ENGIE - Annual Report 2021 | FinancialReports.eu

Publication

ENGIE Deutschland AG

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2021 bis zum 31.12.2021

ENGIE S.A.

Courbevoie/ Frankreich

befreiender Konzernabschluss der ENGIE S.A. zum 31.12.2021 gem. § 291 HGB

Das ist eine freie, unverbindliche Übersetzung des in französischer Sprache erstellten Konzernabschlusses der ENGIE S.A., Courbevoie, Frankreich, ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern. Im Zweifelsfall gelten die Aussagen im " DOCUMENT D'ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021 " der ENGIE-Gruppe (https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2022-03/ENGIE_DEU_2021_MEL_FR.pdf).

6 Finanzinformationen

6.1 Prüfung der Finanzlage

6.1.1 Lagebericht

6.1.1.1 Ergebnisse 2021 für ENGIE

Die im Folgenden präsentierten und zuvor bereits veröffentlichten Abschlüsse wurden neu berechnet, um die Darstellung der Abschlüsse der zum Verkauf gehaltenen Geschäftstätigkeit von EQUANS per 31. Dezember 2020 (Gewinn- und Verlustrechnung, Gesamtergebnisrechnung und Kapitalflussrechnung) als aufgegebenem Geschäftsbereich (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") zu berücksichtigen, denn es ist ein wesentlicher getrennter Geschäftsbereich im Sinne von IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche. Eine Überleitung der veröffentlichten Daten auf die neu berechneten Vergleichsdaten wird in Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2020" zum Konzernabschluss dargestellt.

Finanzergebnisse 2021 für ENGIE

Strategie in Aktion

Starke Performance 2021 erfüllt hohe Erwartungen Mittelfristig sind Zuwächse bei den Ergebnissen zu erwarten

Geschäftliche Höhepunkte


―	Mit 2021 in Betrieb genommenen 3 GW und einer nunmehr installierten Gesamtkapazität von mehr als 34 GW wird weiter in Wachstum investiert, insbesondere bei Renewables.
―	Veräußerung von EQUANS ist im Zeitplan, der Abschluss wird für H2 2022 erwartet;
―	Große Fortschritte bei der Vereinfachung durch unterzeichnete oder vollzogene Veräußerungen im Umfang von 9,2 Mrd. €;
―	Mit 92 % gute Verfügbarkeit bei Nuclear in Belgien;
―	Durch die Veräußerung von Jorge Lacerda in Brasilien und die Schließung von Tejo in Portugal weitere Fortschritte beim Kohleausstieg;
―	Neuorganisation etabliert: 4 GBU mit GuV-Verantwortlichkeit, die Disziplin und Konsistenz voranbringen.

Finanzergebnis


―	Finanzziel 2021 (1) mit einem "Gesamt"-Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NRIgs) von 3,2 Mrd. €, einschließlich EQUANS, im oberen Teil der Spanne erreicht;
―	Laufender NRIgs von 2,9 Mrd. €, deutlicher EBIT-Zuwachs mit einem Plus von 42 % auf organischer Basis auf 6,1 Mrd. € dank eines günstigen Preisumfelds und guter operativer Performance;
―	Gute Liquidität und Bilanz sorgten für ein nahtloses Management des Commodity-Preisumfelds mit Auswirkung von Einschussforderungen auf den CFFO;
―	Dividende von 0,85 € je Aktie für 2021 vorgeschlagen;
―	Angekündigte Finanzziele für 2022-2024 mit einem für 2024 erwarteten NRIgs von 3,3-3,5 Mrd. €.

1 Hauptannahmen für die Zielsetzung für das Geschäftsjahr 2021, die im November 2021 erhöht wurde: Marktpreise für Commodities wie am 29. Oktober 2021; durchschnittliche Forex-Kurse für das Geschäftsjahr 2021: €/$: 1,20 €/BRL: 6,28; Verwässerungseffekt von bis zu 0,1 Mrd. € beim EBIT aus Veräußerungen 2021; keine größeren Abweichungen vom Muster der Covid-Maßnahmen über 9 Monate 2021, keine Auswirkung der eingefrorenen regulierten Gastarife in Frankreich auf die GuV, ein wiederkehrender Effektivsteuersatz von 27 %, eine durchschnittliche Temperatur in Q4 2021 in Frankreich; keine größeren regulatorischen oder makroökonomischen Änderungen; keine Änderung der Bilanzierungsmethoden der Gruppe; keine Bilanzierung als "aufgegebene Geschäftsbereiche"

6.1.1.1.1 Wichtige Finanzkennzahlen am 31. Dezember 2021

In Milliarden Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
Erträge	57,9	44,3	+30,6 %	+33,1 %
EBITDA	10,6	8,9	+18,6 %	+21,9 %
EBIT	6,1	4,5	+36,8 %	+42,2 %
Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführter Geschäftstätigkeit	2,9	1,7	+69,7 %
Konzernanteil
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss	3,2	1,7	+85,4 %
Jahresüberschuss, Konzernanteil	3,7	(1,5)	-	-
CAPEX (1)	8,0	7,5	+6,0 %	-
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO) (2)	6,3	6,6	-5,3 %	-
Nettofinanzschulden (3)	25,3	22,5	2,9 gegenüber dem 31.Dez. 2020
Wirtschaftliche Nettoschuld	38,3	37,4	0,9 gegenüber dem 31.Dez. 2020
Nettofinanzschulden	3,6x	4,2x	-0,6x

(1) Abzüglich DBSO (Develop, Build, Share and Operate - erschließen, bauen, gemeinsam nutzen und betreiben) und der Erträge aus Tax Equity

(2) Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit: Freier Cashflow vor Instandhaltungs-Capex und Finanzierung von Rückstellungen für Kernenergie

(3) Die Nettofinanzschulden sind konzerninterne Proforma-Schulden von EQUANS (0,4 Mrd. €)

6.1.1.1.2 Aussichten und Zielsetzungen 2022-2024

Die folgenden Prognosen basieren auf Daten, Annahmen und Schätzungen, die die Gruppe zum Zeitpunkt der Herausgabe dieses Dokuments für vertretbar ansah.

Diese Daten und Annahmen können sich aufgrund von Unsicherheiten im wirtschaftlichen, finanziellen, bilanziellen, wettbewerblichen, regulatorischen und steuerlichen Umfeld oder aufgrund anderer Faktoren, von denen die Gruppe zum Zeitpunkt der Registrierung des Lageberichts keine Kenntnis hat, weiterentwickeln oder ändern. Außerdem sind zutreffende Prognosen von der erfolgreichen Strategie der Gruppe abhängig. Daher kann die Gruppe weder versprechen noch gewährleisten, dass die in diesem Abschnitt dargestellten Prognosen eintreffen.

Diese Prognosen und die ihnen zugrunde liegenden Annahmen wurden auch gemäß den Bestimmungen der Delegierten Verordnung (EU) 2019/980 in Ergänzung der Verordnung (EU) 2017/1129 und der Empfehlungen der ESMA zu Prognosen erarbeitet.

Die nachstehende Prognose ist das Ergebnis des Budgets und der mittelfristigen Planung wie in Anhang 14 zum Konzernabschluss per 31. Dezember 2021 beschrieben. Sie wurde vergleichend mit historischen Finanzinformationen und nach den Rechnungslegungsmethoden für den Konzernabschluss der Gruppe erstellt.

6.1.1.1.2.1 Annahmen

―

Strategie: Bekräftigung und Intensivierung der Anstrengungen der Gruppe, ENGIE als führende Kraft in der Energie- und Klimawende zu etablieren. Die Gruppe konzentriert sich darauf, die noch laufenden Strategie-Reviews mit dem Ziel größerer Wertschöpfung abzuschließen und ihr Kapital effizient für Wachstum zuzuteilen, insbesondere bei Renewables, Infrastructure und assetbasierten Geschäften von Client Solutions;

―

Vorgaben des Gesundheitswesens: kein verschärfter Lockdown wegen Covid-19;

―

Wechselkurse: mittlerer Forex:

―


―	€/USD: 1,14 für 2022, 1,16 für 2023 und 1,18 für 2024,
―	€/BRL: 6,38 im Zeitraum 2022-2024;

―

regulierte Tarife für Frankreich Infrastructures:

―


―	Verteilung, Transport und Speicherung: Tarife, wie von der CRE im Januar 2020 veröffentlicht,
―	Regasifizierung: Tarife, wie von der CRE im Januar 2021 veröffentlicht;

―

regulierte Gas- und Stromtarife in Frankreich: vollständige Aufnahme der Lieferkosten in die französischen B2C-Liefertarife;

―

durchschnittliche Produktion bei Wasserkraft-, Windkraft- und Solaranlagen;

―

Kernenergie:

―


―	Ausstieg aus der Kernenergie beginnt mit Doel 3 im Oktober 2022 und Tihange 2 im Februar 2023,
―	Verfügbarkeit von Kernenergie in Belgien: ca. 90 % 2022, 88% 2023 und 95% 2024 - ausgehend von Verfügbarkeiten wie am 1. Januar 2022 in der REMIT-Verordnung veröffentlicht, ohne endgültige Abschaltungen (was bedeutet: ca. 88 %/60 %/53 % bei einer Verfügbarkeit von 0 % für die belgischen Reaktoren, die gemäß belgischer Gesetzgebung endgültig abzuschalten sind);

―

besicherte Volumen und Preise für die direkte Stromerzeugung per 31. Dezember 2021:

―


―	80% bei 60 €/MWh 2022,
―	64% bei 55 €/MWh 2023,
―	32% bei 57 €/MWh 2024;

―

Commodity-Marktpreise: durchschnittliche Preise in H2 2021:

In €/MWh	2022	2023	2024
Strom Base BE	118	79	67
Strom Base FR	132	84	71
CSS Peak/Base NL	20 /(1)	10 /(4)	9 /(3)
CSS Peak/Base BE	18 /(4)	12 /(5)	12 /(3)
CSS Peak/Base IT	22 /(10)	15 / 6	15 / 5
CSS Peak/Base FR	50 / 10	24 /(1)	21 / 0
Gas TTF	48	29	22
CO2	63	64	65


―	Klima: Standardbedingungen in Frankreich (Gasverteilung und Energieversorgung + Standardproduktion aus Wasserkraft-, Windkraft- und Solaranlagen);
―	wiederkehrende Nettofinanzkosten: -1,4 bis 1,6 Mrd. € über den Zeitraum 2022-2024;
―	Abzinsungssatz für Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses: basierend auf den Marktbedingungen am 31. Dezember 2021, wie in Anhang 21 zum Konzernabschluss beschrieben;
―	keine maßgeblich veränderte Bilanzierung gegenüber 2021;
―	keine größeren regulatorischen oder makroökonomischen Änderungen im Vergleich zu 2021.

6.1.1.1.2.2 Finanzziele für 2022-2024

Der im letzten Jahr mit dem strategischen Plan bis 2023 erreichte Fortschritt bildet die Grundlage dafür, dass ENGIE auf dem Weg zur Klimaneutralität ist und dabei langfristiges Wachstum sichert.

Mittelfristig geht die Gruppe bis 2024 davon aus, dass Wachstum hauptsächlich durch Investitionen bei Renewables und durch bessere Ergebnisse bei Energy Solutions sowie durch einen stabilen Beitrag von Networks zu erwarten ist. Eine deutlich verbesserte Performance sollte ebenfalls höhere Erlöse bringen. Alle diese Treiber sollten mehr als nur ein Ausgleich für den Rückgang bei Nuclear in Belgien durch den geplanten Ausstieg bis 2025 sein und stetig wachsende Ergebnisse und Dividenden voranbringen.

Annahme für europäische Commodity-Preise bei der Zielvorgabe für das verbleibende Händlerrisiko: Angesichts des höchst volatilen europäischen Commodity-Preisumfelds hat ENGIE in den Vorgaben einen aktualisierten Ansatz für die Terminpreis-Annahme gewählt. Diese Preisannahme gilt für nicht besicherte Positionen und ist insbesondere für die Kernenergieproduktion in Belgien und Frankreich und Strom aus Wasserkraft in Frankreich relevant. Die Preisannahme für die Finanzziele 2022-2024, wie sie heute besteht, beruht auf dem Mittel der europäischen Terminpreise im gesamten H2 2021. Das ist ein neuerer Ansatz als in der Vergangenheit, als die Vorgabe auf den europäischen Terminpreisen am 31. Dezember des Vorjahres basierte.

Daher sieht ENGIE für 2022 bis 2024 vor:

In Mrd. €	Ergebnisse 2022	Ergebnisse 2023	Ergebnisse 2024
EBITDA	10,7 - 11,1	10,9 - 11,3	11,3 - 11,7
EBIT	6,1 - 6,5	6,2 - 6,6	6,4 - 6,8
Vorgabe NRIgs	3,1 - 3,3	3,2 - 3,4	3,3 - 3,5

ENGIE setzt weiterhin auf "einen starken Investment Grade" und strebt einen wirtschaftlichen Nettoverschuldungsgrad von kleiner oder gleich 4,0x zum EBITDA an.

Würde man vergleichsweise den früheren Ansatz für Preisannahmen per 31. Dezember 2021 wählen, ergäbe dies für den Zeitraum 2022 bis 2024 rechnerisch einen deutlich höheren NRIgs: um +0,6 Mrd. € für 2022, um +0,4 Mrd. € für 2023 und um +0,2 Mrd. € für 2024.

6.1.1.1.2.3 Überblick über die Hauptziele

Die Gruppe hat klare Ziele für jedes ihrer Kerngeschäfte aufgestellt.

Bei Renewables will ENGIE 50 GW installierter Leistung bei 100 % bis 2025 und 80 GW bis 2030 erreichen. Diese Ziele können durch eine zunehmende und realistische Projektplanung erreicht werden.

Von Networks wird erwartet, dass die regulatorische Kapitalbasis in Frankreich ca. 1,5 % pro Jahr im Zeitraum 2021-2024 wächst. Auch international wird Networks zulegen.

Bei Energy Solutions sind Projekte von 14 Mrd. € in der Planung, die auch Zuwachs bedeuten.

CAPEX

ENGIE bestätigt das Ziel von 15-16 Milliarden € beim Wachstums-Capex für 2021-2023 und erwartet für 2024 eine Investition von ca. 5 Milliarden € hauptsächlich in dieselben Kerngeschäfte.

Das Instandhaltungs-Capex sollte im Mittel bei ca. 2,5 Milliarden € jährlich bis 2024 bleiben und im Laufe der Zeit sinken.

Performance

Für 2021-2023 ist ein Performance-Plan von 0,6 Mrd. € netto als Beitrag zum EBIT bestätigt. Verbesserungen werden durch Operational Excellence im Umfang von ca. 0,25 Mrd. €, Support-Funktionen von ca. 0,20 Mrd. € und verlustbringende Unternehmen von ca. 0,15 Mrd. € erwartet. Dieser Performance-Plan wird bis 2024 fortgeführt und lässt kontinuierliche Verbesserungen in ähnlicher Größenordnung wie 2022- 2023 erwarten.

Veräußerungen

Die Zahlen zur Auswirkung auf die Nettofinanzschuld für 2021-2023 wurden von zuvor 9-10 Mrd. € auf mindestens 11 Mrd. € erhöht.

ENGIE ist dabei mit unterzeichneten oder abgeschlossenen Veräußerungen in Höhe von ca. 9,2 Mrd. € gut vorangekommen. Für 2024 ist davon auszugehen, dass sich die Veräußerungen deutlich verringern, was das Portfoliomanagement einschränkt.

Entwicklung des EBIT

ENGIE erwartet ein Wachstum über den gesamten Zeitraum, angetrieben vor allem durch Investitionen (ca. +1,0 Mrd. €) und Leistung (ca. +0,7 Mrd. €). Dem stehen nur teilweise Konsolidierungs- (ca. -0,3 Mrd. €) und sonstige Effekte wie Volumen, Preise oder Wechselkurse in einem aggregierten Umfang von ca. -0,7 bis -1,1 Mrd. € gegenüber.

Hinsichtlich der jährlichen Wachstumsrate CAGR des EBIT werden für 2021 bis 2024 5-6 % für das Kerngeschäft und 1,5-3,5 % für ENGIE insgesamt (mit Nuclear) erwartet.

Die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung 2022 nach Geschäftsfeld

	Erwartete Treiber
Renewables	Wachstum, angeschoben durch neu in Betrieb genommene Kapazität, höhere Preise und Aufholung nach dem Kälteeinbruch 2021 in Texas, teilweise gedämpft dadurch, dass die GFOM-Regelung in Brasilien keine Gewinne mehr verspricht
Networks	Aufholung nach den tiefen Temperaturen 2021 und eine geringere (abgefederte) RAB-Vergütung in Frankreich, die zum Teil durch Wachstum in Lateinamerika aufgefangen wurde
Energy Solutions	bessere operative Performance, der teilweise eine Aufholung nach den niedrigen Temperaturen 2021 gegenübersteht
Thermal	Normalisierung nach der starken Performance 2021 in Europa und Auswirkung des Kohleausstiegs, aufgefangen durch einen höheren Beitrag aus Chile
Supply	unter Druck wegen der Aufholung nach den niedrigen Temperaturen 2021 und des Kontextes höherer Preise für Commodities
Nuclear	höhere Preise erzielt, aber Volumen geringer (der erste Reaktor wurde im Oktober 2022 in Belgien abgeschaltet) und gestiegene Kernenergiesteuer in Belgien

Die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung 2021-2024 nach Geschäftsfeld

	Erwartete Treiber	Geschätztes EBIT 2024
Renewables	Investitionsbeitrag, höhere Preise, positive Einmaleffekte 2021	+ + + +
Networks	Geringere RAB-Vergütung in Frankreich, normale Temperatur, Investitionsbeitrag	-
Energy Solutions	Investitionsbeitrag, höherer Beitrag von EVBox	+ +
Thermal	Verwässerung, größere Spreads, geringere Zusatzleistungen und größere Verfügbarkeit der Flotte	-
Supply	normale Temperatur, größere Marge, Wachstum bei B2C-Leistungen und Stromkundenportfolio	+
Nuclear	geringere Volumen (Ausstieg in Belgien), höhere Preise	- -

Jedes "+" bedeutet ca. +200 Mio. €, jedes "-" bedeutet ca. -200 Mio. €.

6.1.1.1.3 Dividendenpolitik bekräftigt und Vorschlag von 0,85 € je Aktie für 2021

ENGIE setzt darauf, den Aktionären eine steigende und nachhaltige Dividende zu bieten.

Der Aufsichtsrat hat die Dividendenpolitik der Gruppe mit einer Ausschüttungsquote von 65-75 % des Konzernanteils am periodischen Jahresüberschuss und einer Untergrenze von 0,65 € je Aktie für die Jahre 2021 bis 2023 bekräftigt.

Für 2021 hat der Aufsichtsrat eine Ausschüttungsquote von 66 % angeboten. Das bedeutet eine Dividende von 0,85 € je Aktie, die den Aktionären auf der Hauptversammlung am 21. April 2022 zur Genehmigung vorgelegt wird.

6.1.1.1.4 Umsetzung des Strategieplans, Fundament für langfristigen Erfolg

2021 löste ENGIE Verpflichtungen in einem nie dagewesenen Energieumfeld ein und profitierte dabei von dem integrierten Geschäftsmodell. Das zeigte sich in einer hochgradigen Verfügbarkeit von Assets, in der Nutzung von Chancen durch flexible Stromerzeugung, in aktiv gemanagten Vertragspositionen und in einer vorgehaltenen starken Liquidität.

Beschleunigung bei Renewables, Energy Solutions und internationale Entwicklung bei Networks

ENGIE ist 2021 stetig weiter gewachsen.

Trotz der zunehmenden Anspannung bei den globalen Lieferketten im Laufe des Jahres 2021 nahm die Gruppe im Zeitraum 2019-2021 9 GW Kapazität aus erneuerbarer Energie in Betrieb. Die installierte Gesamtleistung beträgt nun mehr als 34 GW. Die Gruppe legt beim Wachstum von Renewables mit durchschnittlich 4 GW Leistung jährlich zu, um 2025 eine installierte Gesamtkapazität von 50 GW aus 100 % erneuerbarer Energie zu erreichen. Um diesem Anspruch gerecht zu werden, hat ENGIE einen robusten Vorlauf zu konkreten Projekten im Umfang von 66 GW.

Nach einer Zeit der von der Pandemie verursachten Unsicherheit macht sich der wirtschaftliche Aufschwung bei Energy Solutions bemerkbar. Die Stadt Paris hat sich für ENGIE und die RATP Group als Partner für das Management ihres Kältenetzes entschieden und die Konzession im Dezember 2021 um 20 Jahre verlängert.

International Networks ist mit dem Start des kommerziellen Leistungsbetriebs von Gralha Azul und ersten Stromeinspeisungstests für Novo Estado vorangekommen, den zwei Stromfernleitungen, die ENGIE in Brasilien gebaut hat.

Die Umsetzung des Veräußerungsplans kommt voran

Mit bis bislang unterzeichneten oder abgeschlossenen Veräußerungen in Höhe von ca. 9,2 Mrd. € machte ENGIE 2021 enorme Fortschritte beim Plan zur Neuausrichtung. Angesichts dessen erwartet ENGIE nun eine Auswirkung auf die Gesamtnettofinanzschuld von mindestens 11 Mrd. € für 2021 bis 2023 im Vergleich zu den ursprünglichen 9- 10 Mrd. €.

Vereinfachen und einen neuen Fokus setzen

Am 5. November 2021 nahm ENGIE mit Bouygues exklusive Verhandlungen über den Verkauf von 100 % von EQUANS auf. Das ist ein großer Schritt vorwärts bei der Umsetzung des strategischen Plans der Gruppe, ENGIE zu vereinfachen, der sich darauf konzentriert, Investitionen in die Kerngeschäfte zu beschleunigen. EQUANS ist bei multitechnischen Dienstleistungen weltweit führend und wurde am 1. Juli 2021 als eigene Sparte von ENGIE gegründet. Das fixe und bindende Angebot von Bouygues bewertet 100 % von EQUANS mit einem Unternehmenswert von 7,1 Mrd. € (1) . Die vorgeschlagene Transaktion soll die Nettofinanzschulden von ENGIE um 6,8 Mrd. € verringern. Diese Transaktion verläuft wie geplant und soll vorbehaltlich der Genehmigungen von Regulierungsbehörden und der üblichen Abschlussbedingungen noch in H2 2022 vollzogen sein.

Am 31. August erhielt ENGIE auch ein fixes und unwiderrufliches Angebot der ALTRAD Gruppe für ENDEL, einer 100%igen Tochtergesellschaft, die auf industrielle Instandhaltung und Energiedienstleistungen spezialisiert ist. Das ist ein weiterer Meilenstein bei der Umsetzung der Strategie von ENGIE, das Dienstleistungsgeschäft zu vereinfachen.

Im Mai vollzog ENGIE den Verkauf von 10 % von GTT. Mit diesem Teilverkauf wird GTT ab Juni nach der Equity-Methode konsolidiert. Gleichzeitig emittierte ENGIE eine Nullkuponanleihe für 290 Mio. €, die 2024 in GTT-Aktien umgetauscht werden kann. Würde die gesamte Anleihe umgetauscht, hielte ENGIE einen Anteil von ca. 20 % im Vergleich zu den 40 % vor dieser Transaktion.

Als Letztes vollzog ENGIE den Verkauf von ENGIE EPS im Juli.

Geografisch betrachtet hat die Gruppe 2021 18 Länder verlassen oder Verträge unterschrieben, um sie zu verlassen (2) . Ist der Abschluss vollzogen, wird die Gruppe in 35 Ländern tätig sein. Das Ziel von ENGIE ist es, bis 2023 in weniger als 30 Ländern präsent zu sein.

1 Einschließlich Schulden gemäß IFRS 16

2 Einschließlich der Länder, in denen EQUANS arbeitet

Neugewichtung bei Infrastructures

Am 22. Dezember 2021 verkündete ENGIE gemeinsam mit dem Partnerunternehmen SIG den Abschluss des Verkaufs eines Anteils von 11,5 % an GRTgaz. Dieses Geschäft bewertete die RAB mit 148 %, verringerte die Nettofinanzschulden von ENGIE um 1,1 Mrd. € und machte deutlich, dass ENGIE und das Partnerunternehmen gemeinsame Vorstellungen von der langfristigen Rolle von Gas und auch erneuerbaren Gasen haben.

Disziplinierte Kapitalzuweisung

Das Gesamt-Capex betrug 2021 8,0 Mrd. €, davon das Wachstums-Capex 4,3 Mrd. €.

Ganz auf der Linie mit dem strategischen Plan von Mai 2021 mit dem Ziel einer Netto-Null bis 2045, wurde das Wachstums-Capex Renewables (44 %), Networks (31 %) und Energy Solutions (17 %) und hauptsächlich (zu über 90 %) für organische Entwicklungen zugeteilt.

Erfüllung des Performance-Plans

Der laufende Performance-Plan führte zu ersten Ergebnissen, so dass ENGIE 2021 das Ganzjahresziel von 0,1 Mrd. € Nettobeitrag zum EBIT erreichen konnte. Operational Excellence und die Optimierung von Support-Funktionen trugen zum Ertragswachstum bei.

Hier sei daran erinnert, dass ENGIE für den Zeitraum 2021 bis 2023 einen Nettobeitrag zum EBIT von 0,6 Mrd. € anstrebt.

