3,18 % 2026-27 312 313 417 418 Pinta Solarparks GmbH & Co. KG 30.06.27 1,80 % 2026-27 990 992 1.042 1.044 30.12.29 1,40 % 2026-37 329 329 343 343 Solarpark Meyenkrebs GmbH & Co. KG 31.12.28 4,50 % 2026-28 107 110 126 131 31.12.28 2,25 % 2026-28 80 80 95 96 Solarpark Tangerhütte GmbH & Co. KG 30.03.35 2,65 % 2026-35 1.954 2.013 2.066 2.132 30.03.36 3,15 % 2026-36 332 351 349 370 Solarpark Brandholz GmbH & Co. KG 31.12.27 1,85 % 2026-34 725 717 768 759 Windpark Medard 2 GmbH & Co. KG 30.06.26 1,90 % 2026-33 2.302 2.313 2.467 2.479 Windpark Stetten II GmbH & Co. KG 30.06.31 2,10 % 2026-31 1.703 1.728 1.874 1.903 Renewagy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG 30.06.26 2,15 % 2026-26 - - 1.379 1.379 31.12.31 1,15 % 2026-39 1.706 1.697 1.774 1.764 Renewagy 11.Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG 31.12.26 2,20 % 2026-26 173 173 352 352 Renewagy 22.Solarprojektgesellschaft mbH 30.09.26 1,35 % 2026-34 340 340 360 360 Tristan Solar GmbH & Co. KG 30.12.29 2,16 % 2026-28 1.296 1.296 1.424 1.424 Amatec PV 20 GmbH & Co. KG 30.03.28 1,82 % 2026-35 309 308 324 322 31.12.28 1,78 % 2026-36 504 503 528 527 30.03.28 1,82 % 2026-36 335 334 351 350 31.12.28 1,78% 2026-36 252 251 264 263 30.06.28 1,82 % 2026-36 309 306 324 320 31.12.28 1,78 % 2026-36 252 251 264 263 30.06.28 2,45 % 2026-37 388 388 406 406 Solarpark Bernsdorf GmbH & Co. KG 31.07.28 1,95 % 2026-36 427 427 446 446 Solardach Derching GmbH & Co. KG 23.02.28 2,13 % 2026-29 584 585 691 693 Amatec PV 31 GmbH & Co. KG 30.09.44 3,65 % 2026-44 5.688 5.688 5.844 5.844 Amatec PV 32 GmbH & Co. KG 30.06.34 3,98 % 2026-42 2.722 2.715 2.806 2.798 Amatec PV Chemnitz GmbH & Co. KG 28.02.25 2,15 % 2026-33 1.152 1.188 1.225 1.265 Solarpark Rötz GmbH & Co. KG 30.10.27 1,25 % 2026-29 166 166 190 191 30.12.27 1,40 % 2026-29 169 173 193 197 30.12.27 1,03 % 2026-29 233 233 256 255 30.06.34 3,90 % 2026-47 2.901 2.901 2.970 2.970 Trüstedt I Solar GmbH & Co. KG 28.02.31 3,65 % 2026-31 425 441 470 491 30.06.26 1,40 % 2026-34 81 79 86 84 28.02.31 3,65 % 2026-31 206 214 228 238 28.02.31 3,65 % 2026-31 395 410 437 456 30.06.26 1,40 % 2026-34 81 79 86 84 28.02.31 3,65% 2026-31 399 414 442 461 30.06.26 1,40 % 2026-34 81 79 86 84 30.09.26 2,00 % 2026-31 90 90 98 98 30.09.26 2,00 % 2026-31 18 18 20 20 28.02.31 3,65 % 2026-31 208 216 230 240 30.03.31 3,65 % 2026-31 378 393 417 436 30.03.31 3,65 % 2026-31 371 386 410 428 31.12.27 3,70 % 2026-27 328 328 437 437 Erste Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG 30.06.30 1,15 % 2026-37 314 314 328 328 Solarpark Draisdorf-Eggenbach GmbH & Co. KG 30.12.31 1,01 % 2026-41 7.320 7.302 7.680 7.661 30.12.31 0,86 % 2026-31 764 764 868 868 PV Görike GmbH & Co. KG 30.06.28 2,25 % 2026-37 1.879 1.951 1.964 2.042
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 111 30. Juni 2026 31. Dezember 2025 in TEUR Zins-bindung Zinssatz Fälligkeits-jahr Nennbetrag Buchwert Nennbetrag Buchwert Solarpark Gorgast GmbH & Co. KG 30.12.29 1,40 % 2026-38 176 175 183 181 30.12.29 1,40 % 2026-38 169 168 176 175 PV Gumtow GmbH & Co. KG 30.09.29 1,03 % 2026-39 1.869 1.869 1.939 1.939 30.09.29 1,03 % 2026-39 363 363 376 376 Photovoltaik-Park Dessau-Süd GmbH & Co. KG 30.03.30 3,25 % 2026-33 671 723 721 780 Solarpark Wölbattendorf GmbH & Co. KG k.A. EURIBOR 3M + 1,00% 2026-45 3.439 3.422 3.531 3.513 Solarpark Schwerin GmbH & Co. KG 31.12.33 2,23 % 2026-33 3.000 2.909 3.200 3.098 7C Groeni BV 31.07.29 2,86 % 2026-29 102 105 118 