6.1.1.1.5 Neues zu den kerntechnischen Anlagen in Belgien

Die belgische Regierung hat einen neuen Gesetzentwurf vorgestellt, über den im Frühjahr 2022 abgestimmt werden soll. Darin geht es um die Verfügbarkeit von Geldern für Rückstellungen für Kernenergie. Vorgeschlagen wird ein Zeitplan zur Finanzierung der Kosten für das Abbruch- und Abfallmanagement bis 2030. Wird das Gesetz verabschiedet, bedeutet das eine zusätzliche Finanzierung der Abbruchkosten bis 2030 in Höhe von bis ca. 0,7€ Mrd. € pro Jahr von 2022 bis 2024. Electrabel hat bereits sowohl die Kosten für die Abfallbeseitigung als auch die Abbruchkosten bilanziert und zugesagt. Dank seiner soliden finanziellen Position kann es diese Mittel ordnungsgemäß verwalten. Die Höhe der Rückstellungen und das Berechnungsschema ändern sich nicht. ENGIE erwartet durch diesen diskutierten Gesetzentwurf keine Änderung der wirtschaftlichen Nettoschuld.

Die nächste dreijährliche Überprüfung der Rückstellungen für Kernenergie in Bezug auf die Abbruchkosten und das Abfallmanagement findet in H2 2022 statt. Im Einklang mit dem Verfahren von 2019 berücksichtigt die Überprüfung Anpassungen von Rückstellungen für Kernenergie ausgehend von Abzinsungssätzen und einer Überprüfung des Referenzszenarios für die Kostenschätzungen.

6.1.1.1.6 Fortschritte auf dem Weg zur Netto-Null und die wichtigsten ESG-Ziele

Fortschritt beim Kohleausstieg unterstützt das Streben nach der Netto-Null

ENGIE engagiert sich für die Netto-Null in allen drei Bereichen bis 2045 und verfolgt dabei die Zielrichtung "deutlich unter 2 °C" mit entsprechenden Meilensteinen. Mit diesem Ziel im Blick gehört ENGIE zu den Gründungsmitgliedern der First Movers Coalition auf der COP26 im November 2021. Mit dem Beitritt zur Koalition verpflichtet sich ENGIE zum Kauf von Anlagen mit geringem Kohlenstoffausstoß, um so dekarbonisierte Lieferketten aufbauen zu helfen.

ENGIE kommt mit dem Kohleausstieg weiter voran, wenn im Oktober die Veräußerung von Jorge Lacerda in Brasilien abgeschlossen ist, zu dem ein 0,7-GW-Kohlekraftwerk gehört. Diese Transaktion trägt zu der schrittweisen Wende in der Regionalwirtschaft bei, denn so werden potenzielle lokale sozioökonomische Auswirkungen verringert, was die Bedeutung eines gerechten Übergangs für die Gruppe demonstriert.

Zudem stellte das letzte Kohlekraftwerk von ENGIE in Europa, das sich in Portugal befand, im November 2021 seinen Betrieb ein.

ENGIE hat sich zum Ausstieg aus allen Kohlekraftwerken in Europa bis 2025 und weltweit bis 2027 verpflichtet, einschließlich der Kohleverstromung für Fernwärme- und -kältenetze.

Ende 2021 hatte die Kohle bei ENGIE einen Anteil von 2,9 GW am zentralen Stromerzeugungsportfolio von 100,3 GW.

Wichtige ESG-Ziele

2021 wurden die Treibhausgasemissionen aus der Energieerzeugung auf 67 Millionen t gesenkt.

Mit der Inbetriebnahme von 3 GW erneuerbarer Energien hat ENGIE 2021 auch den Anteil erneuerbarer Energien an seinem Portfolio auf 34 % aufgestockt gegenüber 31 % Ende 2020.

Hinsichtlich der Vielfalt der Geschlechter waren bei ENGIE Ende 2021 25 % Frauen im Management tätig. Mit Aktionsplänen soll bis 2030 ein ausgewogenes Verhältnis der Geschlechter erreicht werden.

Mitspracherecht bei Klimaresolution

Im Zuge des Dialogs von ENGIE mit den Aktionären hat der Aufsichtsrat entschieden, sie auf der nächsten Hauptversammlung zur Strategie der Gruppe für den Klimawandel zu befragen.

6.1.1.1.7 Gesundheit und Sicherheit

2021 gab es bei der ENGIE Gruppe und den Subunternehmern schwere Unfälle, von denen 16 tödlich verliefen, vor allem auf Baustellen. Die Konzernführung von ENGIE reagiert mit der Umsetzung eines konzernweiten umfassenden Aktionsplans, um alle Sicherheitsstandards und -verfahrensweisen für jede Tätigkeit und Region zu überprüfen, damit überall im Konzern und bei den Subunternehmern die höchsten Sicherheitsstandards angewendet werden.

Die ENGIE Gruppe ist fest entschlossen, das Ihre zu tun, um zu sichern, dass jeder Beschäftigte, Lieferant und Subunternehmer, der auf einer Baustelle von ENGIE arbeitet, jeden Tag sicher nach Hause zurückkehrt.

6.1.1.1.8 Betriebsergebnis und Finanzlage

6.1.1.1.8.1 Erträge

Die Erträge beliefen sich auf 57,9 Mrd. €, ein Plus von 30,6 % auf Bruttobasis und von 33,1 % auf organischer Basis.

Beitrag zu Erträgen nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
Renewables	3.661	2.971	+23,2 %	+32,9 %
Networks	6.700	6.718	-0,3 %	+1,8 %
Energy Solutions	9.940	8.840	+12,4 %	+13,0 %
Thermal	4.089	3.281	+24,5 %	+29,0 %
Supply	13.237	10.792	+22,7 %	+22,5 %
Nuclear	56	39	+44,3 %	+44,3 %
Sonstige	20.183	11.664	+73,0 %	+77,9 %
SUMME	57.866	44.306	+30,6 %	+33,1 %

Die Erlöse bei Renewables beliefen sich auf 3.661 Mio. €, ein Plus von 23,2 % auf Bruttobasis und ein Plus von 32,9 % auf organischer Basis. Der Bruttoanstieg beinhaltete negative Wechselkurseffekte vor allem für Brasilien. Auf organischer Basis wuchsen die Erlöse insbesondere in Frankreich und Brasilien, weil bessere Preise für Strom aus Wasserkraft erzielt werden konnten. Auch Erlöse aus Anlagen, die in Lateinamerika, den Vereinigten Staaten und in Frankreich in Betrieb gegangen sind, haben zu dem Zuwachs beigetragen.

Die Erlöse bei Networks beliefen sich auf 6.700 Mio. €, ein Minus von 0,3 % auf Bruttobasis und ein Plus von 1,8 % auf organischer Basis. Der Bruttozuwachs beinhaltete negative Wechselkurseffekte vor allem für Lateinamerika und Brasilien und den Scope-out für die Türkei. Auf organischer Basis stiegen die Erlöse aus den französischen Netzen vor allem infolge größerer abgesetzter Volumen, weil es kälter als 2020 war. Außerhalb Frankreichs war der Baufortschritt bei den Fernleitungen Gralha Azul und Novo Estado in Brasilien die Triebfeder für die Erlöse.

Die Erlöse bei Energy Solutions beliefen sich auf 9.940 Mio. €, ein Plus von 12,4 % auf Bruttobasis und von 13,0 % auf organischer Basis. Der Bruttoanstieg beinhaltete negative Wechselkurseffekte vor allem für die Vereinigten Staaten. Auf organischer Basis legte die Tätigkeit im Bereich der verteilten Energieinfrastruktur wie auch der Dienstleistungen für Energieeffizienz deutlich zu und bewies damit klar die Erholung nach Covid. Auch die Geschäfte in Italien und Nordamerika verzeichneten ein positives organisches Wachstum.

Die Erlöse bei Thermal nahmen auf Bruttobasis um 24,6 % und um 29,0 % auf organischer Basis zu. Der Bruttoanstieg beinhaltete negative Wechselkurseffekte vor allem für Lateinamerika und einen negativen Konsolidierungseffekt durch die Veräußerung von Jorge Lacerda in Brasilien im Oktober 2021. Die Abweichung auf organischer Basis ist auf die starke Performance von Thermal in Europa dank außergewöhnlicher Marktbedingungen zurückzuführen, so dass größere Spreads und mehr Zusatzleistungen erzielt werden konnten, vor allem durch die Pumpspeicherwerke im Vereinigten Königreich und Belgien. Die Geschäfte von Thermal im Nahen Osten haben mit höheren Absatzpreisen und in Lateinamerika mit der Preisindexierung zur Performance beigetragen. Dem standen nur teilweise geringere Absatzpreise in Brasilien entgegen.

Die Erlöse bei Supply beliefen sich auf 13.237 Mio. €, ein Plus von 22,7 % auf Bruttobasis und von 22,5 % auf organischer Basis. Neben positiven Wechselkurseffekten kam der Wachstumsschub vor allem von höheren Commodity-Preisen und einem positiven Volumeneffekt bei Gas wegen des kühleren Wetters und von der Erholung nach Covid, was das Wachstum bei den Dienstleistungen begünstigte.

Nuclear berichtete nahezu keine externen Erlöse nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte, denn die Produktion wurde intern an andere ENGIE-Unternehmen verkauft.

Die Erlöse des Segments Sonstige beliefen sich auf 20.183 Mio. €. Der berichtete Zuwachs von 73,0 % geht hauptsächlich auf gestiegene Commodity-Preise in Verbindung mit einem Volumenzuwachs bei der Belieferung von Großkunden und B2B zurück.

6.1.1.1.8.2 EBITDA

Das EBITDA von 10,6 Mrd. € war ein Plus von 18,6 % auf Bruttobasis und von 21,9 % auf organischer Basis.

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	462	176	1.035	83	11	(67)
Networks	3.520	119	470	-	18	(7)
Energy Solutions	593	207	(3)	71	41	(109)
Thermal	-	743	424	43	448	(30)
Supply	356	60	-	-	48	(20)
Nuclear	-	1.413	-	-	-	-
Sonstige	-	-	1	10	(2)	449
SUMME EBITDA	4.931	2.717	1.928	208	565	215

In Millionen Euro	31. Dez. 2021
Renewables	1.700
Networks	4.121
Energy Solutions	799
Thermal	1.628
Supply	445
Nuclear	1.413
Sonstige	457
SUMME EBITDA	10.563

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	391	142	924	85	74	(40)
Networks	3.289	108	449	2	6	(6)
Energy Solutions	534	186	4	27	48	(62)
Thermal	-	607	614	40	472	(25)
Supply	256	200	2	-	25	(48)
Nuclear	-	415	-	-	-	-
Sonstige	-	21	(1)	15	(8)	162
SUMME EBITDA	4.470	1.680	1.992	168	617	(19)

In Millionen Euro	31. Dez. 2020
Renewables	1.576
Networks	3.848
Energy Solutions	738
Thermal	1.708
Supply	433
Nuclear	415
Sonstige	189
SUMME EBITDA	8.908

6.1.1.1.8.3 EBIT

Das EBIT von 6,1 Mrd. € bedeutete ein Plus von 36,8 % auf Bruttobasis und von 42,2 % auf organischer Basis.


―	Wechselkurs: eine gänzlich nachteilige Auswirkung von 94 Mio. € in erster Linie durch die Abwertung des brasilianischen Real und des US-Dollar;
―	Konsolidierung: ein negativer Nettoeffekt von 69 Mio. €, vor allem durch den Verkauf von 10 % der GTT-Aktien, der zu einer Änderung der Konsolidierungsmethode für die verbleibenden 30 % führte, und den Teilverkauf von Solaranlagen in Indien. Diese Effekte wurden teilweise durch den Verkauf von 29,9 % von SUEZ mit einem negativen Beitrag im Jahr 2020 und durch den positiven Beitrag aus dem Erwerb eines Wasserkraftwerks in Portugal im Dezember 2020 aufgefangen;
―	Temperatur in Frankreich: Im Vergleich zum Mittelwert machte der Temperatureffekt ca. 118 Mio. € aus. Bei Networks, Supply und Sonstige (1) in Frankreich ist das eine positive Abweichung von 338 Mio. € im Vergleich zu dem überdurchschnittlich warmen Jahr 2020.

1 Erste geschäftliche Auswirkungen der Übertragung von Entreprises & Collectivités von "Supply" auf "Sonstige".

EBIT-Beitrag nach Geschäftstätigkeit

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez.2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)	davon Temp.-Effekt (Frankreich) gegenüber 2020
Renewables	1.185	1.093	+8,4 %	+21,7 %	-
Networks	2.314	2.060	+12,3 %	+13,1 %	210
Energy Solutions	366	305	+19,8 %	-0,4 %	-
Thermal	1.183	1.259	-6,0 %	-3,9 %	-
Supply	174	184	-5,5 %	-6,4 %	101
Nuclear	970	(111)	-	-	-
Sonstige	(46)	(297)	+84,4 %	+86,7 %	26
SUMME	6.145	4.493	+36,8 %	+42,2 %	338
EQUANS (1)	368	85	-	-	-
EBIT mit EQUANS	6.513	4.578	+42,3	+46,8 %	338

(1) wobei EQUANS nach IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche bilanziert wird

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	273	120	866	(13)	7	(68)
Networks	1.825	74	403	-	18	(7)
Energy Solutions	309	124	(5)	63	27	(152)
Thermal	-	564	189	41	421	(33)
Supply	202	(29)	-	-	25	(23)
Nuclear	-	970	-	-	-	-
Sonstige	-	-	-	(1)	(2)	(43)
SUMME EBIT	2.609	1.823	1.453	91	495	(325)

In Millionen Euro	31. Dez. 2021
Renewables	1.185
Networks	2.314
Energy Solutions	366
Thermal	1.183
Supply	174
Nuclear	970
Sonstige	(46)
SUMME EBIT	6.145

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	152	89	775	54	62	(40)
Networks	1.608	66	386	2	4	(6)
Energy Solutions	256	106	1	17	35	(109)
Thermal	-	437	367	37	443	(25)
Supply	111	118	2	-	6	(52)
Nuclear	-	(111)	-	-	-	-
Sonstige	-	20	(1)	-	(8)	(308)
SUMME EBIT	2.127	724	1.530	110	542	(540)

In Millionen Euro	31. Dez. 2020
Renewables	1.093
Networks	2.060
Energy Solutions	305
Thermal	1.259
Supply	184
Nuclear	(111)
Sonstige	(297)
SUMME EBIT	4.493

Renewables: Ausnutzen des Preisaufschwungs und Beitrag neu in Betrieb genommener Anlagen

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
EBIT	1.185	1.093	+8,4 %	+21,7 %
Summe CAPEX	2007	1.631	+23,0 %	-
von CNR erzielte Preise (€/MWh)	56,4	43,9	+28,5 %	-
Margen bei DBSO (1) (auf EBIT-Ebene)	31	98	-68,1 %	-
Betriebliche KPIs
Inbetriebnahme (GW bei 100 %)	3,0	3,0	-	-
Volumen bei Energie aus Wasserkraft (TWh bei 100%)	15,1	15,3	-0,5 %	-

(1) Develop, Build, Share and Operate

Anlagen für erneuerbare Energie mit einer Leistung von 3 GW sind 2021 in den wichtigsten Regionen der Geschäftstätigkeit von ENGIE in Betrieb gegangen. Dazu gehören Windkraftanlagen mit 1,8 GW und Solaranlagen mit 1,1 GW. Die installierte Gesamtleistung für erneuerbare Energie beträgt somit Ende 2021 34,2 GW bei 100 %.

Im November 2021 unterzeichnete ENGIE zusammen mit Crédit Agricole Assurances als Partner eine Vereinbarung über den Erwerb von Eolia, einem führenden Player bei erneuerbaren Energien in Spanien. Mit bereits arbeitenden Anlagen mit einer Leistung von 0,9 GW und Projekten zu erneuerbaren Energien mit einer Leistung von 1,2 GW in Vorbereitung stärkt dieser Erwerb das Gewicht von ENGIE auf der iberischen Halbinsel. ENGIE schafft industriellen Wert, denn das Unternehmen ist bei der Umsetzung geplanter Vorhaben führend und erbringt vielfältige Leistungen, wie O&M, Asset-Management, Energiemanagement und Entwicklungsleistungen, für laufende Anlagen. Nach Abschluss wirkt sich diese Transaktion mit 0,4 Mrd. € auf die Nettofinanzschulden von ENGIE aus, und hat einen Unternehmenswert von ca. 2 Mrd. €.

Neben Eolia stärkte ENGIE mit dem Erwerb von Assu Sol in Brasilien seine Pipeline weiter.

Erst kürzlich hat im Januar 2022 Ocean Winds, das Joint Venture von ENGIE mit EDPR, das sich mit Offshore-Windkraftanlagen befasst, das Recht erhalten, eine neue Windkraftkapazität mit ca. 1 GW in Scotland zu erschließen, und die Exklusivrechte, in einem Joint Venture mit Aker Offshore wind (33,3 %) eine schwimmende Offshore-Anlage mit einer Leistung von 870 MW in Südkorea zu erschließen. Es ist davon auszugehen, dass zusätzliche Rechte für 450 MW folgen.

Die Gruppe unterstützt ihre Kunden auch in deren Bestrebungen hin zur Energiewende, indem sie grüne Strombezugsvereinbarungen für Unternehmen (cPPAs) in einem Gesamtumfang von 2,1 GW unterzeichnet hat und so die Top-Position von ENGIE als Lieferant grüner cPPAs weltweit stärkt.

Renewables berichtete einen organischen EBIT-Zuwachs von 21,7 % dank höherer Preise (+335 Mio. €) vor allem für Energie aus Wasserkraft in Frankreich und Brasilien sowie dank der GFOM-Kompensation für Wasserkraft (+87 Mio. € gegenüber dem letzten Jahr). Auch in Betrieb gegangene Kapazitäten vor allem in den Vereinigten Staaten und Brasilien haben zu diesem Zuwachs beigetragen (+102 Mio. €). Dieser Performance standen teilweise die Auswirkung der extremen Witterung in Texas Anfang 2021 (-90 Mio. €), geringere Margen bei DBSO-Projekten und geringere Volumen bei Wasserkraft in Brasilien und Frankreich gegenüber.

Networks: kälteres Wetter in Europa und ein höherer internationaler Beitrag

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
EBITDA	4.121	3.848	+7,1 %	+7,6 %
EBIT	2.314	2.060	+12,3 %	+13,1 %
Summe CAPEX	2.525	2.591	-2,6 %	-
Betriebliche KPIs
Temperatureffekt - Frankreich (EBIT in Mio. €)	7	(135)	210	-
Intelligente Zähler (Mio.)	9,2	6,9	2,2	-

Französische Gasnetze erwiesen sich als sehr zuverlässig und boten eine solide und effiziente operative Performance. Hinzu kamen Fortschritte bei der Entwicklung erneuerbarer Gase, die langfristig eine wachsende Rolle spielen werden. 2021 wurden 2,2 Millionen intelligente Zähler installiert, insgesamt sind es fast 9,2 Millionen. Außerdem wurden 147 neue Biomethananlagen an die Netze von ENGIE angeschlossen, insgesamt sind es nun 351. Alle diese Anlagen zusammen können jährlich bis zu 6,1 TWh produzieren.

In Brasilien nahm Gralha Azul den kommerziellen Leistungsbetrieb auf, bei Novo Estado gab es erste Stromeinspeisungstests. Beide Fernleitungen hat ENGIE gebaut. TAG läuft ebenfalls gut mit Ergebnissen, die über den Akquisitionsplan hinausgehen.

Networks berichtete einen Zuwachs beim EBIT um 13,1 % auf organischer Basis.

Das EBIT von Infrastructures in Frankreich stieg um 216 Mio. €. Treiber waren die kältere Witterung und die Aufholung der nachteiligen Auswirkungen von Covid 2020. Dem standen teilweise geringere gezeichnete Übertragungsvolumen und erwartete geringere Erlöse aus Tarifen aufgrund regulatorischer Überprüfungen gegenüber. Das EBIT außerhalb Frankreichs stieg auf organischer Basis in Brasilien durch TAG auch um 51 Mio. €, hinzu kamen die kühleren Temperaturen im restlichen Europa.

Energy Solutions: positive Geschäftsentwicklung und verbesserte Performance, gedämpft durch höhere Kosten bei EVBox

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
Erträge	9.940	8.840	+12,4 %	+13,0 %
EBIT	366	305	+19,8 %	-0,4 %
Summe CAPEX	901	767	+17,5 %
Betriebliche KPIs
Install. Leist. Verteilungsinfrastr..(GW)	23	22,6 (1)	+1,8 %	-
EBIT-Marge (ohne EVBox)	5,2 %	4,1 %	+110 bps	-
Rückstand - Konzessionen in Frankreich (Mrd. €)	16,8	13,3	+3,5 %	-

(1) Daten wurden neu berechnet, um die Länder auszuschließen, die ENGIE infolge der geografischen Rationalisierung, wie im Mai 2021 dargestellt, verlassen oder deren Erschließung das Unternehmen gestoppt hat

0,4 GW installierter Nettoleistung kamen 2021 zur Infrastruktur für Energieverteilung hinzu (mit einer in Katar verkauften Kapazität von 0,8 GW), 1,5 GW sind bereits im Bau.

Am 6. Dezember 2021 wählte die Stadt Paris für das Management ihrer Fernkälte ab April 2022 ENGIE mit RATP als Partner aus. Die Verlängerung dieser Konzession auf 20 Jahre beinhaltet die Erzeugung, Speicherung, den Transport und die Verteilung der Kälteenergie der Stadt und generiert über die Vertragslaufzeit einen veranschlagten Erlös von 2,4 Mrd. €. ENGIE ist auch für den 158-km-Ausbau des Netzes bis 2042 verantwortlich, um alle Pariser Bezirke zu erreichen und neue Kunden, wie Krankenhäuser, Kindereinrichtungen, Schulen und Seniorenheime, zu gewinnen.

Energy Solutions berichtete eine negative Abweichung beim EBIT auf organischer Basis um 0,4 %. Das EBIT aus Geschäften mit Infrastruktur zur Energieverteilung stieg um +14 Mio. € auf 385 Mio. €. Haupttreiber waren die gute operative Performance vor allem in Nordamerika und Frankreich und die kälteren Temperaturen, die sich in Frankreich auf die Fernwärme auswirkten. Bei den Dienstleistungen zu Energieeffizienz stieg das EBIT um +74 Mio. € auf 126 Mio. €, wobei sich durch die schrittweise Erholung nach Covid die operative Performance verbesserte. Diese positiven Veränderungen wurden vollständig durch die höheren Kosten in Verbindung mit der Entwicklung von EVBox aufgezehrt (Beitragsminus von -90 Mio. € auf negative 145 Mio. € 2021).

Im Dezember 2021 entschieden TPG, EVBox und ENGIE einvernehmlich, den Vertrag über den Unternehmenszusammenschluss von Dezember 2020 zu beenden, da sich die Parteien nicht auf einen neuen Deal vor Vertragsende am 31. Dezember 2021 verständigen konnten. Dazu haben eine Reihe von Faktoren beigetragen, zu denen die erheblichen Auswirkungen der weltweiten Knappheit bei Baugruppen auf das Geschäft von EVBox gehören, die sich wegen der höheren Kosten beim Absatz und den Margen bemerkbar machten. ENGIE trifft Vorkehrungen, um die Auswirkung von Lieferengpässen zu begrenzen und geringerer Performance zu begegnen. ENGIE glaubt an eine gute Zukunft für EVBox als Marktführer für Ladeinfrastruktur und unterstützt EVBox weiterhin auf dem Weg zum Wachstum.

Thermal: Gegenwind in Chile, größere Spreads und Zusatzleitungen dank flexibler Assets in Europa

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
EBITDA	1.628	1.708	-4,7 %	-2,4 %
EBIT	1.183	1.259	-6,0 %	-3,9 %
Betriebliche KPIs
Durchschnittlich erzielte CSS Europa (€/MWh)	19,0	12,0	+62,9 %	-
Installierte Leistung (GW bei 100 %)	59,9	63,6	(3,7)	-

Thermal erreichte ein hohes Maß an Zuverlässigkeit, die ungeplante interne fehlende Verfügbarkeit lag unter 5 %.

Thermal sorgt für die wichtige Flexibilität, wenn erneuerbare Energien nicht ständig verfügbar sind, und trägt zur künftigen Versorgungssicherheit bei.

Am 31. Oktober 2021 wurden die beiden kombinierten Gasturbinenvorhaben (CCGT) in Vilvoorde und am Standort Awirs mit einer Leistung von jeweils 875 MW für 15 Jahre in der ersten belgischen Auktion mit dem Mechanismus der Kapazitätsvergütung (CRM) ausgewählt. Diese Projekte bedeuten eine Investition von ca. 0,5 Mrd. € je Projekt. Sind alle Genehmigungen erteilt, beginnt die Gruppe mit dem Bau des Projekts Awirs mit dem Ziel, es am 1. November 2025 in Betrieb zu nehmen. Für die Anlage in Vilvoorde sind im Januar 2022 neue Unterlagen für die Umweltgenehmigung eingereicht worden, nachdem im Oktober letzten Jahres die flämische Region abschlägig entschieden hat. Beide Anlagen sind langfristig mit der Wende hin zur Klimaneutralität bei der Stromerzeugung kompatibel, denn sie werden mit erneuerbaren Gasen arbeiten.

Die GBU Thermal arbeitet weiter an der Senkung der CO2-Emissionen. In diesem Zusammenhang schloss ENGIE den Verkauf von Jorge Lacerda in Brasilien im Oktober 2021 ab und stellte im November die Arbeit des letzten Kohlekraftwerks in Europa ein, das in Portugal steht, so dass sich die installierte Leistung auf der Grundlage von Kohle bei 100 % auf weniger als 3 GW reduziert.

Thermal berichtete einen Rückgang beim EBIT um 3,9 % auf organischer Basis. 2021 war insgesamt ein positives Jahr nach einem sehr guten Jahr 2020.

Das vertragsgebundene EBIT sank um -200 Mio. € auf 656 Mio. €, vor allem weil hier höhere Spotpreise für die Beschaffung wegen schlechter hydrologischer Bedingungen, eine geringere Verfügbarkeit von Wärmekraftwerken und höhere Brennstoffpreise in Chile zusammenkamen. Das EBIT für den offenen Markt stieg um +151 Mio. € auf 527 Mio. €, denn es profitierte von mehr Zusatzleistungen und größeren Spreads für flexible europäische Gaskraftwerke und Pumpspeicheranlagen.

Supply: geringere Margen und Auflösung positiver Einmaleffekte 2020, die teilweise durch größere Volumen ausgeglichen wurden

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
EBITDA	445	433	+2,6 %	+2,0 %
EBITDA	174	184	-5,5 %	-6,4 %
Temperatureffekt Frankreich (EBIT in Mio. €)	34	(67)	86

In Frankreich versorgt ENGIE 2,6 Millionen B2C-Kunden mit regulierten Gaspreisen. Um sich Gas im gegenwärtigen Preisumfeld für Commodities weiter leisten zu können, beschloss die französische Regierung, die Preise für Kunden mit regulierten Preisen ab 1. November 2021 einzufrieren. Im Oktober schlug die französische Regierung eine Änderung des Haushaltsgesetzes 2022 vor, um ENGIE und andere Lieferanten für Einnahmeverluste aufgrund dieser Maßnahme entschädigen zu können. Senat und Nationalversammlung haben diese Änderung dann als Gesetz verabschiedet. Damit kann ENGIE Forderungen aus Lieferungen und Leistungen verbuchen und wirtschaftlich neutral bleiben.

Das EBIT für Supply betrug 174 Mio. €, ein Minus von 6,4 % auf organischer Basis.

Diese Verringerung des EBIT ging hauptsächlich auf negative Preiseffekte zurück (-112 Mio. € gegenüber letztem Jahr) mit geringeren Margen für Strom in Belgien und Gas in Rumänien. Dem standen nur teilweise größere Margen und eine bessere Sicherung in Australien gegenüber. Andere Effekte (-34 Mio. €) wie die Auflösung positiver Einmaleffekte von 2020 machten sich ebenfalls bei der Abweichung in dem Jahr bemerkbar.

Bei den Volumen waren die Auswirkungen dank kühleren Wetters und der Erholung nach Covid positiv (+143 Mio. €).

Nuclear: außergewöhnliche Performance durch höhere Preise und bessere Verfügbarkeit

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
EBITDA	1.413	415
EBIT	970	(111)
Gesamt CAPEX	1.462	1.740	-16,0 %
Betriebliche KPIs
Ausstoß (BE + FR, anteilig, Twh)	47,4	36,5	+10,9 TWh	-
Verfügbarkeit (Belgien bei 100 %)	91,8 %	62,6 %	+2.920 bps	-

Die zu Nuclear gehörenden Anlagen von ENGIE in Belgien waren zu 92 % verfügbar (2020 waren es 63 %), so dass die Leistung deutlich größer als im letzten Jahr war.

Nach drei Jahren mit negativem EBIT in Folge betrug das EBIT für Nuclear für 2021 970 Mio. €, wobei es 2020 mit 111 Mio. € negativ war. Diese Performance wurde durch ein Zusammenspiel von höheren erzielten Preisen (+733 Mio. €) und besserer Verfügbarkeit (+518 Mio. €) möglich, beides für Entnahmerechte in Frankreich und bei Anlagen in Belgien. Sie wurde teilweise durch steigende Steuern speziell auf Anlagen in Belgien gedämpft, die insgesamt 149 Mio. € ausmachten. Nach der Wertminderung 2020 waren Abschreibung und Amortisation geringer.

Sonstige: starke kommerzielle und Handels-Performance und geringere Konzernaufwendungen

Das EBIT betrug -46 Mio. € und bedeutet im Vergleich zu 2020 einen Zuwachs um 250 Mio. €. Dieser Anstieg ging im Wesentlichen auf die starke kommerzielle und Handels-Performance von GEMS (Global Energy Management & Sales (1) ) vor allem in H2 2021 in einem Kontext großer Volatilität, der Erholung nach Covid und kühlerer Temperaturen zurück. Insgesamt verzeichnete GEMS ein Plus von 318 Mio. € auf 564 Mio. €.

Die Rückkehr zu einem normalen Beitrag von GTT nach einem sehr starken Jahr 2020 (ein Minus von -34 Mio. € auf 70 Mio. €) drückte auch die anderen Geschäfte.

Letztlich waren auch die Konzernaufwendungen im Jahresvergleich geringer.

1 B2B-Geschäfte von Supply, die im Laufe von 2021 von Supply auf GEM im Segment "Sonstige" übertragen wurden

EQUANS, aufgegebene Geschäftsbereiche

Nach der Aufnahme exklusiver Verhandlungen mit Bouygues am 5. November 2021 wurde EQUANS als "zur Veräußerung gehaltene und aufgegebene Geschäftsbereiche" nach Rechnungslegungsstandard IFRS 5 bilanziert und erscheint im Geschäftsjahr 2021 daher als "Aufgegebene Geschäftsbereiche".

Zur Vergleichbarkeit mit den Zielvorgaben sehen die Gesamtergebnisse mit EQUANS wie folgt aus:

In Milliarden €	Berichtete/Fortgeführte Geschäftsbereiche	Aufgegebene Geschäftsbereiche	Summe	Zielvorgabe
EBITDA	10,6	0,6	11,2	10,8-11,2
EBIT	6,1	0,4	6,5	6,1-6,5
NRIgs	2,9	0,2	3,2	3,0-3,2
Wirtschaftliche Nettoschuld/EBITDA	3,6x	-	3,5x	4,0x

Die Zahlen in der Spalte "Summe" bilden die Grundlage für den Vergleich mit den Vorgaben für das Geschäftsjahr 2021, zuletzt aktualisiert am 10. November 2021.

6.1.1.1.9 Analyse des organischen Wachstums auf vergleichbarer Basis

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (berichtet/auf organischer Basis)
Erträge	57.866	44.306	+30,6 %
Auswirkung auf Konsolidierung	(49)	(509)	-
Wechselkurseffekt	-	(342)	-
Vergleichbare Daten	57.817	43.455	+33,1 %

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez.2020	Veränderung in % (berichtet/auf organischer Basis)
EBITDA	10.563	8.908	+18,6 %
Auswirkung auf Konsolidierung	(34)	(156)	-
Wechselkurseffekt	-	(116)	-
Vergleichbare Daten	10.529	8.637	+21,9 %

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Veränderung in % (berichtet/auf organischer Basis)
EBIT	6.145	4.493	+36,8 %
Auswirkung auf Konsolidierung	(32)	(101)	-
Wechselkurseffekt	-	(94)	-
Vergleichbare Daten	6.113	4.298	+42,2 %

Die Berechnung des Wachstums auf organischer Basis will vergleichbare Angaben sowohl zu den Wechselkursen für die Umrechnung von Abschlüssen ausländischer Unternehmen als auch zu den beitragenden Unternehmen darstellen (Konsolidierungsmethode und Beitrag in einer vergleichbaren Zahl von Monaten). Das organische Wachstum in Prozent ist das Verhältnis von Angaben zum laufenden Jahr (Y) zum Vorjahr (Y-1), umgerechnet wie folgt:


―	die Zahlen von Y-1 werden korrigiert, indem man die Beiträge von Unternehmen herausrechnet, die im Zeitraum Y-1 transferiert wurden, oder anteilig für die Zahl der Monate nach dem Transfer in Y;
―	die Zahlen für Y-1 wurden zum Wechselkurs für den Zeitraum Y umgerechnet;
―	die Zahlen von Y werden um das Erwerbsdatum N oder anteilig um die Zahl der Monate vor dem Erwerb Y-1 korrigiert.

6.1.1.2 Sonstige Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

Die Überleitung vom EBIT auf Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) wird hier dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
EBIT	6.145	4.493	+36,8 %
(+) Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	721	198
(+) Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	50	(137)
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	6.916	4.554	+51,9 %
Wertminderungsaufwendungen	(1.028)	(3.502)
Umstrukturierungskosten	(204)	(257)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.107	1.641
Sonstige Einmaleffekte	(69)	(879)
ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT	6.722	1.558	+331,6 %
Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)	(1.350)	(1.634)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	(1.695)	(666)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	80	(151)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	3.758	(893)
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	3.158	1.703
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) je Aktie	1,26	0,63
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	3.661	(1.536)
Nicht beherrschende Beteiligungen	97	644

(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2020 wurden wegen der Klassifizierung der Geschäftstätigkeit von EQUANS als zur Veräußerung gehaltene aufgegebene Geschäftsbereiche nach IFRS 5 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2020")

Die Überleitung vom Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) auf den Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) wird hier dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	3.158	1.703
Wertminderungsaufwand und sonstige	(1.122)	(4.822)
Umstrukturierungskosten	(204)	(257)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.107	1.641
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	721	198
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	3.661	(1.536)

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit betrug 6.722 Mio. € und ist damit höher als 2020, hauptsächlich wegen des gestiegenen EBIT, geringerer Wertminderungsverluste und geringerer sonstiger Einmalposten, teilweise aufgezehrt durch geringere Gewinne aus Veräußerungen von Vermögenswerten.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:


―	Nettowertminderungen von 1.028 Mio. € (im Vergleich zu 3.502 Mio. € 2020), die sich hauptsächlich auf Vermögenswerte beziehen, die vom Ausstieg aus den Kohlekraftwerken betroffen sind, den die Gruppe 2021 angekündigt hat (228 Mio. €), Vermögenswerte, die vom Strategie-Review bei Client Solutions in Frankreich, Afrika und Asien betroffen sind, den die Gruppe 2020 verkündet hat (196 Mio. €), und Vermögenswerte, deren mittel- und langfristige Aussichten revidiert wurden oder bei denen es operative Probleme gab, insbesondere bei Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Lateinamerika und bei Wärmekraftwerken in Asien (311 Mio. €) (vgl. Anhang 10.1);
―	Umstrukturierungskosten von 204 Mio. € (gegenüber 257 Mio. € 2020) (vgl. Anhang 10.2);
―	positive Konsolidierungseffekte von 1.108 Mio. €, vor allem im Zusammenhang mit der Veräußerung von 10 % des Aktienkapitals von GTT und der Neubewertung der restlichen 30 % (628 Mio. €) und dem Earn-Out beim Verkauf von 29,9 % des Anteils von ENGIE an SUEZ (347 Mio. €) (vgl. Anhang 10.3);
―	sonstige Einmaleffekte in Höhe von negativen 69 Mio. € (gegenüber negativen 879 Mio. € 2020). 2020 enthielt dieser Betrag insbesondere die Auswirkung der erstmaligen Bilanzierung der Ausweitung der Trading-Managementmethode, die die BU GEM 2017 einführte, auf die übrigen Gaspositionen der Gruppe in Europa mit negativen 726 Mio. € sowie die Auswirkungen der Anpassung von Rückstellungen für den Abbruch von Industriestandorten und Flächensanierung (vgl. Anhang 10.4).

Der Nettofinanzaufwand belief sich 2021 auf 1.350 Mio. € gegenüber 1.634 Mio. € 2020 (vgl. Anhang 11), obwohl die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld gestiegen sind. Diese Verbesserung geht hauptsächlich auf die positive Rückwirkung von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der von Synatom gehaltenen Geldmarktfonds zurück. Bereinigt um Einmaleffekte, betrug der Nettofinanzaufwand 2021 1.494 Mio. €, verglichen mit 1.377 Mio. € für 2020.

Diese Verschlechterung geht vor allem auf um etwa 12 % gestiegene Fremdkapitalkosten in Brasilien zurück, während es 2020 7 % waren. Treiber ist hier die Inflation. Die Schulden in Brasilien - von denen 80 % einen variablen Zinssatz entsprechend der Inflationsindexierung der zugrunde liegenden betrieblichen Erträge haben - machen etwa 10 % der konsolidierten Schuld aus.

Der Ertragsteueraufwand 2021 betrug 1.695 Mio. € (gegenüber 666 Mio. € 2020). Bereinigt um diese Einmaleffekte, lag der wiederkehrende Effektivsteuersatz 2021 bei 29,3 % im Vergleich zu 30,5 % 2020. Ursachen waren vor allem:


―	die Senkung des gesetzlichen Ertragssteuersatzes 2021 in Frankreich (28,40 % gegenüber 32,02 % 2020) und die Änderung des Zins-Mixes in verschiedenen Ländern - etwa -2,1 Punkte;
―	die günstige Änderung bei unbesteuerten Verlusten, insbesondere in Belgien, den USA, Italien und Deutschland - etwa -7 Punkte;

Diesen Punkten standen zum Teil gegenüber:


―	Rückgänge latenter Steueransprüche in bestimmten Ländern (Australien, Luxemburg, Niederlande) und die Zunahme von Rückstellungen für ungewisse Steuerpositionen in anderen - etwa +7 Punkte;
―	der Effekt höherer Ertragsteuern auf latente Steuerpositionen in der Zukunft, wie im Vereinigten Königreich verabschiedet - etwa +1 Punkt.

Der gesamte effektive Steuersatz ist drastisch gestiegen (36,9 % gegenüber negativen 169,9 % 2020) vor allem, weil in Belgien, Australien und den Vereinigten Staaten Verluste bei Einmaleffekten nicht besteuert wurden (insbesondere bei bestimmten Derivaten) und weil es zu Änderungen bei Rückstellungen für steuerliche Risiken kam. Wegen sehr geringer Erträge war der Effektivsteuersatz 2020 niedrig.

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen betrug 2,9 Mrd. €, per 31. Dezember 2020 waren es 1,7 Mrd. €. Der Zuwachs entstand hauptsächlich aus dem deutlich gestiegenen EBIT und dem von 30,5 % auf 29,3 % gesunkenen wiederkehrenden Effektivsteuersatz.

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss betrug mit dem Beitrag von EQUANS 3,2 Mrd. €, per 31. Dezember 2020 waren es 1,7 Mrd. €.

Der Konzernanteil am Jahresüberschuss belief sich mit EQUANS auf 3,7 Mrd. €. Der Anstieg um 5,2 Mrd. € im Vergleich zu 2020 war hauptsächlich mit dem höheren Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss und geringeren Wertminderungen verbunden.

2021 bezog sich die Wertminderung von 1,0 Mrd. € im Wesentlichen auf mit Kohle verbundene Assets in Brasilien und auf erneuerbare Energien in Mexiko.

Die Kapitalerträge von 1,1 Mrd. € 2021 bezogen sich vor allem auf den Verkauf von 10 % des Aktienbesitzes an GTT (einschließlich Neubewertung der verbliebenen 30 %) und den Earn-Out bei 29,9 % des Aktienbesitzes an SUEZ, die 2020 verkauft wurden.

Der Jahresüberschuss, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist, betrug 97 Mio. € im Vergleich zu 644 Mio. € 2020. Dieser Rückgang ist in erster Linie das Ergebnis von Partnerschaften zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in den Vereinigten Staaten, die nicht realisierte Verluste bei wirtschaftlichen Absicherungen von Commodities als Netto-Short-Positionen in einem Umfeld drastisch steigender Commodity-Preise ansetzten.

Der Kapitalertrag (ROCE) verbesserte sich im Laufe des Jahres von ca. 5,7 % 2020 auf 9,1 % 2021 vor allem durch ein besseres EBIT und die Änderung des Steuersatzes.

6.1.1.3 Änderung der Nettofinanzverschuldung

Die Nettofinanzverschuldung betrug 25,4 Mrd. €. Das ist ein Plus von 2,9 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2020.

Dieser Anstieg geht vor allem zurück auf:


―	Gesamtinvestitionsausgaben über die Periode von 8,0 Mrd. €, von denen 1,3 Mrd. € die belgische Kernenergierückstellung finanzieren;
―	Dividenden, die an die Aktionäre der ENGIE SA (1,4 Mrd. €) und nicht beherrschende Beteiligungen (0,4 Mrd. € vor allem in Lateinamerika und an GRTgaz) gezahlt wurden;
―	sonstige Positionen mit 1,5 Mrd. €, die sich hauptsächlich auf neu geleaste Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht, Tilgungen von Hybridanleihen und Wechselkurseffekte beziehen;

dem stehen nur teilweise gegenüber:


―	Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit von 6,3 Mrd. € (8,5 Mrd. € ohne Einschussforderungen) und
―	Veräußerungen in Höhe von 2,0 Mrd. €, hauptsächlich GRTgaz.

Änderungen der Nettofinanzverschuldung gliedern sich wie folgt: In Millionen Euro

(1) Investitionsausgaben, abzüglich der Erlöse aus DBSO-Projekten

(2) Ohne Erlöse aus DBSO-Projekten

Die wirtschaftliche Nettoschuld betrug 38,3 Mrd. €. Das ist ein Anstieg um 0,9 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2020. Den gestiegenen Nettofinanzschulden standen teilweise die Finanzierung der Kernenergierückstellung (-1,3 Mrd. €) und versicherungsmathematische Gewinne aus Rückstellungen für Arbeitnehmerleistungen gegenüber (-0,8 Mrd. €).

Änderungen der wirtschaftlichen Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro

Die Kennzahl Nettofinanzschuld zu EBITDA betrug 2,4x, ein Minus von 0,1x gegenüber dem 31. Dezember 2020. Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld betrugen 2,63 %. Damit sind sie 25 Basispunkte höher als am31. Dezember 2020.

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Nettofinanzschulden	25.350	22.458
EBITDA	10.563	8.908
NETTOVERSCHULDUNGSGRAD	2,40	2,52

Die wirtschaftliche Nettoschuld betrug im Verhältnis zum EBITDA 3,6x, also 0,4x weniger als am 31. Dezember 2020. Das entspricht dem Zielverhältnis von weniger oder gleich 4,0x.

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Wirtschaftliche Nettoschuld	38.300	37.420
EBITDA	10.563	8.908
WIRTSCHAFTLICHER NETTOVERSCHULDUNGSGRAD	3,62	4,20

6.1.1.3.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit betrug 6,3 Mrd. €. Das ist ein Minus von 0,4 Mrd. € im Vergleich zu 2020. Dieser Rückgang ergibt sich aus negativen Änderungen des Working-Capital-Bedarfs (1,4 Mrd. €). Treiber sind hier Nachschussaufforderungen (-2,2 Mrd. €), die den höheren Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit mehr als ausgleichen (+1,3 Mrd. €). Steuern und gezahlte Zinsen waren auch etwas höher.

6.1.1.3.2 Nettoinvestitionen

Das Gesamt-Capex betrug 6,1 Mrd. €, davon das Wachstums-Capex 4,3 Mrd. €.

Investitionsausgaben (CAPEX) nach Unternehmenssparte

In Millionen Euro

Die Investitionsausgaben für Wachstum betrugen 4,3 Mrd. €, aufgeteilt nach Unternehmenssparte wie folgt:

Die wichtigsten Vorhaben (Mrd. €)


Renewables	1,9
USA - Wind & Solar	0,8
Frankreich Renewables	0,3
Lateinamerika - Wind & Solar	0,3
Networks	1,3
GRDF - Intelligente Zähler + Netzausbau	0,6
Brasilien - Stromübertragungsleitungen	0,3
Client Solutions	0,7
US-Universität Georgetown	0,2
ENGIE Solutions - verschiedene Projekte	0,2

(1) Abzüglich Veräußerungen aus DBSO-Projekten, ohne Ausgaben für den Konzern und Synatom, die den Instandhaltungsausgaben zugeschlagen wurden

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie:

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten, Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	244	122	462	773	183	104
Networks	812	68	440	-	-	-
Energy Solutions	209	122	15	298	24	45
Thermal	-	8	26	-	(57)	7
Supply	74	46	-	-	11	24
Nuclear	-	-	-	-	-	-
Sonstige	-	-	1	-	1	217
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	1.338	366	943	1.071	161	396

In Millionen Euro	31. Dez. 2021
Renewables	1.887
Networks	1.320
Energy Solutions	712
Thermal	(17)
Supply	155
Nuclear	-
Sonstige	218
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	4.274

In Millionen Euro	Frankreich	Resteuropa	Lateinamerika	USA & Kanada	Naher Osten Asien & Afrika	Sonstige
Renewables	152	63	635	122	(453)	1.010
Networks	822	40	659	-	1	57
Energy Solutions	208	38	4	247	22	72
Thermal	-	13	122	-	(111)	3
Supply	60	49	-	-	8	27
Nuclear	-	-	-	-	-	-
Sonstige	-	-	3	9	1	(10)
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	1.241	204	1.423	378	(532)	1.159

In Millionen Euro	31. Dez. 2020 (1)
Renewables	1.529
Networks	1.579
Energy Solutions	591
Thermal	28
Supply	144
Nuclear	-
Sonstige	2
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	3.873

Die Nettoinvestitionen in der Periode beliefen sich auf 6,1 Mrd. € und beinhalten:


―	Investitionsausgaben für Wachstum in Höhe von 4,3 Mrd. € (siehe oben);
―	Bruttoinvestitionsausgaben für Instandhaltung von 2,4 Mrd. €;
―	die Nettoerhöhung der Synatom-Investitionen um 1,3 Mrd. €;
―	neue Vermögenswerte aus einem Nutzungsrecht, die über die Periode angesetzt wurden (0,4 Mrd. €);
―	Änderungen des Konsolidierungskreises für die Periode im Zusammenhang mit Erwerben und Veräußerungen von Tochtergesellschaften für 0,3 Mrd. € und
―	Erlöse aus Veräußerungen, die einen Zufluss von 2,0 Mrd. € darstellen.

6.1.1.3.3 Dividenden und Eigenkapitalbewegungen

Dividenden und Bewegungen der eigenen Anteile in der Periode beliefen sich auf 1,9 Mrd. € und beinhalten die Dividendenzahlung von ENGIE im Mai für das Geschäftsjahr 2020 in Höhe von 1,4 Mrd. €,

Dividenden von 0,4 Mrd. €, die die verschiedenen Tochtergesellschaften ihren Minderheitsaktionären zahlten, und Zinszahlungen auf Hybrid-Schulden von 0,1 Mrd. €.

6.1.1.3.4 Nettofinanzschuld per 31. Dezember 2021

Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Auswirkung von Devisenderivaten ein, waren per 31. Dezember 2021 insgesamt 83 % der Nettofinanzschuld in Euro, 11 % in US-Dollar und 10 % in brasilianischen Real denominiert.

Mit dem Beitrag von Finanzinstrumenten waren 91 % der Nettoschuld festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettofinanzschuld der Gruppe liegt bei 11,8 Jahren.

Per 31. Dezember 2021 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 12,0 Mrd. €.

6.1.1.3.5 Rating

Am 17. Januar 2022 bekräftigte Moody's sein Rating für vorrangige unbesicherte Verpflichtungen mit Baa1/P-2 mit stabilem Ausblick.

Am 15. Oktober 2021 bestätigte Fitch das langfristige Emittentenrating mit A-, das am 24. März 2021 herabgestuft wurde, und das kurzfristige Rating mit F1, mit stabilem Ausblick.

Am 7. Juni 2021 bestätigte S&P das langfristige Emittentenrating mit BBB+ und das kurzfristige Emittentenrating mit A-2, mit stabilem Ausblick.

6.1.1.4 Sonstige Posten der Bilanz

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	Nettoänderung
Langfristige Vermögenswerte	117.418	93.095	24.323
davon Geschäfts- oder Firmenwert	12.799	15.943	(3.144)
davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	57.863	57.085	778
davon derivative Finanzinstrumente	25.616	2.996	22.620
davon Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	8.498	6.760	1.738
Kurzfristige Vermögenswerte	107.915	60.087	47.828
davon Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	32.556	14.295	18.260
davon derivative Finanzinstrumente	19.373	8.069	11.304
davon als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte	11.881	1.292	10.589
Gesamteigenkapital	41.980	33.856	8.124
Rückstellungen	25.459	27.073	(1.613)
Fremdkapital	41.048	37.939	3.109
Derivative Finanzinstrumente	46.931	13.125	33.806
Sonstige Verbindlichkeiten	69.916	41.191	28.725
davon Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind	7.415	488	6.927

Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 57,9 Mrd. €, ein Plus von 0,8 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2020. Dieser Zuwachs war im Wesentlichen das Ergebnis von Erwerben und Investitionsausgaben für Erschließung über die Periode (Positivwirkung von 7,2 Mrd. €) und Wechselkurseffekten (Positivwirkung von 1 Mrd. € hauptsächlich durch die Aufwertung des US-Dollar und des Pfund Sterling). Er wurde teilweise aufgezehrt durch Abschreibungsbelastungen (Negativwirkung 4,6 Mrd. €), die Klassifizierung von EQUANS als "aufgegebene Geschäftsbereiche" (Negativwirkung 1,5 Mrd. €) und Wertminderungsaufwand (Negativwirkung 1,0 Mrd. €).

Der Geschäfts- oder Firmenwert sank vor allem wegen der Klassifizierung der Geschäfte von EQUANS als "zum Verkauf gehalten" um 3,1 Mrd. € auf 12,8 Mrd. €.

Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, stiegen hauptsächlich wegen der Veräußerung eines Anteils von 10 % an GTT um 1,7 Mrd. €, das nun nach der Equity-Methode bilanziert wird.