122 31.01.30 2,91 % 2026-30 66 69 76 79 31.12.29 2,81 % 2026-29 200 207 229 237 31.12.27 2,23 % 2026-27 74 75 98 100 Solar Park Blankenberg GmbH & Co. KG 05.01.26 4,60 % 2026-28 61 63 79 82 31.03.28 3,25 % 2026-28 200 198 257 255 Solarpark Glasewitz GmbH & Co. KG 3,25 % 2026-28 - - 479 495 BBS Solarpark Alpha GmbH & Co. KG k.A. EURIBOR 3M + 1,15% 2026-27 220 221 293 294 Solarpark WO GmbH & Co. KG 30.06.29 1,40 % 2026-37 335 333 350 347 PWA Solarparks GmbH & Co. KG 30.12.26 1,18 % 2026-37 842 842 880 879 REG PVA zwei GmbH & Co. KG 01.07.31 2,10 % 2026-35 1.070 1.100 1.126 1.160 01.09.34 2,10 % 2026-37 133 138 139 145 01.04.33 1,99 % 2026-35 420 430 442 453 01.09.34 2,10 % 2026-37 235 242 245 254 01.09.34 2,10 % 2026-37 332 343 348 359 MES Solar XX GmbH & Co. KG 31.03.31 0,99 % 2026-32 3.205 3.195 3.380 3.369 Renewagy 5. Solarprojektgesellschaft mbH & Co. KG 30.08.31 1,03 % 2026-38 4.809 4.800 4.996 4.987 30.03.31 1,14 % 2026-39 2.137 2.130 2.220 2.212 Solarpark Floating GmbH & Co. KG 30.12.39 1,50 % 2026-39 262 261 262 261 30.06.30 1,10 % 2026-30 107 105 120 118 Solardach Walternierburg GmbH & Co. KG k.A. EURIBOR 3M + 1,15% 2026-29 221 219 252 249 Energiepark SP Theilenhofen GmbH & Co. KG 30.12.38 1,20 % 2026-44 666 676 666 677 k.A. EURIBOR 3M +1,34 % 2026-41 4.134 4.254 4.272 4.401 Solarpark am Schaugraben GmbH & Co. KG 30.12.38 1,21 % 2026-29 1.266 1.270 1.317 1.322 Solarpark Zerre IV GmbH & Co. KG 30.09.38 1,33 % 2026-39 2.722 2.760 2.833 2.874 Erste Solarpark Sandersdorf GmbH & Co. KG 30.09.35 1,42 % 2026-35 1.253 1.272 1.321 1.342 30.09.39 1,16 % 2026-39 486 488 504 506 Solarpark Höttingen GmbH & Co. KG 30.12.40 1,34 % 2026-40 3.386 3.468 3.503 3.590 k.A. 1,20 % bis 30.06.2030 dann EURIBOR 3M + 0,95 % 2026-43 663 690 663 690 Solarpark Pirk-Hochdorf GmbH & Co. KG 30.12.34 3,49 % 2026-41 1.424 1.424 -1.463 -1.463 Solarpark Kohlberg GmbH & Co. KG 30.11.34 3,50 % 2026-37 2.150 2.150 2.038 2.038 Solarpark Reuth-Premenreuth GmbH & Co. KG 30.06.34 3,90 % 2026-44 2.604 2.604 2.676 2.676 Photovoltaikkraftwerk Brodswinden GmbH & Co. KG 30.09.30 2,15 % 2026-30 1.018 1.049 1.137 1.176 HCI Solarpark Oberostendorf GmbH & Co. KG 30.09.27 3,85 % 2026-27 481 492 674 693 HCI Solarpark Dettenhofen GmbH & Co. KG 30.09.27 3,85 % 2026-27 752 770 1.003 1.034 Gesamt 153.808 154.293 168.480 168.957 Die Bankdarlehen sind mit den Photovoltaikanlagen, Grundstücken und Gebäuden (siehe Anhangziffer 16) sowie mit heutigen und zukünftigen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen aus dem Stromverkauf oder Mieteinzahlungen (siehe Anhangziffer 14) branchenüblich besichert. Zudem wurden Sichteinlagen mit einem
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 112 Buchwert von TEUR 13.409 (2025: TEUR 15.490) (siehe Anhangziffer 15) für bestimmte Bankdarlehen verpfändet. Dies sind die Schuldendienstreservekonten bzw. Bausparkonten, auf die im Zuge von planmäßigen Kapitaldiensten zugegriffen werden kann. Zum Bilanzstichtag gab es Zinsabgrenzungen auf die oben dargestellten Darlehen i. H. v. TEUR 26 (2025: TEUR 238), die in den kurzfristigen Teil gesicherter Bankdarlehen und Zinsabgrenzungen dargestellt wurden. Am 30. Juni 2026 wurden zwei Bankdarlehen im Zusammenhang mit Solarparks über einen Betrag von EUR 0,2 Mio. nicht vollständig ausgezahlt. Es lagen zum Bilanzstichtag keine Verstöße gegen Covenants aus Bankverbindlichkeiten vor. Die Entwicklung der Bankdarlehen lässt sich folgender Tabelle entnehmen in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Stand zum Anfang des Berichtszeitraums 168.957 175.352 Konsolidierungskreisänderungen - 204 Neue Bankdarlehen 179 25.068 Rückzahlung von Bankdarlehen -14.843 -31.562 Neubewertung von Bankdarlehen -54 -105 Stand zum Ende des Berichtszeitraums 154.293 168.957