Das Eigenkapital insgesamt belief sich auf 42 Mrd. €, ein Plus von 8,1 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2020. Der Zuwachs entstand vor allem durch das sonstige Gesamtergebnis (Positivwirkung von 5,7 Mrd. €, einschließlich positiver 4 Mrd. € Cashflow-Sicherungen für Commodities, positiver 1,7 Mrd. € versicherungsmathematischer Gewinne und Verluste und positiver 0,9 Mrd. € aus Währungsumrechnungen) und aus dem Jahresüberschuss für die Periode (positive Wirkung von 3,8 Mrd. €). Er wurde teilweise durch die gezahlten Dividenden (Negativwirkung 1,7 Mrd. €) aufgezehrt.

Die Rückstellungen betrugen 25,5 Mrd. €. Das sind 1,6 Mrd. € weniger als am 31. Dezember 2020. Grund dafür sind hauptsächlich versicherungsmathematische Gewinne aus Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen (dadurch verringerte sich der Betrag für die Rückstellung um 2,0 Mrd. €), weil die Abzinsungssätze über die Periode deutlich gestiegen sind (vgl. Anhang 20).

Die Erhöhung bei den derivativen Finanzinstrumenten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen gegenüber dem 31. Dezember 2020 geht hauptsächlich auf die Änderung der Commodity-Preise über die Periode zurück.

Am 31. Dezember 2021 bezogen sich Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" und "Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerten" klassifiziert waren, hauptsächlich auf die Geschäftstätigkeit von EQUANS.

6.1.1.5 Jahresabschluss der Muttergesellschaft

Die nachstehend genannten Zahlen beziehen sich auf den Jahresabschluss der ENGIE SA, erstellt nach dem French GAAP und den dafür geltenden Bestimmungen.

Die Erträge der ENGIE SA beliefen sich 2021 auf insgesamt 36.224 Mio. €. Sie sind im Vergleich zu 2020 (19.272 Mio. €) sowohl auf dem Gasmarkt als auf dem Strommarkt gestiegen.

Der Verlust aus betrieblicher Tätigkeit belief sich 2021 auf 846 Mio. €, eine Verbesserung um 794 Mio. € gegenüber 2020 mit einem Verlust von 1.640 Mio. €. Die Marge für Energie sank um 1.009 Mio. €.

Die Nettofinanzerträge beliefen sich auf 381 Mio. € und sanken somit um 1.058 Mio. € im Vergleich zu 2020 wegen der geringeren vereinnahmten Dividenden.

Einmaleffekte führten zu Einnahmen von 1.771 Mio. €. Hier ging es vor allem um Wertentwicklungen von Eigenkapitalanteilen (einschließlich Information über Zahlungsfristen Electrabel) und Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Aktien (einschließlich GRTgaz).

Der Ertragssteuerertrag betrug 474 Mio. € im Vergleich zu einem Ertragssteuerertrag von 532 Mio. € für 2020, einschließlich einer Entlastung aus Steuerkonsolidierung von 408 Mio. €.

Der Jahresüberschuss machte 1.780 Mio. € aus.

Das Aktienkapital belief sich Ende 2021 auf 31.211 Mio. €. Ende 2020 waren es 30.702 Mio. €. Die Steigerung von 509 Mio. € war vor allem dem Jahresüberschuss von 1.780 Mio. € im Jahr 2021 und der Dividendenzahlung 2020 von -1.305 Mio. € zu verdanken.

Per 31. Dezember 2021 machten Fremdkapital und Schulden 39.361 Mio. € aus, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 11.232 Mio. € (von denen sich 7.533 Mio. € auf Kontokorrentkredite von Tochtergesellschaften bezogen).

Information über Zahlungsfristen

Nach Artikel D.441-4 des französischen Handelsgesetzbuches müssen Unternehmen, deren Jahresabschlüsse von einem Wirtschaftsprüfer geprüft werden, Informationen zu Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden veröffentlichen. Damit soll verdeutlicht werden, dass es keine maßgeblichen Versäumnisse bei der Einhaltung dieser Fristen gibt.

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden gemäß Artikel D.441-4 des französischen Handelsgesetzbuches

	Artikel D.441 I.- 1: Am Ende der Berichtsperiode eingegangene unbezahlte und überfällige Rechnungen
In Millionen Euro	0 Tage (Richtwert)	1 bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder mehr	Gesamt (1 Tag oder mehr)
---	---	---	---	---	---	---
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-					40.767
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	12,9	369,6	1,1	141,4	524,9
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode	-	0,03%	0,83%	0,00%	0,32%	1,19 %
Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode
(B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen aufgrund strittiger oder nicht erfasster Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen						177
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen						(2,8)
(C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L. 441- 6 oder Artikel L. 443 1 des französischen Handelsgesetzbuches)
Angewandte Zahlungsbedingungen, um Zahlungsverzug zu berechnen	Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 Tage

	Artikel D.441 I.- 2: Am Ende der Berichtsperiode ausgestellte unbezahlte und überfällige Rechnungen
In Millionen Euro	0 Tage (Richtwert)	1 bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 Tage oder mehr	Gesamt (1 Tag oder mehr)
---	---	---	---	---	---	---
(A) nach Fälligkeitsalter
Zahl der Rechnungen	-					5.928.59
						1
Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.)	-	1.921,5	50,9	34,1	5.587,3	2.593,8
Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode
Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode	-	4,50 %	0,12 %	0,08 %	1,37 %	6,07 %
(B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen aufgrund strittiger oder nicht erfasster Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen						503
Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen						0,9
(C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbart oder gesetzlich vorgeschrieben - Artikel L. 441- 6 oder Artikel L. 443 1 des französischen Handelsgesetzbuches)
Angewandte Zahlungsbedingungen, um Zahlungsverzug zu berechnen	Vertraglich vereinbarte Zahlungsfristen: 14 Tage Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 Tage

6.1.2 Kapitalausstattung

6.1.2.1 Darlehenskonditionen und Finanzstruktur für den Darlehensgeber

6.1.2.1.1 Schuldenstruktur

Die Bruttoschuld betrug Ende 2021 ohne Kontokorrentkredite, fortgeführte Anschaffungskosten und derivative Finanzinstrumente 37,9 Mrd. €. Das ist mehr als Ende 2020. Sie bestand hauptsächlich aus 26,2 Mrd. € in Anleihen und 5,8 Mrd. € in Bankdarlehen. Sonstige Darlehen und Inanspruchnahmen von Kreditlinien summierten sich zu 0,9 Mrd. €. Kurzfristige Darlehen (kurzfristige marktgängige Wertpapiere) hatten Ende 2021 einen Anteil von 13 % an Gesamtbruttoschuld.

82 % der Bruttoschuld wurden auf Finanzmärkten emittiert (Anleiheemissionen und kurzfristige marktgängige Wertpapiere). Die Nettoschuld ohne fortgeführte Anschaffungskosten, den Effekt von derivativen Finanzinstrumenten und Barsicherheiten beliefen sich Ende 2021 auf 23,9 Mrd. €. Ende 2021 war die Nettoschuld zu 83 % in Euro, zu 11 % in US-Dollar und zu 10 % in brasilianischen Real denominiert, ohne fortgeführte Anschaffungskosten und nach Auswirkung der Wechselkurse von Derivaten.

Nach der Auswirkung von Derivaten waren 91 % der Nettoschuld festverzinslich. Die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld lagen bei 2,63 %. Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld lag Ende 2021 bei 11,8 Jahren.

Die wichtigsten Verträge sind bei ENGIE SA angesiedelt. Sie werden in Abschnitt 6.4, Anhang 11 "Jahresabschluss der Muttergesellschaft" beschrieben.

6.1.2.1.2 Wichtige Transaktionen 2021

Die wichtigsten Transaktionen 2021 mit Einfluss auf die Finanzschuld sind in Abschnitt 6.2.2, Anhang 17.3.3. "Anhänge zum Konzernabschluss" beschrieben.

Im Dezember 2021 nahm die Gruppe eine Konsortialkreditlinie über 4 Mrd. € über eine erste Laufzeit von fünf Jahren auf mit Option auf zwei Verlängerungen von jeweils einem Jahr. Diese Kreditlinie trat an die Stelle des Konsortialkredits über 5,5 Mrd. €, der im November 2022 fällig wird und gekündigt wurde, als der neue Kredit eingerichtet war.

6.1.2.1.3 Ratings

ENGIE lässt sich von Standard & Poor's, Moody's und Fitch bewerten.

Im Juni 2021 bestätigte S&P das Emittentenrating für ENGIE SA mit BBB+/A-2 mit stabilem Ausblick.

Im Januar 2022 bekräftigte Moody's die Bewertung der vorrangigen Verbindlichkeiten der ENGIE SA mit Baa1/P-2 mit stabilem Ausblick.

Im April 2021 stufte Fitch das langfristige Emittentenrating für ENGIE SA von A zu A- herab und behielt das kurzfristige Emittentenrating mit F1 bei, mit stabilem Ausblick. Im Oktober 2021 bestätigte Fitch das Emittentenrating für ENGIE SA mit A-/F1 mit stabilem Ausblick.

6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital

Per 31. Dezember 2021 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 12,0 Mrd. €. Diese Kreditlinien lassen sich unter anderem als Absicherungslinien für die kurzfristigen marktgängigen Wertpapierprogramme einsetzen. Über 90 % dieser Linien werden zentral verwaltet, sie unterliegen keinen Financial Covenants oder sind mit einem Kreditrisiko-Rating verknüpft. Die Gegenparteien dieser Linien sind stark diversifiziert, keine einzelne hält mehr als 5 % der Summe dieser zentralisierten Linien. Ende 2021 war keine zentralisierte Kreditfazilität in Anspruch genommen.

Zudem hat die Gruppe Kreditlinien in einigen Tochtergesellschaften eingerichtet, für die die Dokumentation Kennzahlen zu deren Finanzlage enthält. Für diese Kreditlinien bürgen weder ENGIE SA noch GIE ENGIE Alliance. Die Festlegung wie auch die Kennzahlgröße, die auch als Financial Covenants bezeichnet werden, sind mit den Kreditgebern vertraglich vereinbart und können während der Laufzeit des Darlehens überprüft werden.

Die häufigsten Kennzahlen sind:


―	Schuldendienstdeckungsgrad = verfügbarer Cashflow (Kapitalbetrag + Zinsaufwand) oder der Zinsdienst (Zinsdeckungsgrad = EBITDA/Zinsaufwendungen);
―	Loan Life Cover Ratio (Anpassung der mittleren Kosten des künftigen für den Schuldendienst verfügbaren Cashflow, dividiert durch den noch geschuldeten Kreditbetrag);
―	Statischer Verschuldungsgrad oder Wahrung einer Mindesteigenkapitalmenge.

Per 31. Dezember 2021 erfüllten alle Unternehmen der Gruppe, deren Schulden konsolidiert sind, die bindenden Verpflichtungen und Zusicherungen aus ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme weniger nicht maßgeblicher Unternehmen, für die Maßnahmen zur Einhaltung umgesetzt werden.

6.1.2.3 Erwartete Finanzierungsquellen zur Erfüllung von Verpflichtungen aus Investitionsentscheidungen

Die Gruppe geht davon aus, dass ihr Finanzbedarf durch verfügbare Zahlungsmittel und die mögliche Nutzung ihrer vorhandenen Kreditfazilitäten gedeckt wird. Möglicherweise wird sie jedoch ad hoc die Kapitalmärkte in Anspruch nehmen.

Nötigenfalls könnte eine Sonderfinanzierung für sehr spezielle Projekte aufgelegt werden.

Von den Finanzierungen der Gruppe werden 2022 insgesamt 4,3 Mrd. € fällig (ohne die Fälligkeit von 5 Mrd. € für kurzfristige marktgängige Wertpapiere). Zusätzlich besaß sie per 31. Dezember 2021 Zahlungsmittel von 14 Mrd. € (abzüglich Kontokorrentkredite) und insgesamt 12 Mrd. € aus verfügbaren Kreditlinien, einschließlich 1 Mrd. €, die 2022 auslaufen. Von der Höhe dieser verfügbaren Linien ist der Betrag der kurzfristigen marktgängigen Wertpapiere nicht abgezogen.

6.2 Konzernabschluss

6.2.1 Konzernabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Erträge	7.2 & 8	57.866	44.306
Käufe und betriebsnotwendige Derivate	9.1	(38.861)	(28.088)
Personalkosten	9.2	(7.692)	(7.503)
Abschreibung und Rückstellungen	9.3	(4.840)	(4.477)
Steuern		(1.479)	(1.207)
Sonstige betriebliche Erträge		1.122	971
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung		6.116	4.001
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	7.2	800	553
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	0	6.916	4.554
Wertminderungsaufwendungen	10.1	(1.028)	(3.502)
Umstrukturierungskosten	10.2	(204)	(257)
Änderungen des Konsolidierungskreises	10.3	1.107	1.641
Sonstige Einmaleffekte	10.4	(69)	(879)
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	10	6.722	1.558
Finanzaufwand		(2.061)	(2.168)
Finanzertrag		711	533
Nettofinanzergebnis	11	(1.350)	(1.634)
Ertragsteuerertrag/(-aufwand)	12	(1.695)	(666)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen		3.678	(742)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen		80	(151)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		3.758	(893)
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)		3.661	(1.536)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		3.582	(1.384)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		79	(153)
Nicht beherrschende Beteiligungen		97	644
davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen		96	642
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen		1	2
Unverwässertes Ergebnis je Aktie (Euro)	13	1,46	(0,71)
davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		1,43	(0,65)
davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie		0,03	(0,06)
Verwässertes Ergebnis je Aktie (Euro)	13	1,46	(0,71)
davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie		1,42	(0,65)
davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie		0,03	(0,07)

(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2020 wurden wegen der Klassifizierung der Geschäftstätigkeit von EQUANS als zur Veräußerung gehaltene "aufgegebene Geschäftsbereiche" nach IFRS 5 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2020")

NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen

Gesamtergebnisrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		3.758	(893)
Schuldinstrumente	17.1	(21)	(46)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	18	(215)	128
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	18	511	(250)
Cashflow-Sicherungen für Commodities	18	3.980	872
Latente Steuern auf obige Posten		(1.333)	(136)
Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern		270	(387)
Umrechnungsdifferenzen		909	(1.938)
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		114	(159)
Summe umgliederbarer Posten		4.215	(1.916)
Eigenkapitalinstrumente	17.1	159	45
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		1.742	(1.587)
Latente Steuern auf obige Posten		(451)	378
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern		-	75
Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern		48	16
Summe nicht umgliederbarer Posten		1.499	(1.073)
Summe umgliederbarer Posten und nicht umgliederbarer Posten		5.712	(2.990)
SUMME GESAMTERGEBNIS		9.471	(3.882)
davon Eigentümer des Mutterunternehmens		9.415	(4.046)
davon nicht beherrschende Beteiligungen		56	163

(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2020 wurden wegen der Klassifizierung von EQUANS als "aufgegebene Geschäftsbereiche" nach IFRS 5 neu berechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2020")

NB Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen

Bilanz

Vermögenswerte

in Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Langfristige Vermögenswerte
Geschäfts- oder Firmenwert	14	12.799	15.943
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	15	6.784	7.196
Sachanlagen, zu Buchwerten	16	51.079	49.889
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	17	10.949	9.009
Derivative Instrumente	17	25.616	2.996
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	8	34	26
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	4	8.498	6.760
Sonstige langfristige Vermögenswerte	25	478	396
Latente Steueransprüche	12	1.181	880
Summe Langfristige Vermögenswerte		117.418	93.095
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	17	2.495	2.583
Derivative Instrumente	17	19.373	8.069
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	8	32.555	14.295
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	8	8.344	7.738
Vorräte	25	6.175	4.140
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	25	13.202	8.990
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	17	13.890	12.980
Als zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte	5.2	11.881	1.292
Summe Kurzfristige Vermögenswerte		107.915	60.087
SUMME DER VERMÖGENSWERTE		225.333	153.182

NB Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen

Verbindlichkeiten

in Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Eigenkapital		36.994	28.945
Nicht beherrschende Beteiligungen	3	4.986	4.911
Summe Eigenkapital	19	41.980	33.856
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	20	23.394	24.876
Langfristiges Fremdkapital	17	30.458	30.092
Derivative Instrumente	17	24.228	3.789
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	17	108	77
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	8	68	39
Andere langfristige Verbindlichkeiten	25	2.341	2.004
Latente Steuerverbindlichkeiten	12	7.738	4.416
Summe Langfristige Verbindlichkeiten		88.335	65.293
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	20	2.066	2.197
Kurzfristiges Fremdkapital	17	10.590	7.846
Derivative Instrumente	17	22.702	9.336
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	17	32.822	17.307
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	8	2.671	4.315
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	25	16.752	12.545
Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als veräußerungsfähig klassifiziert sind	5,2	7.415	488
Summe Kurzfristige Verbindlichkeiten		95.019	54.034
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN		225.333	153.182

NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen

Eigenkapitalveränderungsrechnung

In Millionen Euro	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Umrechnungsdifferenzen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2019	2.435	31.470	(1.369)	3.913	(1.961)	(1.098)
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)			(1.536)
Sonstiges Gesamtergebnis			(999)		242	(1.752)
Summe Gesamtergebnis			(2.535)		242	(1.752)
Anteilsbasierte Vergütung	-	-	52
Dividendenauszahlung in bar (1)		-	-
Kauf/Veräußerung eigener Anteile			(52)
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (2)			(193)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern			25
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital
Sonstige Änderungen		(178)	199		-
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2020	2.435	31.291	(3.874)	3.913	(1.719)	(2.850)

In Millionen Euro	Eigene Anteile	Eigenkapital	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2019	(303)	33.087	4.950	38.037
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)		(1.536)	644	(893)
Sonstiges Gesamtergebnis		(2.509)	(480)	(2.990)
Summe Gesamtergebnis		(4.046)	163	(3.882)
Anteilsbasierte Vergütung		52	2	54
Dividendenauszahlung in bar (1)		-	(425)	(425)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	52	-	-	-
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (2)		(193)		(193)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern		25	35	59
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen		-	7	7
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital		-	178	178
Sonstige Änderungen		21	1	21
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2020	(251)	28.945	4.911	33.856

(1) Die Hauptversammlung vom 14. Mai 2020 genehmigte den Beschluss zur Streichung der Dividendenzahlung für 2019, den die Gruppe im Zusammenhang mit der Covid-19-Krise eingebracht hat (vgl. Anhang 17.3 "Liquiditätsrisiko" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2020 beendete Jahr)

(2) Die Geschäftsvorfälle in der Periode sind in Anhang 18 "Eigenkapital" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2020 beendete Jahr aufgeführt

NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen

In Millionen Euro	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige	Umrechnungsdifferenzen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2020	2.435	31.291	(3.874)	3.913	(1.719)	(2.850)
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)			3.661
Sonstiges Gesamtergebnis			1.490		3.431	833
Summe Gesamtergebnis			5.151	-	3.431	833
Anteilsbasierte Vergütung	-	-	48
Dividendenauszahlung in bar (1)		(1.296)	-
Kauf/Veräußerung eigener Anteile			(52)
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (1)			(129)	(146)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (1)(2)			324
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen (1) (3)			-
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital
Normative Änderungen			43
Sonstige Änderungen (1) (4)		(3.937)	3.726	-	-
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2021	2.435	26.058	5.238	3.767	1.711	(2.017)

In Millionen Euro	Eigene Anteile	Eigenkapital	Nicht beherrschende Beteiligungen	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2020	(251)	28.945	4.910	33.856
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)		3.661	97	3.758
Sonstiges Gesamtergebnis		5.753	(40)	5.713
Summe Gesamtergebnis	-	9.415	56	9.471
Anteilsbasierte Vergütung		48	1	49
Dividendenauszahlung in bar (1)		(1.296)	(410)	(1.706)
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	52	-	-	-
Geschäfte mit tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (1)		(275)	-	(275)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (1)(2)		324	740	1.064
Transaktionen mit Auswirkung auf nicht beherrschende Beteiligungen (1) (3)		-	(312)	(312)
Erhöhungen und Herabsetzungen von Aktienkapital		-	(1)	(1)
Normative Änderungen		43	1	44
Sonstige Änderungen (1) (4)		(211)	1	(209)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2021	(199)	36.994	4.986	41.979

(1) Die Geschäftsvorfälle in der Periode sind in Anhang 19 "Eigenkapital" aufgeführt.

(2) Bezieht sich hauptsächlich auf die Veräußerung von 11,5 % der Beteiligung an GRTgaz

(3) Bezieht sich hauptsächlich auf den Teilverkauf der Gaztransport & Technigaz SA (GTT)

(4) Betrifft hauptsächlich die Streitigkeiten mit den französischen Steuerbehörden über die regresslose Abtretung der Quellensteuerforderung von SUEZ 2005. Dieser Rechtsstreit ist in Anhang 26.7.1 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren" dargestellt

NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen

Kapitalflussrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021 31.	Dez. 2020 (1)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		3.758	(893)
- Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen		80	(151)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen		3.678	(742)
- Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden		(800)	(553)
+ Vereinnahmte Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		662	739
- Nettoabschreibung, Wertminderung und Rückstellungen		5.484	8.432
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte		(1.039)	(1.580)
- Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind		(721)	(198)
- Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken		(501)	109
- Ertragsteueraufwand	12	1.695	666
- Nettofinanzergebnis	11	1.350	1.634
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf		9.806	8.506
+ Gezahlte Steuern		(603)	(494)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	25.1	(2.377)	(902)
Cashflow aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit fortgeführter Geschäftsbereiche		6.826	7.110
Cashflow aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit aufgegebener Geschäftsbereiche		486	479
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT		7.312	7.589
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	15 & 16	(5.990)	(4.964)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	5 & 17	(392)	(405)
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	5 & 17	(369)	(1.067)
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	17	(1.548)	(1.618)
Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	15 & 16	88	131
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	5 & 17	(173)	462
Veräußerungen von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	5 & 17	62	3.841
Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	17	73	18
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte		32	33
Aus Eigenkapitalinstrumenten vereinnahmte Dividenden		57	56
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	6.6	121	(359)
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit in fortgeführte Geschäftsbereiche		(8.039)	(3.872)
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit in aufgegebene Geschäftsbereiche		(3.003)	(175)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT		(11.042)	(4.046)
Gezahlte Dividenden (2)		(1.859)	(621)
Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat		-	-
Tilgung von Finanzschulden		(5.054)	(6.031)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investition und Finanzierung gehalten werden		464	(608)
Gezahlte Zinsen		(719)	(648)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		52	52
Cashflow aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekauftes Fremdkapital		(219)	25
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen		8.352	7.337
Erhöhung/Senkung von Kapital		226	181
Änderungen bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen	6.6	1.085	23
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierung fortgeführter Geschäftsbereiche		2.328	(290)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierung aufgegebener Geschäftsbereiche		2.519	(272)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT		4.848	(561)
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen auf fortgeführte Geschäftsbereiche (2)		223	(518)
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen auf aufgegebene Geschäftsbereiche		10	(11)
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen		233	(528)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE		1.350	2.453
Umklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten aufgegebener Geschäftsbereiche		(440)	9
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenbeginn		12.980	10.519
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenende		13.890	12.980

(2) Die Zeile "Gezahlte Dividenden" beinhaltet die Kupons, die an die Besitzer tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen gezahlt wurden (vgl. Anhang 19 "Eigenkapital")

NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen

6.2.2 Anhänge zum Konzernabschluss

ENGIE SA, die Muttergesellschaft der Gruppe, ist eine französische Société Anonyme mit einem Aufsichtsrat, der den Bestimmungen in Buch II des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) sowie allen sonstigen Bestimmungen des französischen Rechts unterliegt, die für französische Handelsunternehmen Geltung haben. Sie wurde am 20. November 2004 für die Dauer von 99 Jahren gegründet. Sie unterliegt den geltenden und künftigen Gesetzen und Verordnungen für Sociétés Anonymes sowie den Bestimmungen ihrer Satzung.

Der Hauptsitz der Gruppe befindet sich in 1 place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie (Frankreich).

Die Aktien von ENGIE sind an den Börsen in Paris, Brüssel und Luxemburg gelistet.

Am 14. Februar 2022 genehmigte der Aufsichtsrat der Gruppe den Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr und gab ihn zur Veröffentlichung frei.

ANHANG 1

Bilanzierungsrahmen und Grundlage für die Vorbereitung des Konzernabschlusses

1.1 Bilanzierungsstandards

Gemäß Verordnung (EU) Nr. 2019/980 vom 14. März 2019 wurden Finanzinformationen über Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Bilanz und Gewinn und Verlust von ENGIE für die letzten zwei Berichtsperioden (beendet am 31. Dezember 2020 und 2021) vorgelegt. Diese Informationen wurden gemäß Verordnung (EG) Nr. 1606/2002 vom 19. Juli 2002 "betreffend die Anwendung internationaler Rechnungslegungsstandards" erstellt. Der Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr wurde gemäß den IFRS-Standards erstellt, wie vom International Accounting Standards Board veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen (1) .

Die Bilanzierungsstandards für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr sind mit den Leitlinien zur Erstellung des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2020 beendete Jahr konsistent, mit Ausnahme derer, die im Folgenden beschrieben sind.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die für 2021 gelten


―	Änderungen an IFRS 9 - Finanzinstrumente; IAS 39 - Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung; IFRS 7 - Finanzinstrumente: Angaben; IFRS 4 - Versicherungsverträge und IFRS 16 - Leasingverhältnisse: Reform der Referenzzinssätze (Phase 2).

Die Gruppe wählte, diese Änderungen vorzeitig anzuwenden, wie in Anhang 17.1.5.2 zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2020 beendete Jahr angegeben.


―	Änderungen an IFRS 16 - Leasingverhältnisse: Auf Covid-19 bezogene Mietkonzessionen nach dem 30. Juni 2021.