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 113 22.3. LEASINGVERBINDLICHKEITEN Die ausstehenden Leasingverbindlichkeiten weisen zum Bilanzstichtag folgende Konditionen aus: Leasingverbindlichkeiten in Verbindung mit 30.06.2026 31.12.2025 in TEUR Währung Zins- satz * Fälligkeits- jahr Nennbetrag Buchwert Nennbetrag Buchwert einem Grundstück EUR 2,0 % 2032 10 8 10 9 Solarparks Belgien EUR 2029-2031 2.407 2.375 2.700 2.669 Gestattungsverträgen i. V. m. Solarparks EUR 2,1 % 2020-2052 41.297 33.804 43.370 35.774 Gestattungsverträgen i. V. m. Windparks EUR 1,6 % 2020-2043 1.403 1.239 1.403 1.229 Gestattungsverträgen i. V. m. sonstigen Vermögenswerten EUR 2,2 % 2020-2027 35 35 47 46 Gesamt 45.152 37.461 47.530 39.727 * Es handelt sich um den Grenzfremdkapitalzinssatz Es lagen zum Bilanzstichtag keine Verstöße gegen Leasingverbindlichkeiten vor. Bedingte Mietzahlungen gab es im Berichtszeitraum wie auch im Vorjahrszeitraum nicht. Die Entwicklung der Leasingverbindlichkeiten lässt sich folgender Tabelle entnehmen: in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Stand zum Anfang des Berichtszeitraums 39.727 42.232 Neue Leasingverhältnisse 803 39 Rückzahlung von Leasingverhältnissen -2.221 -3.283 Neubewertung der Gestattungsverträge i. V. m. Solarparks -1.216 -21 Aufzinsung von Leasingverhältnissen 376 769 Abgänge - -9 Stand zum Ende des Berichtszeitraums 37.461 39.727
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 114 22.4. UNGESICHERTE ANLEIHEN A. Optionsanleihe 2023 Der Konzern bilanziert eine Optionsanleihe aus dem Geschäftsjahr 2023, verschiedene Schuldscheindarlehen, sowie auch einige Crowdfunding-Darlehen, die als ungesicherte Anleihen ausgewiesen werden. in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Optionsanleihe 2023 Nominalzinssatz Fälligkeitsjahr Nennbetrag Buchwert Nennbetrag Buchwert Optionsanleihe 2023 2,50 % 2023-28 6.917 6.515 6.917 6.453 Gesamt 6.917 6.515 6.917 6.453 B. Crowdfunding-Anleihen Mit dem Erwerb des Tochterunternehmens 7C Groeni BV im Januar 2021 wurden projektbezogene Crowdfunding- Anleihen mit einem Buchwert vom EUR 1,3 Mio., die von individuellen Investoren gezeichnet wurden, übernommen. Die Projektanleihen dienen zur Finanzierung der Eigenmittel der Projekte der 7C Groeni BV. Am Bilanzstichtag stellen sich diese Anleihen wie folgt zusammen: in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Projektanleihen Fälligkeit Nominalzinssatz Fälligkeitsjahr Nennbetrag Buchwert Nennbetrag Buchwert Tranche A Annuität 4,50 %-5,00 % 31.12.2028 305 329 334 360 Tranche E Annuität 1,75 % 28.11.2031 50 50 50 50 Gesamt 355 379 384 410 Der kurzfristige Teil dieser Anleihen betrug am 30. Juni 2026 TEUR 72 (2025: TEUR 116). 23. VERBINDLICHKEITEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND SONSTIGE VERBINDLICHKEITEN in TEUR 30.06.2026 31.12.2025 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 6.903 4.772 Sonstige langfristige Verbindlichkeiten 146 146 Lang- und kurzfristige Zuwendungen der öffentlichen Hand 1.047 1.047 Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten 4.771 1.580 Gesamt 12.868 7.545 Die sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten sind im Vergleich zum 31. Dezember 2025 um EUR 3,2 Mio. gestiegen. Dies ist hauptsächlich auf den Anstieg der Umsatzsteuerverpflichtungen (TEUR 3.058). Die übrigen kurzfristigen sonstigen Verbindlichkeiten bestehen im Wesentlichen aus Verbindlichkeiten aus der Umsatzsteuer (TEUR 3.058), Verbindlichkeiten aus dem Erwerb der FPM Solar Epsilon GmbH & Co. KG (TEUR 499), Personalverbindlichkeiten (TEUR 223) und bedingten aufgelaufenen Abgrenzungsposten (TEUR 406) und sonstige kurfristigen Verbindlichkeiten (TEUR 585). Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen stiegen im Vergleich zum Vorjahresende von EUR 2,1 Mio. auf EUR 6,9 Mio. Diese Verbindlichkeiten bestehen im Wesentlichen aus unbezahlten Rechnungen an
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 115 Generalunternehmer für Solaranlagen in Deutschland und Belgien, die sich noch im Bau befinden, sowie ausstehende Betriebs- und Wartungsrechnungen. Der Konzern hat in den belgischen Investitionszuschussausschreibungsverfahren mehrere Zuschläge erhalten, deren Auszahlung zum Bilanzstichtag noch nicht erfolgt war, jedoch durch den Konzern als so gut wie sicher einschätzt wurde. Zum Bilanzstichtag wies der Konzern derartige Investitionszuschüsse i. H. v. TEUR 1.047 (i. VJ.: TEUR 1.047) bilanziell aus. 24. LANGFRISTIGE RÜCKSTELLUNGEN 30.06.2026 Rückbau- verpfl. Gewähr- leistung Projekt- geschäft Einzel- risiken Grundbesitz & Leasing- verhältnisse Sonstige Gesamt Stand zum 1. Januar 2026 27.180 189 251 668 1.940 66 30.294 Erhöhung der Rückstellungen 15 15 In Anspruch genommene Rückstellungen -4 -4 Auflösung von Rückstellungen -4 -4 Aufzinsung bzw. Abzinsung 544 1 545 Stand zum 30. Juni 2026 27.740 190 251 664 1.936 66 30.848 31.12.2025 Rückbau- verpfl. Gewähr- leistung Projekt- geschäft Einzel- risiken Grundbesitz & Leasing- verhältnisse Sonstige Gesamt Stand zum 1. Januar 2025 24.711 581 444 674 1.742 66 28.217 Neue Rückstellungen 1.906 1.906 Erhöhung der Rückstellungen 109 100 8 300 517 In Anspruch genommene Rückstellungen -1 -101 -102 Auflösung von Rückstellungen -445 -504 -292 -14 -1.255 Aufzinsung bzw. Abzinsung 1.008 3 1.011 Stand zum 31. Dezember 2025 27.180 189 251 668 1.940 66 30.295 A. RÜCKBAUVERPFLICHTUNGEN Die Rückbauverpflichtungen betreffen die Kosten, die nach Betriebsende einer Solar- und Windkraftanlage, d. h., nach 10 bis 30 Jahren entstehen, wenn diese zurückgebaut wird. Die Rückbaukosten werden vom Konzern geschätzt. Es wird dabei ein vom Markt abgeleiteter Preis je kWp zum Rückbau angenommen, der mit einer geschätzten Preissteigerungsrate bis zum Zeitpunkt des Rückbaus aufgezinst wird. Dieser Betrag wird zum diskontierten Wert in einer Summe angesetzt und jedes Jahr aufgezinst. B. GEWÄHRLEISTUNGEN Die Rückstellung für Gewährleistungen bezieht sich hauptsächlich auf Anlagen, die in der Vergangenheit von der COLEXON gebaut wurden und für die es Gewährleistungsrisiken gibt. Die Risiken in Bezug auf die