Diese Änderungen haben keine maßgebliche Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe.

1.1.2 Sonstige Texte


―	In der Agendaentscheidung von April 2021 stellte das IFRS Interpretations Committee (IFRIC) klar, welchen Dienstleistungsperioden ein Unternehmen bestimmte Leistungen an Arbeitnehmer aus leistungsorientierten Plänen zuordnen sollte (IAS 19 - Leistungen an Arbeitnehmer). Die Auswirkung dieser Entscheidung auf die Gruppe ist nicht maßgeblich und wurde am 1. Januar 2021 im Eigenkapital angesetzt.
―	In der Agendaentscheidung von März 2021 stellte das IFRS Interpretations Committee (IFRIC) die Bilanzierung von Kosten eines Kunden für Konfiguration und Anpassung von Software im Rahmen einer "Software as a Service"-Vereinbarung (SaaS) klar. Gemäß der IFRIC-Entscheidung sind einige dieser Kosten als Aufwand (und nicht als immaterieller Vermögenswert) anzusetzen.

Die Gruppe hat die wichtigsten Projekte zur Implementierung von Software im Rahmen einer SaaS-Vereinbarung ermittelt, für die Kosten als immaterielle Vermögenswerte angesetzt worden sind. Angesichts der praktischen Schwierigkeiten bei der Feststellung der Kosten für Konfiguration und Anpassung, die in den Beträgen enthalten sind, die bei diesen Projekten als immaterielle Vermögenswerte angesetzt wurden, ist diese Entscheidung nicht auf den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr angewendet worden. Bei dem derzeitigen Stand der Analyse gilt diese Entscheidung als ohne wesentlichen Einfluss auf den Konzernabschluss der Gruppe.

1.1.3 2022 in Kraft tretende IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, deren vorzeitige Anwendung die Gruppe gewählt hat


―	Änderungen an IAS 16 - Sachanlagen: Einnahmen vor der beabsichtigten Nutzung.

Diese Änderungen haben keine maßgebliche Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe'

1.1.4 2022 in Kraft tretende IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, deren vorzeitige Anwendung die Gruppe nicht gewählt hat


―	Änderungen an IAS 1 - Darstellung des Abschlusses: Klassifizierung von Schulden als kurz- oder langfristig (2)
―	Änderungen an IAS 37 - Rückstellungen, Eventualschulden und Eventualforderungen: Belastende Verträge - Kosten für die Erfüllung eines Vertrages
―	Jährliche Verbesserungen an IFRSs -Zyklus 2018-2020.
―	IFRS 17- Versicherungsverträge (einschließlich Änderungen).
―	Änderungen an IAS 1 - Darstellung des Abschlusses und Leitlinien zu Wesentlichkeit: Angaben zu Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden (1)
―	Änderungen an IAS 8 - Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Änderungen von rechnungslegungsbezogenen Schätzungen und Fehler: Definition von rechnungslegungsbezogenen Schätzungen (1)
―	Änderungen an IAS 12 - Ertragssteuern: Latente Steuern auf Vermögenswerte und Schulden, die aus einer einzigen Transaktion entstehen (1)

Die Auswirkung dieser Standards, Änderungen und Verbesserungen werden gegenwärtig beurteilt.

1 Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://eurlex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=CELEX:02002R1606-20080410

2 Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen

1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung

1.2.1 Anschaffungskostenprinzip

Der Konzernabschluss der Gruppe ist in Euro dargestellt und wurde nach dem Anschaffungskostenprinzip erarbeitet. Eine Ausnahme bilden Finanzinstrumente, die nach den in IFRS 9 aufgestellten Kategorien für Finanzinstrumente bilanziert sind.

1.2.2 Gewählte Optionen

1.2.2.1 Hinweis auf Übergangsoptionen für IFRS 1

Die Gruppe nutzte einige der Wahlrechte nach IFRS 1 bei der Umstellung auf IFRS im Jahr 2005. Die Optionen, die sich weiterhin auf die Konzernabschlüsse auswirken, sind:


―	Umrechnungsanpassungen: Die Gruppe hat gewählt, kumulierte Umrechnungsanpassungen per 1. Januar 2004 in das konsolidierte Eigenkapital zu reklassifizieren;
―	Unternehmenszusammenschlüsse: Die Gruppe hat gemäß IFRS 3 die Möglichkeit gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden.

1.2.2.2 Unternehmenszusammenschlüsse

Unternehmenszusammenschlüsse vor dem 1. Januar 2010 wurden nach IFRS 3 vor der Überarbeitung bilanziert. Gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 wurden diese Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu berechnet.

Seit dem 1. Januar 2010 wendet die Gruppe die Erwerbsmethode nach dem überarbeiteten IFRS 3 an, die im Ausweis der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Verbindlichkeiten zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag sowie nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen besteht. Nicht beherrschende Beteiligungen werden entweder zum beizulegenden Zeitwert oder in Höhe des proportionalen Anteils des Unternehmens an den identifizierbaren Nettovermögenswerten des erworbenen Unternehmens bewertet. Die Gruppe entscheidet fallweise, mit welcher Bewertungsoption sie nicht beherrschende Beteiligungen ausweist.

1.2.2.3 Konsolidierte Kapitalflussrechnung

Die konsolidierte Kapitalflussrechnung wird mit der indirekten Darstellung ausgehend vom Jahresüberschuss erstellt.

"Vereinnahmte Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte" werden Investitionen zugeordnet, denn sie sind eine Investitionsrendite. "Auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente vereinnahmte Zinsen" erscheinen als Bestandteil der Finanzierungstätigkeiten, denn die Zinsen können dazu genutzt werden, die Fremdkapitalkosten zu verringern. Diese Klassifizierung ist mit der internen Organisation der Gruppe konsistent, bei der Schulden und Zahlungsmittel zentral vom Treasury-Bereich der Gruppe verwaltet werden.

Da Wertminderungsaufwendungen bei kurzfristigen Vermögenswerten als endgültiger Verlust gelten, werden Änderungen bei kurzfristigen Vermögenswerten abzüglich Wertminderung dargestellt.

Zahlungsströme im Zusammenhang mit der Zahlung von Ertragsteuern stehen in einer separaten Zeile.

1.2.3 Fremdwährungstransaktionen

1.2.3.1 Umrechnung von Fremdwährungstransaktionen

Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung zu dem Wechselkurs verbucht, der am Tag der Transaktion gilt.

Die funktionale Währung ist die Währung des primären Wirtschaftsumfelds, in dem ein Unternehmen tätig ist. Das ist in den meisten Fällen die lokale Währung. Bestimmte Unternehmen können jedoch eine funktionale Währung haben, die nicht die lokale ist, wenn diese andere Währung für die wichtigen Transaktionen des Unternehmens verwendet wird und sein wirtschaftliches Umfeld besser widerspiegelt.

Am Ende der Berichtsperiode:


―	werden monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die daraus resultierenden Umrechnungsgewinne und -verluste werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung für das Jahr verbucht, in dem sie anfallen;
―	werden nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Anschaffungskosten am Transaktionstag angesetzt.

1.2.3.2 Umrechnung der Einzelabschlüsse von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro (Berichtswährung)

Die Bilanzen dieser Tochtergesellschaften werden zum offiziellen Wechselkurs am Jahresende in Euro umgerechnet. Die Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und der Kapitalflussrechnung werden mit dem durchschnittlichen Wechselkurs für das Jahr umgerechnet. Differenzen aus der Umrechnung der Jahresabschlüsse dieser Tochtergesellschaften erscheinen im sonstigen Gesamtergebnis als "Umrechnungsanpassungen".

Anpassungen des Geschäfts- oder Firmenwerts und des beizulegenden Zeitwerts aus dem Erwerb ausländischer Unternehmen werden als Vermögenswerte und Verbindlichkeiten dieser ausländischen Unternehmen klassifiziert und daher in den funktionalen Währungen der Unternehmen ausgewiesen und zum Wechselkurs am Jahresende umgerechnet.

1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen

1.3.1 Schätzungen

Konzernabschlüsse aufzustellen, verlangt Schätzungen und Annahmen, um den Wert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten und Eventualvermögenswerten und -verbindlichkeiten am Ende der Berichtsperiode sowie über die Periode erfasste Erlöse und Aufwendungen zu bestimmen.

Entwicklungen des wirtschaftlichen und finanziellen Umfelds, insbesondere im Zusammenhang mit hoch volatilen Commodity-Märkten, haben die Gruppe veranlasst, die Verfahren zur Risikoüberwachung zu verbessern, vor allem durch die Bewertung von Finanzinstrumenten, Gegenpartei- und Liquiditätsrisiken. Die Schätzungen, die die Gruppe unter anderem dazu nutzt, die Werthaltigkeit zu testen und Rückstellungen zu bemessen, berücksichtigen auch dieses Umfeld und die drastische Marktvolatilität.

Rechnungslegungsbezogene Schätzungen in einem Kontext, der auf Entwicklungen des Energiemarkts empfindlich reagiert, erschweren das Bestimmen mittel- und kurzfristiger Wirtschaftsaussichten. Besondere Aufmerksamkeit galt den Folgen veränderter Gas- und Strompreise, die in der zweiten Hälfte 2021 maßgeblich gestiegen sind.

Aufgrund von Unsicherheiten, die einer Schätzung innewohnen, überprüft die Gruppe regelmäßig ihre Schätzungen vor dem Hintergrund aktuell verfügbarer Informationen. Die Endergebnisse könnten anders als geschätzt ausfallen.

Die wichtigsten Schätzungen zur Aufstellung des Konzernabschlusses der Gruppe beziehen sich hauptsächlich auf:


―	die Bemessung des erzielbaren Betrags für den Geschäfts- oder Firmenwert (vgl. Anhang 14), für sonstige immaterielle Vermögenswerte (vgl. Anhang 15) und Sachanlagen (vgl. Anhang 16);
―	die Bemessung des beizulegenden Zeitwerts finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten (vgl. Anhänge 17 und 18);
―	die Beurteilung erwarteter Kreditausfälle, vor allem, um bei der Ausfallwahrscheinlichkeit und anderen Inputs in einem unsicheren Kontext auf dem Laufenden zu sein (vgl. Anhang 18);
―	die Bemessung von Rückstellungen, insbesondere für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs, Abbruchverpflichtungen, Rechtstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Anhänge 20 und 21);
―	die Bemessung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden (vgl. Anhang 5);
―	die Bemessung nicht abgelesener Erlöse (Energie auf dem Zähler), für die die Bewertungstechniken durch sich ändernde Verbrauchsgewohnheiten bestimmter Kunden im Kontext erheblicher Schwankungen der Commodity-Preise beeinflusst wurden (vgl. Anhang 8);
―	die Bemessung angesetzter steuerlicher Verlustvorträge, die gegebenenfalls Überprüfungen und Projektionen steuerpflichtiger Erträge berücksichtigt (vgl. Anhang 12).

1.3.2 Ermessensentscheidungen

Das Management der Gruppe stützt sich auf Schätzungen, trifft aber auch Ermessensentscheidungen, um die geeignete Bilanzierung bestimmter Tätigkeiten und Geschäfte insbesondere dann zu bestimmen, wenn die geltenden IFRS-Standards und IFRIC-Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Bilanzierungsprobleme eingehen.

Die Gruppe übte ihr Ermessen insbesondere aus, um:


―	die Art der Beherrschung zu beurteilen (vgl. Anhang 3 und 4);
―	die Leistungsverpflichtungen aus Verkaufsverträgen festzustellen (vgl. Anhang 8);
―	festzulegen, wie Erlöse aus Kunden berechneten Verteilungs- und Übertragungsleistungen erfasst werden (vgl. Anhang 8);
―	von einigen Regierungen gewährte Hilfemaßnahmen zu erfassen, insbesondere den Tarifschutz in Frankreich, der Verbraucher wie auch Lieferanten von Gas und Strom vor erheblichen Schwankungen der Commodity-Preise schützen soll (vgl. Anhang 8);
―	Verträge zur "Selbstnutzung" laut Definition in IFRS 9 unter den Verträgen über Kauf und Verkauf nicht finanzieller Posten (Strom, Gas usw.) zu identifizieren (vgl. Anhang 17);
―	Aufrechnungsvereinbarungen festzustellen, die die Kriterien von IAS 32 Finanzinstrumente: Darstellung (vgl. Anhang 17) erfüllen;
―	festzustellen, ob Vereinbarungen ein Leasing-Verhältnis sind oder enthalten (vgl. Anhänge 16);
―	nach der Umstrukturierung der Gruppe fortgeführte und berichtspflichtige Segmente zu ermitteln (vgl. Anhang 7).

Unternehmen, für die Ermessensentscheidungen hinsichtlich der Art der Beherrschung getroffen wurden, sind in Anhang 3 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2021" und 4 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" aufgeführt.

1.3.3 Berücksichtigung der Klimaproblematik bei der Erstellung des Konzernabschlusses

Die Gruppe hat ihr Ermessen auch bei der Beurteilung von Risiken und Herausforderungen durch das Klima und die Auswirkung auf den Konzernabschluss ausgeübt. Es sei darauf verwiesen, dass das Management der Klima- und Umweltrisiken und ihrer Herausforderungen für die Gruppe in Kapitel 2 "Risikofaktoren und -steuerung" und in Kapitel 3 "Nicht-finanzielle Performance und Informationen zu CSR" des Einheitliches Registrierungsformulars dargelegt sind.

―

Die Verpflichtungen, die Frankreich, Europa und verschiedene Länder international insbesondere im Hinblick auf die langfristige Klimaneutralität eingegangen sind, werden berücksichtigt bei (i) der Beurteilung des Werts der Vermögenswerte der Gruppe, vor allem mit Hilfe langfristiger Preisszenarios in Werthaltigkeitstests (vgl. Anhang 14) und (ii) der Bewertung von Rückstellungen für den Abbruch, vor allem durch Beurteilung der Nutzungsdauer von Gasinfrastruktur in Frankreich, ausgehend von dem erwarteten geänderten Energiemix (vgl. Anhang 20).

―

Die speziell von ENGIE eingegangenen Verpflichtungen spiegeln sich in der Beurteilung des Wertes der Vermögenswerte der Gruppe wider (vgl. Anhang 14), insbesondere (i) im vollständigen Ausstieg aus der Kohle bis 2027, der vor allem Südamerika betrifft, je nach den speziellen Perspektiven jedes Vermögenswertes (Stilllegung, Umstellung oder Veräußerung) und (ii) in der schrittweisen Dekarbonisierung der Stromerzeugungsgeschäfte der Gruppe bis zur Netto-Null 2045 und im weiteren Sinne in der Investitionsstrategie der Gruppe zugunsten der Energiewende durch Ausbau der Flotte, die auf erneuerbare Energie setzt, durch das Ersetzen von Erdgas durch erneuerbare Gase und Ausbau des Angebots von Dienstleistungen mit geringem CO2-Ausstoß.

ANHANG 2 Neuberechnung von Vergleichsdaten 2020

Der im Folgenden präsentierte und zuvor veröffentlichte Jahresabschluss wurde neu berechnet, um die Darstellung der zum Verkauf gehaltenen Geschäftstätigkeit von EQUANS in den Abschlüssen per 31. Dezember 2020 (Gewinn- und Verlustrechnung, Gesamtergebnisrechnung und Kapitalflussrechnung) als aufgegebener Geschäftsbereich (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") zu berücksichtigen, denn sie ist ein wesentlicher getrennter Geschäftsbereich im Sinne von IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche.

2.1 Gewinn- und Verlustrechnung per 31. Dezember 2020

In Millionen Euro	veröffentlicht per 31. Dez. 2020	IFRS 5	neu berechnet per 31. Dez. 2020
Erträge	55.751	(11.445)	44.306
Käufe und betriebsnotwendige Derivate	(34.967)	6.879	(28.088)
Personalkosten	(11.759)	4.256	(7.503)
Abschreibung und Rückstellungen	(4.778)	301	(4.477)
Steuern	(1.265)	58	(1.207)
Sonstige betriebliche Erträge	1.105	(134)	971
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung	4.087	(86)	4.001
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	552	-	553
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	4.640	(86)	4.554
Wertminderungsaufwendungen	(3.551)	49	(3.502)
Umstrukturierungskosten	(343)	86	(257)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.640	1	1.641
Sonstige Einmaleffekte	(886)	7	(879)
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	1.501	56	1.558
Finanzaufwand	(2.232)	64	(2.168)
Finanzertrag	553	(20)	533
Nettofinanzergebnis	(1.678)	45	(1.634)
Ertragssteuerertrag/(-aufwand)	(715)	50	(666)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen	(893)	151	(742)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	(151)	(151)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	(893)	-	(893)
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	(1.536)	-	(1.536)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	(1.536)	153	(1.384)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	-	(153)	(153)
Nicht beherrschende Beteiligungen	644	-	644
davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen	644	(2)	642
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	2	2
Unverwässertes Ergebnis je Aktie (Euro)	(0,71)	-	(0,71)
davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie	(0,71)	0,06	(0,65)
davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie	0,00	(0,06)	(0,06)
Verwässertes Ergebnis je Aktie (Euro)	(0,71)	-	(0,71)
davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie	(0,71)	0,06	(0,65)
davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie	0,00	(0,07)	(0,07)

2.2 Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2020

In Millionen Euro	veröffentlicht per 31. Dez. 2020	IFRS 5	neu berechnet per 31. Dez. 2020
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	(893)		(893)
Schuldinstrumente	(46)	-	(46)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	128	-	128
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	(249)	(1)	(250)
Cashflow-Sicherungen für Commodities	872	-	872
Latente Steuern auf obige Posten	(137)	-	(136)
Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern	(387)	-	(387)
Umrechnungsdifferenzen	(2.098)	160	(1.938)
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern	-	(159)	(159)
Summe umgliederbarer Posten	(1.916)	-	(1.916)
Eigenkapitalinstrumente	43	2	45
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(1.569)	(18)	(1.587)
Latente Steuern auf obige Posten	377	-	378
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern	75	-	75
Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern	-	16	16
Summe nicht umgliederbarer Posten	(1.073)	-	(1.073)
Summe umgliederbarer Posten und nicht umgliederbarer Posten	(2.990)	-	(2.990)
SUMME GESAMTERGEBNIS	(3.882)	-	(3.882)
davon Eigentümer des Mutterunternehmens	(4.046)	-	(4.046)
davon nicht beherrschende Beteiligungen	163	-	163

2.3 Kapitalflussrechnung per 31. Dezember 2020

In Millionen Euro	veröffentlicht per 31. Dez. 2020	IFRS 5	neu berechnet per 31. Dez. 2020
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	(893)	-	(893)
- Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	(151)	(151)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen	(893)	151	(742)
- Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	(552)	-	(553)
+ Vereinnahmte Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	740	(1)	739
- Nettoabschreibung, Wertminderung und Rückstellungen	8.760	(329)	8.432
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte	(1.573)	(7)	(1.580)
- Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(199)	1	(198)
- Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken	111	(2)	109
- Ertragssteueraufwand	715	(50)	666
- Nettofinanzergebnis	1.678	(45)	1.634
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf	8.788	(282)	8.506
+ Gezahlte Steuern	(599)	104	(494)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	(600)	(302)	(902)
Cashflow aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit fortgeführter Geschäftsbereiche	7.589	(479)	7.110
Cashflow aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit aufgegebener Geschäftsbereiche	-	479	479
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	7.589	-	7.589
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(5.115)	151	(4.964)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(417)	12	(405)
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	(1.067)	-	(1.067)
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	(1.622)	4	(1.618)
Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	154	(22)	131
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	456	5	462
Veräußerungen von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	3.841	-	3.841
Veräußerungen von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	21	(2)	18
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte	21	12	33
Aus Eigenkapitalinstrumenten vereinnahmte Dividenden	57	(1)	56
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	(374)	15	(359)
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit in fortgeführte Geschäftsbereiche	(4.046)	175	(3.872)
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit in aufgegebene Geschäftsbereiche	-	(175)	(175)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT	(4.046)	-	(4.046)
Gezahlte Dividenden (1) (2)	(622)	1	(621)
Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat	-	-	-
Tilgung von Finanzschulden	(6.179)	148	(6.031)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die für Investition und Finanzierung gehalten werden	(608)	-	(608)
Gezahlte Zinsen	(665)	18	(648)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	53	-	52
Cashflow aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekauftes Fremdkapital	25	-	25
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen	7.231	106	7.337
Erhöhung/Senkung von Kapital	181	-	181
Änderungen bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen	23	-	23
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierung fortgeführter Geschäftsbereiche	(561)	272	(290)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierung aufgegebener Geschäftsbereiche	-	(272)	(272)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT	(561)	-	(561)
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen auf fortgeführte Geschäftsbereiche	(520)	2	(518)
Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen auf aufgegebene Geschäftsbereiche	-	(11)	(11)
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen	(520)	(9)	(528)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE	2.461	(9)	2.453
Umklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten bei aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	9	9
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenbeginn	10.519	-	10.519
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenende	12.980	-	12.980

2.4 Auswirkungen auf wesentliche Leistungskennzahlen

In Millionen Euro	veröffentlicht per 31. Dez. 2020	IFRS 5	neu berechnet per 31. Dez. 2020
EBITDA	9.276	(368)	8.908
EBIT	4.578	(85)	4.493
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	2.355	-	2.355
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen	2.355	20	2.375
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	(20)	(20)
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG), KONZERNANTEIL	1.703	-	1.703
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	1.703	22	1.725
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	-	(22)	(22)
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG), DER NICHT BE HERRSCHENDEN BETEILIGUNGEN ZUZUORDNEN IST	652	-	652
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist	652	(2)	650
Periodischer Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist	-	2	2
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO)	7.054	(439)	6.616

ANHANG 3 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2021

Bilanzierungsstandards

Beherrschte Unternehmen (Tochterunternehmen) werden gemäß IFRS 10 - Konzernabschlüsse voll konsolidiert. Ein Investor (die Gruppe) beherrscht ein Unternehmen und muss es konsolidieren, wenn alle drei folgenden Kriterien zutreffen:


―	die Befugnis, die relevanten Tätigkeiten des Unternehmens zu bestimmen;
―	Anspruch auf und Exposition gegenüber veränderlichen Renditen für sein Engagement in dem Unternehmen;
―	die Fähigkeit, die Macht über das Unternehmen dergestalt zu nutzen, dass dadurch die Rendite für den Investor beeinflusst wird.

3.1 Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2021

Gemäß Anordnung Nr. 2016-09 des französischen Standardsetzers für Rechnungslegung (ANC) vom 2. Dezember 2016 stellt die Gruppe Dritten die folgenden Listen zur Verfügung:


―	Liste der Unternehmen, die Teil des Konsolidierungskreises sind;
―	Liste der Unternehmen, die aus der Konsolidierung ausgeschlossen sind, weil ihr einzelnes und kumulatives Gewicht für die konsolidierten Jahresabschlüsse der Gruppe nicht wesentlich ist. Es handelt sich um Unternehmen, die für die Schlüsselzahlen (Erträge, Gesamteigenkapital usw.) der Gruppe nicht maßgeblich sind, um Rechtsmäntel oder Unternehmen, die ihre Geschäftstätigkeit beendet haben und liquidiert/geschlossen werden;
―	Liste der wichtigsten nicht konsolidierten Beteiligungen.

Diese Informationen sind auf der Website der Gruppe verfügbar (www.engie.com, Investors/Regulated information).

Nicht konsolidierte Unternehmen sind bei den langfristigen finanziellen Vermögenswerten (vgl. Anhang 17.1.1.1) als "Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert" eingestuft.

Die folgende Liste der wichtigsten voll konsolidierten Tochtergesellschaften bezieht sich auf operative Unternehmen, ausgehend von ihrem Beitrag zu den Erträgen, dem EBITDA, dem Jahresüberschuss und der Nettoschuld der Gruppe. Die wichtigsten Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden (assoziierte Unternehmen und Joint Ventures) sind in Anhang 4 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" dargestellt.

Einige Unternehmen, wie ENGIE SA, ENGIE Energie Services SA oder Electrabel SA üben eine gewöhnliche Geschäftstätigkeit aus und erfüllen gleichzeitig Hauptsitzfunktionen, die den Managementteams verschiedener berichtspflichtiger Segmente berichten. Die Tabellen zeigen die gewöhnliche Geschäftstätigkeit und die Hauptsitzfunktionen in den jeweiligen berichtspflichtigen Segmenten in alphabetischer Folge der Firmennamen, gefolgt von * .