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 116 Wahrscheinlichkeit als auch auf den Umfang wurden im Rahmen der Kaufpreisallokation geschätzt und seit dem Erstansatz kontinuierlich überprüft. Für alle angesetzten Rückstellungen sind Beweissicherungsverfahren bzw. Rechtstreite eingeleitet. Die Gewährleistungsrückstellungen betreffen Rechtstreite, welche sich in den meisten Fällen in der Berufungsinstanz, in einzelnen Fällen noch in der ersten Instanz befinden. Die Inanspruchnahmen dieser Garantien bzw. Urteile in erster oder zweiter Instanz werden nach größter Wahrscheinlichkeit in einem Zeitraum zwischen ein und zwei Jahren stattfinden. Die Schätzungen der Höhe und des Umfangs der Inanspruchnahme beruhen auf langjähriger Erfahrung mit Altkunden der COLEXON, die jedoch einer gewissen Unsicherheit unterliegen. Der Umfang und die Wahrscheinlichkeit der Inanspruchnahme ist als sehr hoch einzustufen, obwohl der Ausgang der Verfahren zum Bilanzstichtag äußerst schwer einzuschätzen ist. Bzgl. der Höhe der Inanspruchnahme bestehen abhängig von den Verfahrensausgängen naturgemäß erhebliche Unsicherheiten. Die Ressourcenabflüsse können daher deutlich niedriger oder signifikant höher ausfallen. C. EINZELRISIKEN Die Einzelrisiken bestehen aus übernommenen Eventualverbindlichkeiten (welche gemäß IFRS 3 im Rahmen der Kaufpreisallokation angesetzt wurden und nun fortgeführt werden). Die Einzelrisiken ergeben sich im Wesentlichen aus Rückkaufverpflichtungen einzelner Anlagen, die von der COLEXON gebaut wurden. Die Rückkaufverpflichtungen können erst in 5 Jahren Auswirkungen zeigen. D. GRUNDBESITZ UND LEASINGVERHÄLTNISSE Der Konzern hat im Rahmen eines Unternehmenserwerbs nach IFRS 3 im Jahr 2017 die Verpflichtung im Rahmen eines Leasingverhältnisses übernommen, die Dächer, auf denen der Konzern eigene Solardachanlagen betreibt, instand zu halten. Der Konzern hat im Geschäftsjahr festgestellt, dass es bei der Instandhaltung der Dächer im Vorerwerbszeitraum zu Reparaturrückständen gekommen ist. Im Geschäftsjahr wurde der Konzern weiterhin von der Vertragspartei aufgefordert, die Instandhaltungsrückstände vorzunehmen. Der Konzern befindet sich derzeit mit der Vertragspartei in Verhandlungen, ob sowie in welchem Zeitraum und in welchem Umfang noch genauer zu definierende Instandhaltungsmaßnahmen vorzunehmen sind. Der Konzern stuft jedoch den Mittelabfluss als wahrscheinlich ein und hat dementsprechend eine Rückstellung dafür gebildet. Bzgl. der Höhe der Inanspruchnahme bestehen jedoch abhängig von den Verhandlungen mit der Vertragspartei naturgemäß erhebliche Unsicherheiten. Die Ressourcenabflüsse können daher niedriger oder höher ausfallen. Der Konzern hat ein Grundstück im Eigentum, auf dem im Berichtszeitraum Altlasten ausfindig gemacht worden sind. Die Pflicht zur Beseitigung der Altlasten obliegt nach Gesetz dem Grundstückeigentümer, sodass der Konzern einen Mittelabfluss als wahrscheinlich einstuft. Der Konzern hat im Berichtszeitraum dazu eine Rückstellung gebildet. Es bestehen erhebliche Unsicherheiten bzgl. des Umfangs der Altlasten, der Beseitigungskosten sowie des Zeitraums, in dem die Altlasten entfernt werden sollen, sodass die Inanspruchnahme der Rückstellung mit einer großen Unsicherheit verbunden ist. Die Ressourcenabflüsse können daher niedriger oder höher ausfallen. E. RÜCKSTELLUNGEN I. V. M. DEM PROJEKTGESCHÄFT Der Konzern betreibt derzeit eine Solaranlage, die aus Sicherheitsgründen mit hoher Wahrscheinlichkeit vom gegenwärtigen Standort abgebaut und an einem neuen Standort neu aufgebaut werden muss. Es wurde für den Fall, dass dieses Risiko tatsächlich eintritt eine Rückstellung i. H. v. EUR 0,2 Mio. gebildet.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 117 Der Konzern hat außerdem Rückstellungen i. H. v. EUR 0,4 Mio. gebildet für Beträge, die u. U gezahlt werden müssen, wenn Unterlagen i. V. m. Solarparks, die die Vergangenheit, im vorliegenden Fall häufig den Vorerwerbszeitraum, betreffen, nach Aufforderung nicht, nicht vollständig oder nicht in angemessener Zeit vorgelegt werden können. 