Renewables

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Compagnie Nationale du Rhône	Stromerzeugung und -verteilung	Frankreich	50,0	50,0
ENGIE Energía Perú	Stromerzeugung und -verteilung	Peru	61,8	61,8
ENGIE Green	Stromerzeugung und -verteilung	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Infinity Renewables	Stromerzeugung und -verteilung	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Resources Inc.	Energieverkäufe	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Romania	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE Solar	Solar-EPC-Dienstleister	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Brazil Energia Group	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
ENGIE Energía Chile Group	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
Jupiter Projects	Stromerzeugung und -verteilung	Vereinigte Staaten	51,0	51,0

Networks

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Elengy	Erdgas, LNG	Frankreich	60,9	61,3
ENGIE Romania	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
Fosmax LNG	Erdgas, LNG	Frankreich	60,9	61,3
GRDF	Erdgasverteilung	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Brazil Energia Group	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
ENGIE Energía Chile Group	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
GRTgaz Group (ohne Elengy)	Erdgastransport	Frankreich, Deutschland	60,9	74,6
Storengy Deutschland GmbH	Unterirdische Erdgasspeicher	Deutschland	100,0	100,0
Storengy France	Unterirdische Erdgasspeicher	Frankreich	100,0	100,0

Energy Solutions

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Cofely Besix	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	VAE	100,0	100,0
CPCU	Städtische Fernwärmenetze	Frankreich	66,5	66,5
ENGIE Deutschland GmbH	Energiedienstleistungen	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Energie Services SA *	Energiedienstleistungen, Netze	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Servizi S.p.A.	Energiedienstleistungen	Italien	100,0	100,0
Endel Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0
Tractebel Engineering	Technologie	Belgien	100,0	100,0

Thermal

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Electrabel SA *	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Cartagena	Stromerzeugung	Spanien	100,0	100,0
ENGIE Deutschland AG *	Stromerzeugung	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Energía Perú	Stromerzeugung und -verteilung	Peru	61,8	61,8
ENGIE Energie Nederland N.V.	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Italia S.p.A *	Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0
ENGIE SA *	Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Thermique France	Stromerzeugung	Frankreich	100,0	100,0
First Hydro Holdings Company	Stromerzeugung	Großbritannien	75,0	75,0
ENGIE Brazil Energia Group	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7
ENGIE Energía Chile Group	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
Pelican Point Power Limited	Stromerzeugung	Australien	72,0	72,0
UCH Power Limited	Stromerzeugung	Pakistan	100,0	100,0

Supply

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Electrabel SA *	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Italia S.p.A *	Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0
ENGIE Romania	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE SA *	Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Supply Holding UK Limited	Energieverkäufe	Großbritannien	100,0	100,0
Simply Energy	Energieverkäufe	Australien	72,0	72,0

Nuclear

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Electrabel SA *	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
Synatom	Verwaltung von Rückstellungen für Kraftwerke und Brennelemente	Belgien	100,0	100,0

Sonstige

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Electrabel SA *	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0
ENGIE CC	Finanzierungstochtergesellschaften, Zentrale Aufgaben	Belgien	100,0	100,0
ENGIE Deutschland AG *	Holding, Handel mit Energiemanagement	Deutschland	100,0	100,0
ENGIE Energie Nederland Holding B.V.	Holding, Handel mit Energiemanagement	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Energie Nederland N.V.	Stromerzeugung, Energieverkäufe	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Energie Services SA *	Energiedienstleistungen, Netze	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Energy Management *	Handel mit Energiemanagement	Frankreich, Belgien, Italien, Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG	Holding	Schweiz	100,0	100,0
ENGIE FINANCE SA	Finanzierungstochtergesellschaften	Frankreich	100,0	100,0
ENGIE Global Markets	Handel mit Energiemanagement	Frankreich, Belgien, Singapur	100,0	100,0
ENGIE Holding Inc.	Holding - Muttergesellschaft	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Italia S.p.A *	Holding, Handel mit Energiemanagement	Italien	100,0	100,0
ENGIE North America	Stromverteilung und -erzeugung, Erdgas, LNG, Energiedienstleistungen	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Romania	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0
ENGIE Energía Chile Group	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	60,0	60,0
ENGIE SA *	Holding - Muttergesellschaft,	Frankreich	100,0	100,0
	Handel mit Energiemanagement, Energieverkäufe
Gaztransport & Technigaz (GTT) (1)	Technologie	Frankreich	-	40,4
International Power Limited	Holding	Großbritannien	100,0	100,0

(1) Gaztransport & Technigaz wird seit 31. Dezember 2021 nach der Equity-Methode konsolidiert (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

EQUANS 1

			Anteil in %
Name des Unternehmens	Geschäftstätigkeit	Land	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---
Axima Concept	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0
Cofely Fabricom SA	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Belgien	100,0	100,0
Conti Service LLC	Energiedienstleistungen	Vereinigte Staaten	100,0	100,0
ENGIE Regeneration	Energiedienstleistungen	Vereinigtes Königreich	100,0	100,0
ENGIE Services Nederland N.V.	Energiedienstleistungen	Niederlande	100,0	100,0
ENGIE Services Holding UK Ltd	Energiedienstleistungen	Großbritannien	100,0	100,0
ENGIE Services Limited	Energiedienstleistungen	Großbritannien	100,0	100,0
INEO Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0

1 Geschäftstätigkeit zur Veräußerung gehalten und am 31. Dezember 2021 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur")

3.2 Maßgebliche Ermessensentscheidungen für die Beurteilung der Beherrschung

Die Gruppe nutzt in erster Linie folgende Informationen und Kriterien, um zu ermitteln, ob die Beherrschung eines Unternehmens vorliegt:


―	Regelung der Unternehmensführung: Stimmrechte und Vertretung der Gruppe in den Führungsgremien, Mehrheitsregelungen und Vetorechte;
―	das Wesen substanzieller oder Schutzrechte, die Anteilseignern hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten des Unternehmens garantiert werden;
―	Lösungsmechanismen bei Stimmengleichheit;
―	ob sich die Gruppe dem Risiko veränderlicher Renditen aus ihrem Engagement in dem Unternehmen aussetzt oder Anspruch auf sie hat.

Die Gruppe übte ihren Ermessensspielraum bei folgenden Unternehmen und Untergruppen aus:

Unternehmen, in denen die Gruppe die Stimmenmehrheit hat

GRTgaz (Frankreich Infrastructures): 60,9 %

Die Analyse der Aktionärsvereinbarung mit Société d'Infrastructures Gazières, einer Tochtergesellschaft von Caisse des Dépots et Consignations (CDC), die nun 38,6% des Aktienkapitals von GRTgaz hält, hat die Gruppe mit einer Bewertung der der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) gewährten Rechte abgeschlossen. Dank der regulierten Geschäftstätigkeit spielt GRTgaz eine dominierende Rolle im Gastransportmarkt in Frankreich. Dementsprechend unterliegt GRTgaz seit der Überführung der Dritten Europäischen Richtlinie vom 13. Juli 2009 in französisches Recht (Code de l'énergie - Energie-Gesetzbuch) am 9. Mai 2011 hinsichtlich seiner Geschäftsführer und Führungskräfte den Vorschriften der Unabhängigkeit. Das französische Energie-Gesetzbuch verleiht der CRE im Rahmen ihrer Pflichten zur Überwachung ordnungsgemäß funktionierender Gasmärkte in Frankreich bestimmte Vollmachten, zu denen die Überprüfung der Unabhängigkeit von Mitgliedern des Vorstands und der obersten Führungsebene sowie das Bewerten der Investitionsentscheidungen gehören. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie nach der zusätzlichen Veräußerung von 11,50 % von GRTgaz durch ENGIE am 22. Dezember 2021 an Société d'Infrastructures Gazières weiterhin die Beherrschung von GRTgaz und deren Tochtergesellschaften (einschließlich Elengy) ausübt. Diese Analyse basiert darauf, dass die Gruppe derzeit die Mehrheit der Aufsichtsratsmitglieder ernennen und Beschlüsse zu relevanten Geschäftstätigkeiten, insbesondere zum Umfang von Investitionen und geplanten Finanzierungen, fassen kann.

Unternehmen, in denen die Gruppe nicht die Stimmenmehrheit hat

Für Unternehmen, bei denen die Gruppe keine Stimmenmehrheit hat, wird mit einer Ermessensentscheidung zu folgenden Punkten bewertet, ob de facto eine Beherrschung besteht:


―	Streuung des Anteilsbesitzes: Zahl der Stimmrechte, die die Gruppe hält, im Verhältnis zur Zahl der Stimmen anderer Stimmberechtigter und ihre Streuung;
―	Stimmverhalten auf Hauptversammlungen: der Anteil der Stimmrechte, die die Gruppe auf Aktionärsversammlungen der letzten Jahre ausgeübt hat;
―	Regelung der Unternehmensführung: Vertretung in den Führungsgremien mit strategischen und operativen Entscheidungsvollmachten für die relevanten Aktivitäten;
―	Regeln für die Besetzung von Schlüsselpositionen im Management;
―	Vertragsverhältnisse und wesentliche Transaktionen.

Die wichtigsten voll konsolidierten Unternehmen, bei denen die Gruppe per 31. Dezember 2021 nicht über die Stimmenmehrheit verfügt, sind Compagnie Nationale du Rhône (49,98 %).

Compagnie Nationale du Rhône ("CNR" - Frankreich ohne Infrastructures): 49,98 %

Die Gruppe hält 49,98 % des Aktienkapitals von CNR, wobei CDC 33,2 % hält und sich die restlichen 16,82 % auf etwa 200 lokale Behörden verteilen. Angesichts der geltenden Bestimmungen des französischen "Murcef"-Gesetzes, nach denen die Mehrheit des Aktienkapitals von CNR staatlich bleiben muss, kann die Gruppe nicht mehr als 50 % des Aktienkapitals halten.

Dennoch geht die Gruppe davon aus, dass sie de facto die Beherrschung ausübt, denn wegen des weit gestreuten Aktienbesitzes und des fehlenden Nachweises dafür, dass die Minderheitsaktionäre konzertiert vorgehen, hält sie die Stimmenmehrheit auf den Hauptversammlungen.

3.3 Wichtige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen

Die folgende Tabelle zeigt die nicht beherrschenden Anteile an Unternehmen der Gruppe, die als wesentlich gelten, die jeweiligen Beiträge zum Eigenkapital und zum Jahresüberschuss per 31. Dezember 2021 bzw. 31. Dezember 2020 sowie die Dividenden, die an die nicht beherrschenden Beteiligungen gezahlt wurden:

		Prozentualer Anteil an nicht beherrschenden Beteiligungen		Jahresergebnis nicht beherrschender Beteiligungen		Eigenkapital nicht-beherrschender Anteile
In Millionen Euro Firmenname	Geschäftstätigkeit	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021
---	---	---	---	---	---	---
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	Geschäfte im regulierten Gastransport und Management von LNG-Terminals	39,1	25,4	106	95	1.554
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile) (1)	Stromerzeugung und -verteilung - Wärmekraftwerke	40,0	40,0	17	67	781
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)	Erdgasverteilung, Energieverkäufe	49,0	49,0	34	49	592
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien) (1)	Stromerzeugung und -verteilung	31,3	31,3	45	144	294
ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru) (1)	Stromerzeugung und -verteilung - Wärme- und Wasserkraftwerke	38,2	38,2	22	29	393
ENGIE Jupiter Group (Nordamerika, Vereinigte Staaten)	Stromerzeugung und -verteilung	49,0	49,0	(323)	51	345
Gaztransport &Technigaz (Sonstige, Frankreich) (1) (2)	Schiffstechnik, tiefkalte Membrantanksysteme zum Transport von LNG		59,6		93
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen				195	115	1.027
SUMME				97	644	4.986

	Eigenkapital nicht-beherrschender Anteile	Gezahlte Dividenden
In Millionen Euro Firmenname	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---
GRTgaz Group (Frankreich Infrastructures, Frankreich)	1.029	105	80
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile) (1)	716	31	24
ENGIE Romania Group (Resteuropa, Rumänien)	563	15	10
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien) (1)	411	38	87
ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru) (1)	368	20	20
ENGIE Jupiter Group (Nordamerika, Vereinigte Staaten)	394
Gaztransport &Technigaz (Sonstige, Frankreich) (1) (2)	343		94
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen	1.087	201	109
SUMME	4.911	410	425

(1) ENGIE Energia Chile, Engie Brasil Energia, Gaztransport & Technigaz und Engie Energia Perú sind in ihren jeweiligen Ländern börsennotiert

(2) Gaztransport & Technigaz ist am 31. Dezember 2021 nach der Equity-Methode konsolidiert (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

3.3.1 Verkürzte Finanzinformationen über die wichtigsten Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Beteiligungen

Die verkürzten Finanzinformationen über diese Tochtergesellschaften in der Tabelle basieren auf einer Beteiligung von 100 % und werden vor konzerninternen Eliminierungen dargestellt.

	GRTgaz Group		ENGIE Energía Chile Group		ENGIE Romania Group
In Millionen Euro Gewinn- und Verlustrechnung	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---	---	---
Erträge	2.209	2.275	1.187	1.107	1.473	1.545
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	388	343	42	142	69	100
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	282	247	25	75	35	51
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	130	(91)	107	(88)	9	(10)
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	412	157	132	(14)	45	41
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.089	826	635	498	729	520
Langfristige Vermögenswerte	10.098	10.167	3.150	2.677	903	843
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.272)	(1.044)	(345)	(252)	(357)	(156)
Langfristige Verbindlichkeiten	(5.946)	(6.113)	(1.498)	(1.146)	(79)	(67)
SUMME EIGENKAPITAL	3.969	3.836	1.941	1.776	1.196	1.140
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	1.554	1.029	781	716	592	563
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1.149	1.082	186	308	102	181
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(464)	(410)	(234)	(230)	(131)	(88)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(650)	(673)	29	(81)	39	(59)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE (1)	35	(1)	(19)	(2)	9	34

(1) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen

	ENGIE Brasil Energia Group		ENGIE Energía Perú		Gaztransport & Technigaz (1)
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge	2.118	2.065	445	424	-	395
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	144	550	57	76	-	156
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	99	405	35	47	-	63
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer Mutterunternehmen	10	(687)	37	(53)	-	-
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	109	(282)	72	(6)	-	63
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.390	1.262	360	267	-	326
Langfristige Vermögenswerte	4.236	4.627	1.687	1.550	-	428
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(900)	(859)	(302)	(149)	-	(140)
Langfristige Verbindlichkeiten	(3.912)	(3.434)	(716)	(703)	-	(39)
SUMME EIGENKAPITAL	813	1.596	1.029	965	-	575
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE BETEILIGUNGEN	294	411	393	368	-	343
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	941	869	185	197	-	152
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(629)	(758)	(92)	(17)	-	(21)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(126)	2	(14)	(171)	-	(158)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE (2)	185	113	80	9	-	(27)

	ENGIE Jupiter Group (Nordamerika, Vereinigte Staaten)
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge	213	20
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	(661)	(51)
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	(338)	(101)
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer Mutterunternehmen	21	(74)
SUMME GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	(317)	(175)
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	302	314
Langfristige Vermögenswerte	2.843	2.663
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(531)	(287)
Langfristige Verbindlichkeiten	(1.912)	(1.358)
SUMME EIGENKAPITAL	703	1.332
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE BETEILIGUNGEN	345	394
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	(20)	186
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(13)	(151)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(3)	49
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE (2)	(36)	83

(1) Gaztransport & Technigaz ist am 31. Dezember 2021 nach der Equity-Methode konsolidiert (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

(2) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen

ANHANG 4 Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

Bilanzierungsstandards

Die Gruppe bilanziert ihre Investitionen in assoziierte Unternehmen (Gesellschaften, auf die die Gruppe maßgeblichen Einfluss ausübt) und Joint Ventures nach der Equity-Methode. Nach IFRS 11 - Gemeinsame Vereinbarungen ist ein Joint Venture eine gemeinsame Vereinbarung, bei der die Parteien, die die gemeinschaftliche Führung der Vereinbarung ausüben, Rechte am Nettovermögen der Vereinbarung besitzen.

Die jeweiligen Beiträge assoziierter Unternehmen und Joint Ventures zu Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2021 bzw. 31. Dezember 2020 sehen wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Bilanz
Investitionen in assoziierte Unternehmen	4.007	3.017
Investitionen in Joint Ventures	4.492	3.743
INVESTITIONEN IN UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	8.498	6.760
Gewinn- und Verlustrechnung
Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen	306	184
Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures	495	369
ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	800	553
Gesamtergebnisrechnung
Anteil assoziierter Unternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis"	208	(28)
Anteil von Joint Ventures am "Sonstigen Gesamtergebnis"	62	(284)
ANTEIL VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM "SONSTIGEN GESAMTERGEBNIS"	270	(312)

Maßgebliche Ermessensentscheidungen

Die Gruppe nutzt in erster Linie folgende Informationen und Kriterien, um zu ermitteln, ob eine gemeinschaftliche Beherrschung oder ein maßgeblicher Einfluss auf ein Unternehmen vorliegt:


―	Regelung der Unternehmensführung: Vertretung der Gruppe in den Führungsgremien, Mehrheitsregelungen und Vetorechte;
―	das Wesen substanzieller oder Schutzrechte, die Anteilseignern hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten des Unternehmens garantiert werden.

Das ist mitunter bei "Projektmanagement" oder Gesellschaften mit einem einzelnen Vermögenswert schwer zu sagen, da bestimmte Beschlüsse zu den relevanten Aktivitäten aufgrund der gemeinsamen Vereinbarung gefasst werden, die über die Projektlaufzeit gelten. Demzufolge bezieht sich die Analyse von Rechten auf die relevanten übrigen Aktivitäten des Unternehmens (jene, die die variablen Renditen des Unternehmens maßgeblich beeinflussen);


―	Lösungsmechanismen bei Stimmengleichheit;
―	ob sich die Gruppe dem Risiko veränderlicher Renditen aus ihrem Engagement in dem Unternehmen aussetzt oder Anspruch auf sie hat.

Dazu kann auch gehören, die Vertragsbeziehungen der Gruppe zum Unternehmen zu analysieren, insbesondere die Bedingungen, zu denen diese Verträge geschlossen werden, ihre Laufzeit und das Management von Interessenkonflikten, die entstehen können, wenn die Führungsgremien des Unternehmens abstimmen.

Die Gruppe übte ihren Ermessensspielraum hinsichtlich der folgenden Unternehmen und Untergruppen aus:

Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten

Die maßgeblichen Ermessensentscheidungen zur Festlegung der Konsolidierungsmethode für diese Projektmanagementgesellschaften betrafen die Risiken und den Nutzen von Verträgen zwischen ENGIE und der betreffenden Gesellschaft sowie eine Analyse der übrigen relevanten Aktivitäten, über die die Gesellschaft nach ihrer Gründung die Kontrolle behält. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie auf diese Gesellschaften maßgeblichen Einfluss hat oder eine gemeinschaftliche Beherrschung ausübt, denn die über die Projektlaufzeit getroffenen Entscheidungen über die relevanten Aktivitäten, wie Refinanzierung oder Verlängerung oder Änderung maßgeblicher Verträge (Verkäufe, Einkäufe, Betriebs- und Wartungsdienstleistungen), verlangen gegebenenfalls die Einstimmigkeit zweier oder mehrerer Parteien, die gemeinschaftlich herrschen.

Joint Ventures, an denen die Gruppe mit über 50 % beteiligt ist

Tihama (60 %)

ENGIE ist mit 60 % an der KWK-Anlage in Tihama, Saudi-Arabien, beteiligt, der Partner Saudi Oger hält 40 %. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie eine gemeinschaftliche Führung von Tihama ausübt, denn Beschlüsse zu den relevanten Aktivitäten, zu denen beispielsweise das Aufstellen des Budgets und Änderungen wichtiger Verträge usw. gehören, erfordern Einstimmigkeit der Parteien, die die Führung teilen.

Transportadora Associada de Gás S.A. ("TAG" - Lateinamerika): Holding-Anteil von 65,0 % (direkt und indirekt), der einen Nettoanteil von 54,8 % an TAG darstellt

Die Gruppe beherrscht TAG gemeinschaftlich, denn Entscheidungen über relevante Geschäftstätigkeit, einschließlich beispielsweise Budget- und mittelfristige Planung, Investitionen, Betrieb und Instandhaltung usw., werden mit Stimmenmehrheit getroffen. Das erfordert die Zustimmung von ENGIE und Caisse de dépôt et de placement du Québec (CDPQ). Die Gruppe hat potenziell Stimmrecht, das sie aber noch nicht ausüben kann. Folglich wird diese Investition nach der Equity-Methode bilanziert.

Gemeinschaftliche Führung - der Unterschied zwischen Joint Ventures und gemeinschaftlicher Tätigkeit

Eine gemeinsame Vereinbarung zu klassifizieren erfordert, dass die Gruppe ihren Ermessensspielraum nutzt, um festzustellen, ob es sich bei dem Unternehmen um ein Joint Venture oder eine gemeinschaftliche Tätigkeit handelt. IFRS 11 verlangt eine Analyse "sonstiger Fakten und Umstände" für die Klassifizierung gemeinschaftlich geführter Unternehmen.

Das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) (November 2014) hat entschieden, dass zur Klassifizierung eines Unternehmens als gemeinschaftliche Tätigkeit sonstige Fakten und Umstände direkt durchsetzbare Ansprüche auf die Vermögenswerte und Verpflichtungen bei den Verbindlichkeiten der gemeinsamen Vereinbarung bewirken müssen.

Ausgehend von dieser Position und ihrer Anwendung auf unsere Analysen gibt es für die Gruppe per 31. Dezember 2021 keine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit.

4.1 Investitionen in assoziierte Unternehmen

4.1.1 Beitrag wesentlicher assoziierter Unternehmen und von assoziierten Unternehmen, die separat betrachtet für den Konzernabschluss nicht wesentlich sind

Die folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen assoziierten Unternehmens zusammen mit dem aggregierten Beitrag von assoziierten Unternehmen, der, separat betrachtet, nicht wesentlich ist, zu Konzernbilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung sowie zur Zeile "Vereinnahmte Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" der Kapitalflussrechnung.

Um wesentliche assoziierte Unternehmen zu bestimmen, bediente sich die Gruppe qualitativer und quantitativer Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den konsolidierten Posten "Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von assoziierten Unternehmen" und "Investitionen in assoziierte Unternehmen", der Anteil der Gruppe an den gesamten Vermögenswerten von assoziierten Unternehmen und assoziierte Unternehmen als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.

			Anteil der Konsolidierung von Investitionen in assoziierte Unternehmen		Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen
In Millionen Euro Firmenname	Geschäftstätigkeit	Leistung	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---	---	---
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait) (1)	Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen		-		940	803
Gaztransport & Technigaz (GTT)	Ingenieurgesellschaft für Tanksysteme für Transport und Lagerung von LNG		30,43	-	757	-
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	Wasserkraftwerk	1.688 MW	40,00	40,00	493	516
Energia Sustentavel Do Brasil (Brasilien)	Wasserkraftwerk	3.750 MW	40,00	40,00	501	475
GASAG (Deutschland)	Gas- und Fernwärmenetze		31,57	31,57	333	239
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind					982	984
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN					4.007	3.017

	Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen		Sonstiges Gesamtergebnis assoziierter Unternehmen		Von assoziierten Unternehmen vereinnahmte Dividenden
In Millionen Euro Firmenname	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---	---	---
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Naher Osten, Asien und Afrika, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait) (1)	139	184	102	(60)	107	107
Gaztransport & Technigaz (GTT)	1	-	-	-	35	-
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	1	(6)	(23)	(11)	-	-
Energia Sustentavel Do Brasil (Brasilien)	21	(17)	-	-	-	-
GASAG (Deutschland)	29	12	75	15	11	16
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind	114	9	54	27	81	145
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN	306	184	208	(28)	234	268

(1) Investitionen in assoziierte Unternehmen, die auf der Arabischen Halbinsel Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen betreiben, wurden unter "Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten" zusammengefasst. Das sind etwa 40 assoziierte Unternehmen, die Wärmekraftwerke mit einer installierten Gesamtkapazität von 26.977 MW (bei 100 %) betreiben.

Die Geschäftsmodelle und gemeinsamen Vereinbarungen dieser assoziierten Unternehmen sind einander sehr ähnlich: Die Projektmanagementgesellschaften, die im Ergebnis einer Ausschreibung ausgewählt wurden, erschließen, bauen und betreiben Kraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen. Die gesamte Produktion dieser Anlagen wird mittels Strom- und Wasserbezugsvereinbarungen allgemein über Zeiträume von 20 bis 30 Jahren an staatliche Unternehmen verkauft.

Entsprechend den vertraglichen Vereinbarungen werden die jeweiligen Anlagen als Sachanlagen oder als finanzielle Forderungen ausgewiesen, sobald im Wesentlichen alle Risiken und Nutzen in Verbindung mit den Vermögenswerten auf den Käufer der Leistung übergehen. Diese Behandlung steht mit IAS 16 im Einklang. Die Anteilsstruktur dieser Gesellschaften schließt automatisch ein staatliches Unternehmen mit Sitz im selben Land wie die Projektmanagementgesellschaft ein. Die Beteiligung der Gruppe und ihr Anteil an den Stimmrechten in jeder dieser Gesellschaften liegen zwischen 20 % und 50 %

Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) assoziierter Unternehmen beinhaltet 2021 einen einmaligen Nettoertrag in einer Gesamthöhe von 6 Mio. € (gegenüber einem einmaligen Nettoverlust von 131 Mio. € für 2020), bei dem es vor allem um geänderten beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern geht (vgl. Anhang 6.3 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NriGs)").

4.1.2 Finanzinformationen über wesentliche assoziierte Unternehmen

Die folgenden Tabellen bieten verkürzte Finanzinformationen über die wichtigsten assoziierten Unternehmen der Gruppe. Die ausgewiesenen Beträge wurden nach IFRS ermittelt vor Eliminierung konzerninterner Posten und nach (i) Anpassungen gemäß Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bemessungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des assoziierten Unternehmens am Tag des Erwerbs bei ENGIE, wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt, eine Ausnahme ist das "ENGIE zuzuordnende Gesamteigenkapital".