25. NAHESTEHENDE UNTERNEHMEN UND PERSONEN 25.1. GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT MITGLIEDERN DES MANAGEMENTS IN SCHLÜSSELPOSITIONEN A. VERGÜTUNG DER MITGLIEDER DES MANAGEMENTS IN SCHLÜSSELPOSITIONEN Die Vergütung der Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen umfasst: in TEUR 2026H1 2025H1 Kurzfristig fällige Leistungen 496 282 Gesamt 496 282 Die Vergütung für die bestehenden Mitglieder des Managements betrug für das erste Halbjahr 2026 TEUR 496 (2025H1: TEUR 282) für ihre Funktionen im Konzern (mittelbar und unmittelbar). B. GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT MITGLIEDERN DES MANAGEMENTS IN SCHLÜSSELPOSITIONEN Die Vorstandsmitglieder verfügen über 2,6 % der Stimmrechtsanteile des Unternehmens am Tag der Veröffentlichung. Der zusammengefasste Wert der Geschäftsvorfälle und der ausstehenden Salden in Zusammenhang mit Mitgliedern des Managements in Schlüsselpositionen und Unternehmen, über die sie die Beherrschung oder maßgeblichen Einflüsse haben, waren wie folgt: in TEUR Werte der Geschäftsvorfälle Salden ausstehend zum 30. Juni Geschäftsvorfall 2026H1 2025H1 2026H1 2025H1 Dienstleistung (*) Fremdleistung (**) 1 41 1 40 - - - - (*) der Konzern erbringt Buchführungsdienstleistungen für eine Gesellschaft eines Vorstands des Konzerns. (**) Ein Vorstand stellte dem Konzern mittelbar über eine Gesellschaft im Geschäftsjahr eine Mitarbeiterin zur Verfügung. Diese Transaktion wurde als Fremdleistung in den betrieblichen Aufwendungen erfasst und hier separat dargestellt. Die Überlassung von Mitarbeitern wird zu Marktwerten abgegolten. C. GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT MITGLIEDERN DES AUFSICHTSRATS Es gab weder im Berichtszeitraum noch im Vorjahreszeitraum Geschäftsvorfälle oder ausstehende Salden aus solchen Geschäftsvorfällen im Zusammenhang mit Mitgliedern des Aufsichtsrats oder Unternehmen, über die sie die Beherrschung oder maßgeblichen Einflüsse haben.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 118 D. GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY- METHODE BEWERTET WERDEN in TEUR Viriflux BV Zweite Solarpark Nowgorod GmbH & Co. KG Verkauf von Dienstleistungen 13 1 Sonstiger betrieblicher Ertrag - - E. GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT SONSTIGEN NAHESTEHENDEN PERSONEN Im Berichtszeitraum gab es keine Geschäftsvorfälle mit sonstigen nahestehenden Personen. 26. EREIGNISSE NACH DEM ABSCHLUSSSTICHTAG EINZIEHUNG AKTIEN - 27. JULI 2026 Aufgrund des Ermächtigungsbeschlusses der Hauptversammlung vom 2. Juni 2026 hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates am 6. Juli 2026 beschlossen, das Grundkapital durch Einziehung von 2.500.000 Aktien herabzusetzen. Die Kapitalherabsetzung druch Einziehung wurde am 27. Juli 2026 im Handelsregister eingetragen. Die Aktienzahl der Gesellschaft nach dieser Einziehung beträgt 78.867.767 Aktien. AKTIENRUCKKAUFPROGRAMM 2026 II - 4. AUGUST 2026 Der Vorstand der 7C Solarparken AG hat am 4. August 2026 mit Zustimmung des Aufsichtsrats der Gesellschaft beschlossen, einen Rückkauf von bis zu 2.250.000 Aktien der Gesellschaft zu einem Gesamtkaufpreis (ohne Erwerbsnebenkosten) von bis zu EUR 4.275.000,00 über die Börse durchzuführen. Der Aktienrückkauf erfolgt auf der Grundlage der Ermächtigung der Hauptversammlung der