In Millionen Euro	Erträge	Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	4.442	576	425	1.001
Gaztransport & Technigaz (GTT)	169	3	-	2
Energia Sustentável do Brasil	496	54	-	54
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	276	2	(58)	(57)
GASAG	1.368	93	237	331
PER 31. DEZEMBER 2020
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	4.082	769	(255)	514
Energia Sustentável do Brasil	454	(41)	-	(41)
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	-	(14)	(26)	(41)
GASAG	1.205	40	47	87

In Millionen Euro	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.067	19.513
Gaztransport & Technigaz (GTT)	330	2.299
Energia Sustentável do Brasil	110	2.941
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	198	2.189
GASAG	1.199	2.078
PER 31. DEZEMBER 2020
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	2.885	18.321
Energia Sustentável do Brasil	153	2.897
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	37	2.202
GASAG	921	1.944

In Millionen Euro	Kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristige Verbindlichkeiten	Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	4.310	14.693	3.578
Gaztransport & Technigaz (GTT)	144	(2)	2.488
Energia Sustentável do Brasil	1.800	(3)	1.253
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	226	929	1.232
GASAG	1.927	297	1.054
PER 31. DEZEMBER 2020
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	3.925	14.338	2.944
Energia Sustentável do Brasil	1.863	(2)	1.189
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	16	934	1.289
GASAG	1.872	234	758

In Millionen Euro	Konsolidierte % der Gruppe	ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2021
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-	940
Gaztransport & Technigaz (GTT)	30,43	757
Energia Sustentável do Brasil	40,00	501
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	40,00	493
GASAG	31,57	333
PER 31. DEZEMBER 2020
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-	803
Energia Sustentável do Brasil	40,00	475
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	40,00	516
GASAG	31,57	239

4.1.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren assoziierten Unternehmen

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Transaktionen mit assoziierten Unternehmen auf den Konzernabschluss 2021.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-	190	-
Contassur (1)	-	-	-
Energia Sustentável do Brasil	95	-	-
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	-	22	7
Sonstige	69	31	13
PER 31. DEZEMBER 2021	164	243	20

In Millionen Euro	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	52	190	-
Contassur (1)	228	2	-
Energia Sustentável do Brasil	-	-	-
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	51	120	-
Sonstige	32	177	13
PER 31. DEZEMBER 2021	363	490	13

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten	-
Contassur (1)	-
Energia Sustentável do Brasil	-
Portfolio an Wasserkraftwerken in Portugal	-
Sonstige	28
PER 31. DEZEMBER 2021	28

(1) Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten der Gruppe und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom- und Gassektors in Belgien tätig sind.

Versicherungsverträge, die durch Contassur geschlossen wurden, stellen Erstattungsansprüche dar, die in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen sind. Diese Erstattungsansprüche beliefen sich per 31. Dezember 2021 auf 228 Mio. € (per 31. Dezember 2020 waren es 187 Mio. €).

4.2 Investitionen in Joint Ventures

4.2.1 Beitrag von Joint Ventures zur Gruppe

Die folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen Joint Venture zusammen mit dem aggregierten Beitrag von Joint Ventures, der, separat betrachtet, nicht wesentlich ist, zu Konzernbilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung sowie zur Zeile "Vereinnahmte Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" der Kapitalflussrechnung.

Um wesentliche Joint Ventures zu bestimmen, nutzte die Gruppe qualitative und quantitative Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den Einzelposten "Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von Joint Ventures" und "Investitionen in Joint Ventures", der Anteil der Gruppe an den gesamten Vermögenswerten von Joint Ventures und Joint Ventures als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.

			Konsolidierungsanteil bei Investitionen in Joint Ventures		Buchwert von Investitionen in Joint Ventures
In Millionen Euro Firmenname	Geschäftstätigkeit	Leistung	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---	---	---
Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) (Brasilien) (1)	Gasübertragungsnetz		65,00	65,00	792	803
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	Fernkältenetze		40,00	40,00	787	702
EcoÉlectrica (Puerto Rico)	Gas- und Dampf-Kombikraftwerk und LNG-Terminal	530 MW	50,00	50,00	310	329
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	Stromerzeugung	2.342 MW	50,00	50,00	253	278
WSW Energie und Wasser AG (Deutschland)	Stromerzeugung und -verteilung		33,10	33,10	240	206
Partnerschaft mit der Iowa University (Kanada)	Dienstleistungen		33,10	33,10	208	190
Partnerschaft mit der Georgetown University (Vereinigte Staaten)	Dienstleistungen		50,00		184
Tihama Power Generation Co (Saudi-Arabien)	Stromerzeugung	1.546 MW	60,00	60,00	91	93
Ohio State Energy Partners (USA)	Dienstleistungen		50,00	50,00	78	76
Megal GmbH (Deutschland)	Gasübertragungsnetz		49,00	49,00	67	71
Transmisora Eléctrica del Norte (Chile) (2)	Stromübertragungsleitung		50,00	50,00	96	67
Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht wesentlich sind					1.385	929
INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES					4.492	3.743

	Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures		Sonstiges Gesamtergebnis		Von Joint Ventures vereinnahmte Dividenden
In Millionen Euro Firmenname	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---	---	---	---	---
Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) (Brasilien) (1)	189	177	7	(233)	222	231
National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Asien und Afrika, Abu Dhabi)	45	52	-	-	14	27
EcoÉlectrica (Puerto Rico)	46	35	-	-	63	70
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	3	34	8	-	35	69
WSW Energie und Wasser AG (Deutschland)	41	6	-	-	7	7
Partnerschaft mit der Iowa University (Kanada)	3	2	1	(1)	2	-
Partnerschaft mit der Georgetown University (Vereinigte Staaten)	2	-	-	-	-	-
Tihama Power Generation Co (Saudi-Arabien)	13	19	4	(4)	27	21
Ohio State Energy Partners (USA)	3	6	6	(24)	9	12
Megal GmbH (Deutschland)	5	2	-	-	9	10
Transmisora Eléctrica del Norte (Chile) (2)	(1)	5	25	(13)	-	-
Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht wesentlich sind	145	32	12	(9)	40	15
INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES	495	369	62	(284)	428	461

(1) Die Gruppe ist mit 54,83 % an Associada de Gás S.A. (TAG) beteiligt

(2) Die Gruppe ist mit 30 % an Transmisora Eléctrica del Norte beteiligt

Der Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures beinhaltet 2021 einen einmaligen Gewinn von 44 Mio. € (gegenüber einem einmaligen Verlust von 6 Mio. € für 2020), vor allem durch den geänderten beizulegenden Zeitwert von Derivaten, Wertminderungsaufwendungen und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern (vgl. Anhang 6.3 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NriGs)").

4.2.2 Finanzinformationen über wesentliche Joint Ventures

Die ausgewiesenen Beträge wurden nach IFRS ermittelt vor Eliminierung konzerninterner Posten und nach (i) Anpassungen gemäß Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bemessungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des Joint Venture am Tag des Erwerbs bei ENGIE, wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt, eine Ausnahme ist das "ENGIE zuzuordnende Gesamteigenkapital" in der Bilanz.

Information über die Gewinn- und Verlustrechnung und die Gesamtergebnisrechnung

In Millionen Euro	Erträge	Abschreibung von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)	Ertragssteueraufwand
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás S.A.	1.109	(248)	(254)	(150)
National Central Cooling Company "Tabreed"	170	(40)	(35)	-
EcoÉlectrica	174	(38)	-	(5)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	369	(54)	(27)	(19)
WSW Energie und Wasser AG	781	(14)	(1)	(62)
Iowa University Partnership	65	-	(19)	-
Georgetown University Partnership	19	-	(9)	-
Tihama Power Generation Co	107	(5)	(11)	(6)
Ohio State Energy Partners	193	(1)	(48)	-
Megal GmbH	122	(64)	(3)	1
Transmisora Eléctrica del Norte	41	-	(22)	-
PER 31. DEZEMBER 2020
Transportadora Associada de Gás S.A.	1.018	(260)	(245)	(99)
National Central Cooling Company "Tabreed"	417	(46)	(38)	-
EcoÉlectrica	274	(42)	-	(2)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	307	(65)	(25)	(30)
WSW Energie und Wasser AG	703	(13)	(2)	(14)
Iowa University Partnership	24	-	(17)	-
Tihama Power Generation Co	113	(5)	(16)	(6)
Ohio State Energy Partners	165	-	(43)	-
Megal GmbH	123	(69)	(4)	2
Transmisora Eléctrica del Norte	65	-	(26)	(4)

In Millionen Euro	Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	Sonstiges Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás S.A.	290	11
National Central Cooling Company "Tabreed"	113	-
EcoÉlectrica	104	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	3	26
WSW Energie und Wasser AG	126	-
Iowa University Partnership	9	3
Georgetown University Partnership	5	-
Tihama Power Generation Co	22	6
Ohio State Energy Partners	6	12
Megal GmbH	10	-
Transmisora Eléctrica del Norte	(1)	49
PER 31. DEZEMBER 2020
Transportadora Associada de Gás S.A.	272	(346)
National Central Cooling Company "Tabreed"	130	-
EcoÉlectrica	70	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	79	(1)
WSW Energie und Wasser AG	18	1
Iowa University Partnership	5	(3)
Tihama Power Generation Co	31	(6)
Ohio State Energy Partners	12	(49)
Megal GmbH	3	-
Transmisora Eléctrica del Norte	10	(27)

In Millionen Euro	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás S.A.	301
National Central Cooling Company "Tabreed"	113
EcoÉlectrica	104
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	29
WSW Energie und Wasser AG	126
Iowa University Partnership	12
Georgetown University Partnership	5
Tihama Power Generation Co	28
Ohio State Energy Partners	18
Megal GmbH	10
Transmisora Eléctrica del Norte	48
PER 31. DEZEMBER 2020
Transportadora Associada de Gás S.A.	(74)
National Central Cooling Company "Tabreed"	130
EcoÉlectrica	70
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	78
WSW Energie und Wasser AG	19
Iowa University Partnership	3
Tihama Power Generation Co	25
Ohio State Energy Partners	(37)
Megal GmbH	3
Transmisora Eléctrica del Norte	(18)

Information über die Bilanz

In Millionen Euro	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás S.A.	70	251	5.721	540
National Central Cooling Company "Tabreed"	294	141	2.469	-
EcoÉlectrica	14	77	572	3
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	294	495	793	159
WSW Energie und Wasser AG	17	268	852	156
Iowa University Partnership	-	7	1.070	9
Georgetown University Partnership	9	-	868	-
Tihama Power Generation Co	53	135	286	73
Ohio State Energy Partners	31	70	1.274	-
Megal GmbH	9	13	729	-
Transmisora Eléctrica del Norte	45	9	730	30
PER 31. DEZEMBER 2020
Transportadora Associada de Gás S.A.	69	277	5.737	514
National Central Cooling Company "Tabreed"	87	131	2.408	-
EcoÉlectrica	26	60	598	(6)
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	203	601	891	174
WSW Energie und Wasser AG	14	51	812	40
Iowa University Partnership	5	7	960	1
Tihama Power Generation Co	61	129	333	67
Ohio State Energy Partners	8	56	1.074	341
Megal GmbH	1	5	730	230
Transmisora Eléctrica del Norte	42	28	698	28

In Millionen Euro	Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristiges Fremdkapital
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás S.A.	75	3.174
National Central Cooling Company "Tabreed"	182	755
EcoÉlectrica	22	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	208	558
WSW Energie und Wasser AG	36	93
Iowa University Partnership	4	527
Georgetown University Partnership	-	509
Tihama Power Generation Co	49	191
Ohio State Energy Partners	63	1.126
Megal GmbH	50	511
Transmisora Eléctrica del Norte	3	559
PER 31. DEZEMBER 2020
Transportadora Associada de Gás S.A.	88	3.524
National Central Cooling Company "Tabreed"	169	702
EcoÉlectrica	17	-
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	160	635
WSW Energie und Wasser AG	55	87
Iowa University Partnership	4	492
Tihama Power Generation Co	45	246
Ohio State Energy Partners	20	575
Megal GmbH	43	262
Transmisora Eléctrica del Norte	4	602

In Millionen Euro	Sonstige langfristige Verbindlichkeiten	Gesamteigenkapital	Konsolidierter % der Gruppe	ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2021
Transportadora Associada de Gás S.A.	1.036	1.218	65,00	792
National Central Cooling Company "Tabreed"	-	1.967	40,00	787
EcoÉlectrica	18	620	50,00	310
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	72	583	50,00	253
WSW Energie und Wasser AG	142	711	33,10	240
Iowa University Partnership	3	534	39,10	209
Georgetown University Partnership	1	367	50,00	184
Tihama Power Generation Co	10	151	60,00	91
Ohio State Energy Partners	30	156	50,00	78
Megal GmbH	52	138	49,00	67
Transmisora Eléctrica del Norte	-	193	50,00	96
PER 31. DEZEMBER 2020
Transportadora Associada de Gás S.A.	720	1.235	65,00	803
National Central Cooling Company "Tabreed"	-	1.754	40,00	702
EcoÉlectrica	16	657	50,00	329
Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal	76	650	50,00	278
WSW Energie und Wasser AG	90	606	33,10	206
Iowa University Partnership	3	473	39,10	185
Tihama Power Generation Co	10	155	60,00	93
Ohio State Energy Partners	49	153	50,00	76
Megal GmbH	56	145	49,00	71
Transmisora Eléctrica del Norte	-	133	50,00	67

4.2.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren Joint Ventures

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Geschäftsvorfällen mit Joint Ventures auf den Konzernabschluss 2021.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen
EcoÉlectrica	-	-	-	-
WSW Energie und Wasser AG	1	22	-	4
Megal GmbH	65	-	-	-
Futures Energies Investissements Holding	10	22	4	6
Ocean Winds	-	-	6	1
Sonstige	41	59	12	43
PER 31. DEZEMBER 2021	114	104	23	55

In Millionen Euro	Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
EcoÉlectrica	-	-
WSW Energie und Wasser AG	-	1
Megal GmbH	-	6
Futures Energies Investissements Holding	181	2
Ocean Winds	180	-
Sonstige	233	3
PER 31. DEZEMBER 2021	594	13

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
EcoÉlectrica	52
WSW Energie und Wasser AG	-
Megal GmbH	-
Futures Energies Investissements Holding	-
Ocean Winds	-
Sonstige	(7)
PER 31. DEZEMBER 2021	45

4.3 Sonstige Informationen über Investitionen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

4.3.1 Nicht angesetzter Anteil an Verlusten von assoziierten Unternehmen und von Joint Ventures

Die kumulierten nicht angesetzten Verluste assoziierter Unternehmen (die den kumulierten Verlusten entsprechen, die den Buchwert von Investitionen in die entsprechenden assoziierten Unternehmen überschreiten) betrugen - das sonstige Gesamtergebnis eingeschlossen - 2021 49 Mio. € (2020: 114 Mio. €).

Diese nicht angesetzten Verluste entsprechen dem negativen beizulegenden Zeitwert derivativer Instrumente, die als Zins- und Commodity-Sicherungen designiert sind ("Sonstiges Gesamtergebnis") und die assoziierte Unternehmen im berichtspflichtigen Segment Naher Osten, Afrika und Asien zur Finanzierung von Bauvorhaben für die Stromerzeugung vertraglich vereinbart haben.

4.3.2 Zusagen und Bürgschaften der Gruppe für Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

Per 31. Dezember 2021 betreffen die wichtigsten Zusagen und Bürgschaften der Gruppe für Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:


―	Energia Sustentável do Brasil ("Jirau") für einen aggregierten Betrag von 4.114 Mio. BRL (651 Mio. €).

Die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentável do Brasil gewährte, betrugen per 31. Dezember 2021 10.285 Mio. BRL (1.627 Mio. €). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium;


―	TAG für Bankbürgschaften über 254 Mio. €;
―	die Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten und Afrika für einen aggregierten Betrag von 667 Mio. €.

Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an diese Projektmanagementgesellschaften beziehen sich hauptsächlich auf:


―	Akkreditive als Bürgschaft für Reservekonten für den Schuldendienst über einen aggregierten Betrag von 131 Mio. €. Die in bestimmten Gesellschaften aufgestellte Projektfinanzierung kann erfordern, dass diese Gesellschaften eine bestimmte Menge an Zahlungsmitteln vorhalten (zumeist so viel, um die Schulden über sechs Monate zu bedienen). Das gilt insbesondere im Falle einer Non-Recourse-Finanzierung. Diese Zahlungsmittelmenge kann jedoch durch Akkreditive ersetzt werden,
―	eine Sicherheit für Darlehensgeber in Form von verpfändeten Anteilen an Projektmanagementgesellschaften in Höhe eines aggregierten Betrags von 264 Mio. €,
―	Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 272 Mio. €.

ANHANG 5 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur

Bilanzierungsstandards

Nach IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche werden veräußerungsfähige Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen separat in der Bilanz dargestellt und zum niedrigeren Wert von Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten bemessen und bilanziert.

Ein Vermögenswert wird als "zum Verkauf gehalten" klassifiziert, wenn der Verkauf innerhalb von zwölf Monaten ab Klassifizierungstermin höchstwahrscheinlich ist, wenn er im bestehenden Zustand zum unmittelbaren Verkauf verfügbar ist und wenn das Management an einen Plan gebunden ist, den Vermögenswert zu verkaufen, und Aktivitäten entfaltet wurden, um einen Käufer zu finden und den Plan zu seinem Ende zu führen. Um zu beurteilen, ob ein Verkauf höchstwahrscheinlich ist, betrachtet die Gruppe unter anderem Anzeichen von Interesse und Angebote potenzieller Käufer sowie spezielle Risiken bei der Durchführung bestimmter Transaktionen.

Zudem werden Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen im Konzernabschluss als aufgegebene Geschäftsbereiche dargestellt, sobald sie als "veräußerungsfähig" klassifiziert sind und gemäß IFRS 5 einen wesentlichen getrennten Geschäftsbereich darstellen.

5.1 Veräußerungen im Jahr 2021

5.1.1 Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsvereinbarungen während der Periode

Als Teil der Vorstellung ihrer neuen Strategie am 18. Mai 2021 bestätigte die Gruppe eine maßgebliche Aufstockung ihres Rotationsprogramms für das Assetportfolio, das mittelfristig ein Budget von etwa 9 bis 10 Mrd. € ausmachen könnte.

Die Tabelle zeigt die Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsvereinbarungen 2021 auf die Nettoschuld der Gruppe ohne Teilverkäufe aus DBSO (1) -Projekten:

1 Develop, Build, Share and Operate, ein Modell, das im Zusammenhang mit erneuerbaren Energieträgern genutzt wird und auf der ständigen Rotation des betriebsnotwendigen Kapitals beruht

In Millionen Euro	Veräußerungspreis	Reduzierung der Nettoschuld
Veräußerung eines Anteils der Beteiligung von ENGIE an GRTgaz - Frankreich	1.121	1.121
Veräußerung eines Anteils der Beteiligung von ENGIE an GTT - Frankreich	247	52
Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an der Georgetown Energy Partners Holding - Vereinigte Staaten	170	170
Veräußerung der Beteiligung von ENGIE an ENGIE EPS - Frankreich	127	150
Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind	364	352
Auswirkungen der Klassifizierung als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte"	-	475
SUMME	2.029	2.320

Veräußerungen, die am 31. Dezember 2021 vor dem Abschluss stehen, sind in Anhang 5.2 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beschrieben.

5.1.2 Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an dem französischen Unternehmen GRTgaz

ENGIE und die Société d'Infrastructures Gazières (SIG), die ein Investmentvehikel im Besitz von CNP Assurances und Caisse des Dépôts ist, haben den Erwerb eines Anteils von 11,5 % an GRTgaz abgeschlossen, den SIG von ENGIE für 1,1 Mrd. € gekauft hat.

Am Ende dieses Geschäfts besitzt SIG, die seit 2011 mit einem Anteil von 24,8 % Aktionärin von GRTgaz ist, nunmehr 38,6 % des Unternehmens, während 60,9 % bei ENGIE verbleiben. Für SIG bedeutet dieses Geschäft den Verkauf von 17,8 % des Aktienkapitals von Elengy im Tausch gegen neue GRTgaz-Aktien. Das vereinfacht die Aktionärsstruktur von GRTgaz, denn infolge der Transaktion besitzt es Elengy zu 100 %.

5.1.3 Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an dem französischen Unternehmen Gaztransport & Technigaz SA ("GTT")

Am 13. November 2020 kündigte ENGIE den Beginn einer Strategie-Review für die Beteiligung an GTT an, an dem die Gruppe 40,4 % hält und das voll konsolidiert war.

Am 26. Mai 2021 verkündete die Gruppe, dass sie den Verkauf eines Teils ihrer Beteiligung an GTT abgeschlossen habe, der 10 % des Aktienkapitals von GTT ausmacht, zu einem Preis von 67 € je Aktie, und die gleichzeitige Emission einer Nullkuponanleihe für 290 Mio. €, die für GTT-Aktien mit einer Fälligkeit von drei Jahren und einem Tauschpreis von 78,25 € eingetauscht werden kann, was eine Prämie von 20 % über dem Platzierungspreis für den gleichzeitigen Verkauf von GTT-Aktien bedeutet.

Vor dieser Veräußerung eines Teils ihrer Beteiligung übte die Gruppe de facto die Beherrschung über GTT aus, denn sie hatte die Mehrheit der Sitze im Aufsichtsrat, die Aktionärsstruktur war weit gestreut, und es gab kein Anzeichen für ein konzertiertes Handeln von Aktionären. Somit hatte sie die relative Stimmenmehrheit auf Hauptversammlungen (vgl. Anhang 3.2 "Maßgebliche Ermessensentscheidungen für die Beurteilung der Beherrschung" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2020 beendete Jahr).

Die Transaktion, die mit dem sofortigen Rücktritt zweier Aufsichtsräte einherging, deren Ernennung ENGIE vorgeschlagen hatte, führte dazu, dass ENGIE die Mehrheit der Sitze im Aufsichtsrat verlor und dass es zu einer Verwässerung des Anteils der Stimmrechte der Gruppe kam, die keine de-facto-Beherrschung mehr ausübt. Folglich geht ENGIE nach der Veräußerung davon aus, dass es jetzt nur maßgeblichen Einfluss ausübt und daher die restliche Beteiligung von 30,4 % an GTT nach der Equity-Methode bilanziert.

Die Wirkungen dieses Geschäfts verringerten die Nettofinanzschuld der Gruppe um 52 Mio. € (nach Abzug der Nettozahlungsmittel, die von GTT gehalten werden). Der Veräußerungsgewinn vor Steuern belief sich zusammen mit dem Neubewertungsgewinn für den verbleibenden Anteil 2021 auf 628 Mio. €.

5.1.4 Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an der amerikanischen Georgetown Energy Partners Holding, LLC

Am 31. März 2021 schloss ENGIE North America eine über 50 Jahre laufende Konzessionsvereinbarung mit der Georgetown University (Washington D.C., USA) über das Management ihrer gesamten Infrastruktur für Energie und Wasseraufbereitung.

Am 1. Juli verkaufte die Gruppe 50 % ihrer Beteiligung an der Georgetown Energy Partners Holding, LLC an Axium Hoya.

Die Gruppe behielt die gemeinsame Beherrschung der Projektgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Die Wirkungen dieses Geschäfts verringerten die Nettofinanzschuld der Gruppe um 170 Mio. €. Der Veräußerungsgewinn vor Steuern belief sich 2021 auf 44 Mio. €.

5.1.5 Veräußerung der Beteiligung von ENGIE an dem französischen Unternehmen ENGIE EPS SA

Am 20. Juli 2021 finalisierte die Gruppe den Verkauf ihrer Beteiligung an ENGIE EPS SA an die Taiwan Cement Corporation.

Die Wirkungen dieses Geschäfts verringerten die Nettofinanzschuld der Gruppe um 150 Mio. €. Der Veräußerungsgewinn vor Steuern belief sich 2021 auf 83 Mio. €.

5.1.6 Earn-Out aus der Veräußerung eines Teils der Beteiligung von ENGIE an dem französischen Unternehmen SUEZ SA

Am 6. Oktober 2020 verkaufte die Gruppe 29,9 % ihres Anteils an der SUEZ SA an die VEOLIA Gruppe. Bei diesem Verkauf gab es eine Earn-Out-Klausel für den Fall, dass die VEOLIA Gruppe weitere Kapitaltransaktionen bei SUEZ zu einem höheren Preis als dem für den von ENGIE verkauften Block von 29,9 % vornimmt.

2021 startete die VEOLIA Gruppe ein Übernahmeangebot für SUEZ zum Preis von 20,50 € je Aktie (einschließlich Dividende), das am 7. Januar 2022 erfolgreich vollzogen wurde. Ende 2021 war die ENGIE Gruppe der Auffassung, dass alle Bedingungen erfüllt worden sind, um die 347 Mio. € im Ertrag anzusetzen, die mit der mit der VEOLIA Gruppe ausgehandelten Earn-Out-Klausel im Zusammenhang stehen.

ENGIE vereinnahmte diesen Earn-Out am 19. Januar 2022, sobald das Übernahmeangebot vollzogen war.

5.2 Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2021 belief sich die Summe der "Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind", und die Summe der "Verbindlichkeiten, die in direktem Zusammenhang mit Vermögenswerten stehen, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind", auf 11.881 Mio. € bzw. 7.415 Mio. €.

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Sachanlagen, netto, und immaterielle Vermögenswerte	4.235	992
Sonstige Vermögenswerte	7.645	299
SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	11.881	1.292
davon Vermögenswerte aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	11.186	-
Fremdkapital und Schulden	368	297
Sonstige Verbindlichkeiten	7.047	190
SUMME VERBINDLICHKEITEN IM DIREKTEN ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	7.415	488
davon Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit Vermögenswerten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	6.952	-

Die Vermögenswerte in Verbindung mit erneuerbarer Energie in Indien, die am 31. Dezember 2020 als "zum Verkauf gehalten klassifizierte Vermögenswerte" erfasst worden waren, wurden 2021 verkauft. Doch der Anteil der Gruppe an EV Charged BV (EVBox), für den der Verkauf der Mehrheit der Aktien geplant war, wie im Dezember 2020 angekündigt, ist nicht mehr nach IFRS 5 klassifiziert, denn die Parteien haben entschieden, das geplante Geschäft zu beenden.