Gesellschaft vom 2. Juni 2026. Alle Rückkäufe werden über eine Bank abgewickelt. Die Aktienrückkäufe sollen zu einem Kursniveau von maximal EUR 1,90 je Aktie durchgeführt werden. Das Rückkaufprogramm wird am 5. August 2026 beginnen und spätestens am 23. Dezember 2026 enden. Es ist möglich, dass die Gesellschaft nicht die vollen EUR 4.275.000,00 für Rückkäufe verwenden wird. Die zurückerworbenen Aktien können zu allen im Ermächtigungsbeschluss der Hauptversammlung vom 2. Juni 2026 vorgesehenen Zwecken verwendet werden. Die Gesellschaft behält sich das Recht vor, den Rückkauf ihrer Aktien jederzeit zu ändern oder zu beenden. WEGFALL GRÜNSTROMZERTIFIKATEN BEI NEGATIVEN STROMPREISEN – 11. SEPTEMBER 2026 Mit dem Regierungsbeschluss vom 11. September 2026 hat die flämische Regierung beschlossen, die Gewährung von Grünstromzertifikaten für Solaranlagen in Zeiträumen, in denen negative Strompreise vorherrschen ab dem 1. Januar 2027 zu beenden. Diese Maßnahme wird für Anlagen mit einer Größe oberhalb 400 kW für Anlagen mit Inbetriebnahmedatum vor dem Jahr 2026 und oberhalb 200 kW für Anlagen ab dem Jahr 2026 Anwendung finden. Der Konzern betreibt mehrere Solaranlagen die von diesem Beschluss betroffen sind. Der Konzern schätzt, dass durch diese Maßnahme die Umsatzerlöse im Jahr 2027 um EUR 0,2 Mio. negativ beeinflusst werden. Der Konzern hat die betroffen Solaranlage aufgrund dieses Ereignisses einen Wertmindertungtest unterzogen, voraus sich keinen Wertminderungsbedarf ergab.
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 119 27. ABKÜRZUNGS- UND BEGRIFFSVERZEICHNIS 2025 Steht für das volle Geschäftsjahr 2025 vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2025H1/2026H1 Steht für die erste Hälfte des Geschäftshalbjahr 2025 bzw. 2026 jeweils bezogen auf den Zeitraum vom 01. Januar bis zum 30. Juni EPC Steht für Engineering, Procurement and Construction und betrifft den Vertragsgegenstand eines Kauf- oder Werkvertrages, der Design, Komponentenbeschaffung und den Bau einer PV-Anlage zum Vertragsgegenstand hat B&W Betrieb und Wartung, auch Operation & Maintenance (O&M) genannt BESS Battery Energy Storage System COLEXON Der börsennotierte Konzern oder die Gesellschaft, bevor sie am 9. September 2014 übernommen wurde Einspeisevergütung Die Vergütung, die für den ins Netz eingespeisten Strom bezahlt wird Direktvermarktung Stromverkauf an der EEX-Börse EEG Gesetz für den Ausbau Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz) GW Gigawatt GWp Gigawatt Peak Mitglied des Managements Die Vorstandsmitglieder selbst, sowie auch die Gesellschaften, die von den Vorstandsmitgliedern beherrscht werden und die im Management tätig sind MWp Megawatt Peak kWp Kilowatt Peak AktG Aktiengesetz HGB Handelsgesetzbuch IFRS International Financial Reporting Standards PV-Anlage Photovoltaik-Anlage PV Estate Erwerb von Immobilienobjekten, die (teilweise) für die Erzeugung von Solarstrom genutzt werden
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 120 28. ORGANE DER GESELLSCHAFT A. MITGLIEDER DES VORSTANDS Steven De Proost CEO Seit 01.06.2014 Wohnort Betekom, Belgien Ausbildung Wirtschaftsingenieur Koen Boriau CFO Seit 28.05.2014 Wohnort Antwerpen, Belgien Ausbildung Master Wirtschaftswissenschaften Philippe Cornelis CTO Seit 17.02.2025 Wohnort Belsele, Belgien Ausbildung Bachelor Elektromechanik B. MITGLIEDER DES AUFSICHTSRATS Joris De Meester Mitglied Seit 15. Februar 2013 Vorsitzender Seit 15. Juli 2016 Stellvertretender Vorsitzender Bis 15. Juli 2016 Berufliche Tätigkeit Geschäftsführer OakInvest BV, Antwerpen, Belgien Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr.10 HGB: - Verwalter, HeatConvert U.A., Goor, Niederlande - Verwalter, PE Event Logistics Invest NV, Leuven, Belgien - Verwalter, Family Backed Real Estate NV, Antwerpen, Belgien - Verwalter, Sebiog-Invest BV, Brecht, Antwerpen, Belgien - Verwalter, JPJ Invest NV, Sint-Martens-Latem, Belgien - Verwalter, NPG Bocholt NV, Bocholt, Belgien - Verwalter, Biopower Tongeren NV, Tongeren, Belgien - Verwalter, Sebiog Group NV, Bocholt, Belgien - Verwalter, Agrogas BV, Geel, Belgien - Verwalter, ExCausa BV, Geel, BelgienVerwalter, Agrogas BV, Geel, Belgien - Verwalter, Caloritum NV, Antwerpen, Belgien
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Die Anhangziffern auf Seiten 72 bis 121 sind integraler Bestandteil des Konzernzwischenabschlusses. 121 Bayreuth, 22. September 2026 Steven De Proost Koen Boriau Philippe Cornelis Vorstandsvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO) Vorstand Paul Decraemer Mitglied Seit 14. Juli 2017 Berufliche Tätigkeit Geschäftsführer Paul Decraemer BV, Lochristi, Belgien Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr.10 HGB: - Verwalter, Seelution AB, Göteborg, Schweden - Verwalter, ABO-Group Environment NV, Gent, Belgien Andrea Meyer Mitglied Seit 17. Februar 2025 Berufliche Tätigkeit Steuerberaterin i.R., Wirtschaftsprüfering i.R. Aufsichtsratsmandate und Mitgliedschaften in vergleichbaren Kontrollgremien nach § 285 Nr.10 HGB: - Kuratoriumsmitglied, Hans-Frisch-Stiftung, Nürnberg
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122 WEITERE INFORMATIONEN
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123 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER „Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen des Konzernzwischenabschlusses ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und dass im Konzernzwischenlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses sowie die Lage der Gesellschaft bzw. des Konzerns so dargestellt werden, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird und die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.“ Bayreuth, 22. September 2026 Steven De Proost Koen Boriau Philippe Cornelis Vorstandsvorsitzender (CEO) Finanzvorstand (CFO) Vorstand
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124 DISCLAIMER Der vorliegende Bericht enthält in die Zukunft gerichtete Aussagen, die auf der Überzeugung des Vorstands der 7C Solarparken AG beruhen und dessen aktuelle Annahmen und Schätzungen widerspiegeln. Diese zukunfts- bezogenen Aussagen sind Risiken und Unsicherheiten unterworfen. Viele derzeit nicht vorhersehbare Fakten könnten bewirken, dass die tatsächlichen Leistungen und Ergebnisse der 7C Solarparken AG bzw. des Konzerns anders ausfallen. Unter anderem können das sein: die Nichtakzeptanz neu eingeführter Produkte oder Dienstleistungen, Veränderungen der allgemeinen Wirtschafts- und Geschäftssituation, das Verfehlen von Effizienz- oder Kostenreduzierungszielen oder Änderungen der Geschäftsstrategie. Der Vorstand ist der festen Überzeugung, dass die Erwartungen dieser vorausschauenden Aussagen stichhaltig und realistisch sind. Sollten jedoch vorgenannte oder andere unvorhergesehene Risiken eintreten, kann die 7C Solarparken AG nicht dafür garantieren, dass die geäußerten Erwartungen sich als richtig erweisen.