Unter "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" per 31. Dezember 2021 fallen die Unternehmen von EQUANS, Endel und seine wichtigsten Tochterunternehmen und bestimmte Anlagen für erneuerbare Energie in Mexiko (deren Verkauf höchstwahrscheinlich ist, aber verschiedenen einzuholenden Genehmigungen unterliegt). Diese Transaktionen sollen 2022 abgeschlossen sein.

Die zum Verkauf gehaltenen Geschäfte der EQUANS-Unternehmen wurden im Konzernabschluss als aufgegebene Geschäftsbereiche dargestellt, weil Asset-Light Client Solutions gemäß IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche einen wesentlichen eigenen Geschäftsbereich darstellt. Somit erscheint der durch diese Geschäftstätigkeiten generierte Ertrag oder Verlust in einer separaten Zeile nach dem Ertrag aus fortgeführten Geschäftsbereichen. Die Vergleichsangaben der Gewinn- und Verlustrechnung für die vorangehende Periode wurden auf derselben Basis neu berechnet.

5.2.1 Der geplante Verkauf der EQUANS-Geschäfte

Am 5. November 2021 nahm die Gruppe aufgrund eines einseitigen fixen und bindenden Angebots exklusive Verhandlungen mit Bouygues über den Verkauf von 100 % von EQUANS auf.

EQUANS steht für die multitechnischen Dienstleistungen der Gruppe für Unternehmen weltweit, vor allem in Frankreich und Europa: Planung, Ingenieurtechnik, Arbeitsleistungen, Betrieb, Installation, Instandhaltung, Facility Management usw. Der Umfang dieser Geschäftstätigkeiten bildete ein berichtspflichtiges Segment (vgl. Anhang 4 "Segmentberichterstattung" zur verkürzten Konzernzwischenbilanz vom 30. Juni 2021).

Am 5. November 2021 wurde EQUANS als "veräußerungsfähige Vermögenswerte" und "aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert. Diese Annahme basierte auf der fixen und bindenden Verkaufsoption, unterschrieben am 5. November 2021, und auf der Art der zum Zeitpunkt des Eingangs des Angebots zu erfüllenden aufschiebenden Bedingungen. Diese Klassifizierung wirkte sich wie folgt auf den Konzernabschluss aus:


―	Veräußerungsfähige Vermögenswerte und die entsprechenden Verbindlichkeiten sind getrennt von sonstigen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten in der Bilanz per 31. Dezember 2021 ausgewiesen, die Bilanz per 31. Dezember 2020 wurde jedoch nicht neu berechnet;
―	ab dem Zeitpunkt der Klassifizierung als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" wurden diese Vermögenswerte nicht mehr abgeschrieben;
―	der 2021 generierte Jahresüberschuss steht in der Zeile "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" der Gewinn- und Verlustrechnung. Die vergleichenden Angaben der Gewinn- und Verlustrechnung für 2020 wurden nach IFRS 5 umgerechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten");
―	umgliederbare und nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen sind in der Gesamtergebnisrechnung 2021 separat dargestellt. Die vergleichenden Angaben der Gesamtergebnisrechnung für 2020 wurden ebenfalls nach IFRS 5 umgerechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten");
―	Zahlungsströme aus betrieblicher, Investitions- und Finanzierungstätigkeit, die aufgegebenen Geschäftsbereichen zuzuordnen sind, stehen in separaten Zeilen der Kapitalflussrechnung der Gruppe für 2021. Die vergleichenden Angaben der Kapitalflussrechnung für 2020 wurden nach IFRS 5 umgerechnet (vgl. Anhang 2 "Neuberechnung der Vergleichsdaten").

Der erwartete Kapitalgewinn aus der Veräußerung bewirkte keine Wertberichtigung.

Die Transaktion soll im zweiten Halbjahr 2022 abgeschlossen sein und die Nettofinanzschuld der Gruppe um etwa 6,8 Mrd. € senken.

5.2.2 Finanzinformation über aufgegebene Geschäftsbereiche

Jahresüberschuss (-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Erträge	12.860	11.445
Käufe und betriebsnotwendige Derivate	(7.942)	(6.879)
Personalkosten	(4.420)	(4.256)
Abschreibung und Rückstellungen	(239)	(301)
Steuern	(59)	(58)
Sonstige betriebliche Erträge	166	134
Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung	366	86
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	-	-
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	367	86
Wertminderungsaufwendungen	2	(49)
Umstrukturierungskosten	(100)	(86)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(53)	(1)
Sonstige Einmaleffekte	(30)	(7)
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	185	(56)
Finanzaufwand	(74)	(65)
Finanzertrag	25	20
Nettofinanzergebnis	(49)	(45)
Ertragssteuerertrag/(-aufwand)	(55)	(50)
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN	80	(151)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil	79	(153)
davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen	1	2
In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen
EBITDA	622	368
EBIT (1)	368	85
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) (1)	231	(22)

(1) Beinhaltet die Auswirkung der beendeten Abschreibung am Tag der Klassifizierung als zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte in Höhe eines positiven Betrags von 51 Mio. € auf das EBIT und in Höhe eines positiven Betrags von 37 Mio. € auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) per 31. Dezember 2021

Bilanz aufgegebener Geschäftsbereiche

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Langfristige Vermögenswerte
Geschäfts- oder Firmenwert	3.056	2.934
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	409	403
Sachanlagen, zu Buchwerten	1.150	1.031
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	124	113
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7	7
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	3	5
Sonstige langfristige Vermögenswerte	165	19
Latente Steueransprüche	267	205
Summe Langfristige Vermögenswerte	5.181	4.718
Kurzfristige Vermögenswerte
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	21	31
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	2.246	2.258
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	2.302	2.308
Vorräte	190	179
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	817	825
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	429	428
Summe Kurzfristige Vermögenswerte	6.004	6.028
SUMME VERMÖGENSWERTE AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN	11.185	10.747

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	355	281
Langfristiges Fremdkapital	390	364
Derivative Instrumente	1	2
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	1	1
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	12	13
Andere langfristige Verbindlichkeiten	3	1
Latente Steuerverbindlichkeiten	218	114
Summe Langfristige Verbindlichkeiten	979	775
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	311	338
Kurzfristiges Fremdkapital	198	206
Derivative Instrumente	-	1
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	1.977	1.857
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	1.910	1.972
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	1.577	1.599
Summe Kurzfristige Verbindlichkeiten	5.973	5.972
SUMME VERBINDLICHKEITEN, DIE DIREKT ZU AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN GEHÖREN	6.952	6.748

Zahlungsströme aus aufgegebenen Geschäftsbereichen

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)	80	(151)
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf	462	282
+ Gezahlte Steuern	(71)	(104)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	96	302
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	486	479
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(208)	(151)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(14)	(12)
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	6	22
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte	(12)	(12)
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen (1)	(2.782)	(15)
Sonstige	7	(6)
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(3.003)	(175)
Gezahlte Dividenden	-	(1)
Tilgung von Finanzschulden	(155)	(148)
Gezahlte Zinsen	(33)	(18)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(1)	-
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen	7	25
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit, ohne konzerninterne Geschäftsvorfälle	(181)	(141)
Konzerninterne Geschäftsvorfälle mit ENGIE (2)	2.700	(131)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT	2.518	(272)
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen	(11)	(27)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE	(9)	5
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenbeginn	428	422
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Periodenende	429	428

(1) Die Zeile "Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen" beinhaltet Erwerbe von von ENGIE gehaltenen Beteiligungen an der Geschäftstätigkeit von "Asset-Light Client Solutions" durch EQUANS für einen Negativbetrag von 3.343 Mio. € und Veräußerungen von Anteilen, die nicht zur Geschäftstätigkeit von "Asset-Light Client Solutions" gehören, durch EQUANS an ENGIE für 519 Mio. €

(2) Die Zeile "Konzerninterne Geschäftsvorfälle mit ENGIE" beinhaltet 3.615 Mio. € Kapitalerhöhungen von EQUANS, die ENGIE zur Finanzierung der oben genannten Erwerbe gezeichnet hat

5.3 Erwerbe im Jahr 2021

Insgesamt wirkten sich die Erwerbe 2021 mit 1 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld aus. Diese Erwerbe beziehen sich hauptsächlich auf Konzessionsverträge in Brasilien im Umfang von 0,4 Mrd. € und auf eine Konzessionsvereinbarung über 50 Jahre mit dem US-Unternehmen Georgetown Energy Partners Holding, LLC im Umfang von 0,2 Mrd. €.

5.4 Sonstige Geschäftsvorfälle

Am 11. November 2021 verkündeten ENGIE und Crédit Agricole Assurances, dass sie sich über den Erwerb von 97,33 % von Eolia Renovables, einem der größten spanischen Produzenten von erneuerbarer Energie, von der Alberta Investment Management Corporation, einem institutionellen Anleger aus Kanada, geeinigt hätten. Bei dem Geschäft geht es um Besitz und Betrieb von 899 MW Betriebsvermögen (Onshore-Windkraftanlagen mit 821 MW und Photovoltaik-Anlagen mit 78 MW) und Projekte mit erneuerbaren Energien mit 1,2 GW, die in Vorbereitung sind.

Das Betriebsvermögen gehört ENGIE zu 40 % und Crédit Agricole Assurances zu 60 %, wobei ENGIE die Projekte in Vorbereitung plant und baut. ENGIE erbringt für den gesamten Vermögenswert das komplette Spektrum an Dienstleistungen (O&M, Anlagenverwaltung, Energiemanagement, Entwicklungsleistungen).

Die erworbenen Vermögenswerte profitieren von einem regulierten System, so dass für die nächsten zehn Jahre Renditen zu erwarten sind. Der Deal wird sich mit 0,4 Mrd. € auf die Nettofinanzschuld von ENGIE auswirken. Die Beteiligung an dem Unternehmen, das das Betriebsvermögen hält, wird nach der Equity-Methode bilanziert. Das Unternehmen, das für Planung und Bau der in Vorbereitung befindlichen Projekte verantwortlich ist, wird bei ENGIE voll konsolidiert.

Das Geschäft soll in Q1 2022 abgeschlossen sein. Dazu müssen noch bestimmte Bedingungen erfüllt sein, zu denen auch die kartellrechtliche Freigabe seitens der zuständigen Wettbewerbsbehörden gehört.

ANHANG 6 In Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen

Anliegen dieses Anhangs ist die Darstellung der wichtigsten nicht auf GAAP basierenden Finanzkennzahlen der Gruppe sowie ihre Überleitung auf die Kennzahlen des Konzernabschlusses nach IFRS.

6.1 EBITDA

Überleitungsrechnung von EBITDA und kurzfristigem Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	6.916	4.554
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(721)	(198)
Nettoabschreibung/Sonstige	4.370	4.368
Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2)	48	47
Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(50)	137
EBITDA	10.563	8.908

6.2 EBIT

Der wichtigste Leistungsindikator der Gruppe, zuvor als "Kurzfristiges Betriebsergebnis (COI)" bezeichnet, wurde in EBIT umbenannt, um der Marktpraxis zu entsprechen. Die Definition oder die Berechnung ändern sich nicht.

Überleitung von EBIT und kurzfristigem Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Kurzfristiges Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	6.916	4.554
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	(721)	(198)
Einmaliger Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(50)	137
EBIT	6.145	4.493

6.3 Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss (NRIgs)

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss ist eine Finanzkennzahl, die die Gruppe in ihrer Finanzberichterstattung verwendet, um den Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss, berichtigt um ungewöhnliche oder Einmaleffekte, darzustellen.

Die Überleitung des Nettoergebnisses auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss sieht wie folgt aus:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
KONZERNANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG)		3.661	(1.536)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		79	(153)
Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil		3.582	(1.384)
Jahresüberschuss, der nicht beherrschenden Beteiligungen aus aufgegebenen Geschäftsbereichen zuzuordnen ist		96	642
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen		3.678	(742)
Posten der Überleitung vom "kurzfristigen Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden," auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit		194	2.996
Wertminderungsaufwendungen	10.1	1.028	3.502
Umstrukturierungskosten	10.2	204	257
Änderungen des Konsolidierungskreises	10.3	(1.107)	(1.641)
Sonstige Einmaleffekte	10.4	69	879
Sonstige berichtigte Positionen		(363)	121
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, die keine Handelsinstrumente sind	9.1	(721)	(198)
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren	11	2	-
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	11	-	29
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	11	153	158
Einmaliges Ergebnis aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	11	(298)	69
Sonstige berichtigte steuerliche Auswirkungen		552	(75)
Einmaliges Ergebnis, im Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, enthalten		(50)	137
Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen		3.509	2.375
Periodischer Jahresüberschuss, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist		581	650
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL		2.927	1.725
Periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil		231	(22)
KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS		3.158	1.703

6.4 Eingesetztes Industriekapital

Die Überleitung von eingesetztem Industriekapital auf Posten der Bilanz sieht wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto	57.863	57.085
(+) Geschäfts- oder Firmenwert	12.799	15.943
(-) Geschäfts- oder Firmenwert Gaz de France - SUEZ und International Power (1)	(7.213)	(7.472)
(+) Forderungen nach IFRIC 4, IFRS 16 und IFRIC 12	2.456	1.827
(+) Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	8.498	6.760
(-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Power(1)	(38)	(141)
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	32.555	14.295
(-) Einschussforderungen(1) (2)	(13.856)	(1.585)
(+) Vorräte	6.175	4.140
(+) Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	8.377	7.764
(+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	13.681	9.386
(+) Latente Steuern	(6.557)	(3.536)
(+) Streichung latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Positionen(1) (2)	841	(543)
(-) Rückstellungen	(25.459)	(27.073)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beim Aktienkapital (nach latenten Steuern) (1)	3.162	4.553
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(32.822)	(17.307)
(+) Einschussforderungen(1) (2)	7.835	982
(-) Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	(2.739)	(4.354)
(-) Sonstige kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten	(19.175)	(14.579)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	46.382	46.146

(1) Zur Errechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für diese Posten ausgewiesenen Beträge gegenüber den in der Bilanz erscheinenden angepasst worden.

(2) Die Einschussforderungen in den "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen" und den "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten" entspricht den erhaltenen oder geleisteten Anzahlungen als Teil von Sicherungsvereinbarungen, die die Gruppe geschlossen hat, um bei Commodity-Transaktionen Gegenparteirisiken zu managen.

6.5 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Die Überleitung von Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO) auf Posten der Kapitalflussrechnung sieht wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Zahlungsmittel aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf	9.806	8.506
Gezahlte Steuern	(603)	(494)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	(2.377)	(902)
Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte	32	33
Aus Eigenkapitalinvestitionen vereinnahmte Dividenden	57	56
Gezahlte Zinsen	(719)	(648)
Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	52	52
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	464	(608)
(+) Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die in der Bilanz und sonstig als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind	(448)	621
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO)	6.263	6.616

6.6 Investitionsausgaben (CAPEX) und Wachstums-CAPEX

Die Überleitung von Investitionsausgaben (CAPEX) auf Posten der Kapitalflussrechnung sieht wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	5.990	4.960
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	392	405
(+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	6	50
Erwerbe von Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und in gemeinschaftliche Tätigkeit	369	1.067
Erwerbe von Eigenkapital- und Schuldinstrumenten	1.548	1.618
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	(121)	359
(+) Sonstige	3	2
Änderung bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen	35	312
(-) Auswirkung von Veräußerungen im Zusammenhang mit DBSO (2) -Aktivitäten	(270)	(1.276)
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	7.954	7.497
(-) Instandhaltungs-CAPEX	(2.418)	(2.284)
(-) Synatom-Investitionen	(1.261)	(1.339)
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	4.274	3.873

(2) Develop, Build, Share & Operate; einschließlich der erhaltenen Tax-Equity-Finanzierung (vgl. Anhang 25 "Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten")

6.7 Nettofinanzschulden

Überleitung von der Nettoschuld auf Posten der Bilanz:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
(+) Langfristiges Fremdkapital	17.2 und 17.3	30.458	30.092
(+) Kurzfristiges Fremdkapital	17.2 und 17.3	10.590	7.846
(+) Derivative Instrumente - passiviert	17.4	46.931	13.115
(-) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		(46.617)	(12.762)
(-) Sonstige finanzielle Vermögenswerte	17.1	(13.444)	(11.599)
(+) Kredite und Forderungen, bewertet zu fortgeführten Anschaffungskosten, nicht in der Nettofinanzschuld enthalten		5.143	4.710
(+) Eigenkapitalinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet		2.827	1.668
(+) Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert bewertet, nicht in der Nettofinanzschuld enthalten		3.853	3.134
(-) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	17.1	(13.890)	(12.980)
(-) Derivative Instrumente, aktiviert	17.4	(44.989)	(11.065)
(+) Derivative Instrumente, die Commodities und andere Posten sichern		44.489	10.299
NETTOFINANZSCHULD		25.350	22.458

6.8 Wirtschaftliche Nettoschuld

Die wirtschaftliche Nettoschuld stellt sich wie folgt dar:

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
NETTOFINANZSCHULD	17	25.350	22.458
Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs	20	8.030	7.948
Rückstellungen für den Abbruch von Sachanlagen	20	8.015	7.604
Rückstellungen für Flächensanierung	20	246	238
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Pension	20	1.779	3.174
(-) Infrastrukturen regulierter Unternehmen		(16)	(351)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Erstattungsansprüche	20	(228)	(187)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Sonstige Leistungen	20	5.149	5.732
(-) Infrastrukturen regulierter Unternehmen		(3.289)	(3.602)
Latente Steueransprüche für Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	12	(1.501)	(2.061)
(-) Infrastrukturen regulierter Unternehmen		780	947
Planvermögenswerte für Kernenergierückstellungen, Uranbestände, zugehörige derivative Finanzinstrumente und eine Forderung von Electrabel an EDF Belgien	20 & 25	(6.014)	(4.479)
WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD		38.300	37.420

ANHANG 7 Segmentberichterstattung

7.1 Umbau von ENGIE und Änderung der Segmentberichterstattung

Am 1. Februar 2021 wurde ein neuer geschäftsführender Vorstand eingesetzt, dessen Verantwortlichkeiten im Einklang mit den strategischen Prioritäten stehen, die die Gruppe im Juli 2020 vorgestellt hat, und der den Beschluss von ENGIE widerspiegelt, die Gruppe um ihre vier strategischen Geschäftsfelder herum zu organisieren: Renewables, Networks, Thermal & Supply und Energy Solutions. Nach Gesprächen mit den Arbeitnehmervertretungen in der ersten Jahreshälfte begann die operative Umsetzung einer Umstrukturierung in Global Business Units (GBU) ausgehend von diesen Geschäftsfeldern. Innerhalb von Energy Solutions wurden die Asset-light-Geschäfte, die auf lange Sicht von ENGIE unabhängig werden sollten, zu einer Untergruppe von "EQUANS" zusammengefasst (vgl. Anhang 5.2.1 "Der geplante Verkauf der EQUANS-Geschäfte"), während die übrigen Tätigkeiten die GBU "Energy Solutions" bilden.

Seit seiner Einsetzung hat der geschäftsführende Vorstand der Gruppe als Hauptentscheidungsträger im Sinne von IFRS 8 - Geschäftssegmente die operative und finanzielle Tätigkeit gelenkt und den GBU entsprechend ihrer Geschäftstätigkeit die Ressourcen zugewiesen. Somit entsprechen diese Geschäftstätigkeiten nun den "Geschäftssegmenten" und "berichtspflichtigen Segmenten" im Sinne von IFRS 8.

Diese Veränderung bewirkte eine Segmentberichterstattung der Gruppe, die sich auf die Schwerpunkte der Geschäftstätigkeiten konzentriert. Da jedoch 2021 als Übergangsjahr anzusehen ist, gilt die frühere Unternehmensorganisation nach geografischen Business Units vorerst weiter und bildet einen zusätzlichen Schwerpunkt in der Segmentberichterstattung der Gruppe.

Beziehung zwischen alten und neuen Segmenten (nach Umklassifizierung der Tätigkeit von EQUANS als aufgegebene Geschäftsbereiche):

		Neue Organisation
		GBU und Segment	GBU und Segment	GBU und Segment	GBU
---	---	---	---	---	---	---
					Segment	Segment
---	---	---	---	---	---	---
		Renewables	Networks	Energy Solutions	Thermal	Supply
---	---	---	---	---	---	---
Vorherige Organisation	Frankreich ohne Infrastructures	X		X		X
	Frankreich Infrastructures		X
	Resteuropa	X	X	X	X	X
	Lateinamerika	X	X		X	X
	USA & Kanada	X		X	X	X
	Naher Osten, Asien & Afrika	X		X	X	X
	Sonstige			X

		Neue Organisation
		Segment	Segment
---	---	---	---
		Nuclear	Sonstige
---	---	---	---
Vorherige Organisation	Frankreich ohne Infrastructures
	Frankreich Infrastructures
	Resteuropa	X
	Lateinamerika
	USA & Kanada
	Naher Osten, Asien & Afrika
	Sonstige		X

7.2 Informationen nach berichtspflichtigem Segment

7.2.1 Definition berichtspflichtiger Segmente

Die berichtspflichtigen Segmente sind mit den Geschäftssegmenten identisch und entsprechen den Geschäftstätigkeiten, die der Organisation in GBU zugrunde liegen:


―	Renewables: umfasst die gesamte zentralisierte Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, einschließlich Finanzierung, Bau, Betrieb und Instandhaltung von Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbarer Energie, die unterschiedliche Energieträger nutzen, wie Wasserkraft, Onshore-Wind, Photovoltaik, Biomasse, Offshore-Wind und Geothermie. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft.
―	Networks: beinhaltet die Strom- und Gasinfrastrukturaktivitäten und -projekte der Gruppe. Dazu gehören das Management und die Planung von (i) Gas- und Stromübertragungsnetzen und Erdgasverteilungsnetzen innerhalb und außerhalb von Europa, (ii) unterirdische Erdgasspeicher in Europa und (iii) die Regasifizierungsinfrastruktur in Frankreich und Chile. Neben dem herkömmlichen Infrastrukturmanagement trägt das Asset-Portfolio auch zu den Herausforderungen einer klimaneutralen Energie und zu grüneren Netzen bei (schrittweise Integration von grünem Gas, auf Wasserstoff basierende Projekte usw.)
―	Energy Solutions: umfasst den Bau und das Management dezentraler Energienetze zur Erzeugung von Energie mit niedriger CO2-Emission (Fernwärme- und -kältenetze, dezentrale Anlagen zur Stromerzeugung, dezentrale Solarparks, Mobilität mit geringer CO2-Emission, Städte und Straßenbeleuchtung mit geringer CO2-Emission usw.) und die zugehörigen Dienstleistungen (Energieeffizienz, technische Instandhaltung, Beratung zu nachhaltiger Entwicklung).
―	Thermal: beinhaltet die gesamte zentralisierte Stromerzeugung der Gruppe in Wärmekraftwerken, ob vertraglich gebunden oder nicht. Dazu gehören das Betreiben von Kraftwerken hauptsächlich auf Gas- oder Kohlebasis oder auch mit Pumpen betriebene Speicherstätten. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft. Hinzu kommen auch die Finanzierung, der Bau und das Betreiben von Entsalzungsanlagen, einzeln oder für Kraftwerke, sowie die Planung von Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff.
―	Supply: beinhaltet alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Gas- und Stromverkauf an gewerbliche oder private Endkunden. Dazu gehören auch alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich der Dienstleistungen für Hausverwaltungen.
―	Nuclear: beinhaltet die gesamte Stromerzeugung der Gruppe aus Kernenergie mit sieben Reaktoren in Belgien (vier in Doel und drei in Tihange) und Entnahmerechten in Frankreich.

Sonstige beinhaltet Energiemanagement und -optimierung, die B2B-Versorgung in Frankreich, GTT und Tätigkeiten auf Konzern- und Holding-Ebene.

7.2.2 Schlüsselkennzahlen nach berichtspflichtigen Segmenten

Die Angaben nach Geschäftstätigkeit gemäß der neuen Segmentaufteilung entsprechen den Angaben nach Unternehmenssparte gemäß der früheren zusätzlichen Segmentierung. Während des Umbaus gab es geringfügige neue Zuordnungen, die die Daten für 2020 gegenüber früheren Publikationen marginal beeinflussten.

Erträge

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Renewables	3.661	2.971
Networks	6.700	6.718
Energy Solutions	9.940	8.840
Thermal	4.089	3.281
Supply	13.237	10.792
Nuclear (2)	56	39
Sonstige (3)	20.183	11.664
SUMME ERTÄGE	57.866	44.306

(2) Erträge nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte in Höhe von 1.705 Mio. € am 31. Dezember 2021 im Vergleich zu 1.129 Mio. € am 31. Dezember 2020

(3) Davon 10 Mrd. € als Preiseffekt gegenüber 2020

EBITDA

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Renewables	1.700	1.576
Networks	4.121	3.848
Energy Solutions	799	738
Thermal	1.628	1.708
Supply	445	433
Nuclear	1.413	415
Sonstige	457	189
SUMME EBITDA	10.563	8.908

EBIT

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Renewables	1.185	1.093
Networks	2.314	2.060
Energy Solutions	366	305
Thermal	1.183	1.259
Supply	174	184
Nuclear	970	(111)
Sonstige	(46)	(297)
SUMME EBIT	6.145	4.493

Anteil am Jahresergebnis von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020(1)
Renewables	95	39
Networks	233	193
Energy Solutions	153	(62)
Thermal	301	389
Supply	-	-
Nuclear	-	-
Sonstige	18	(7)
SUMME ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON UNTERNEHMEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	800	553

Assoziierte Unternehmen und Joint Ventures haben per 31. Dezember 2021 einen Anteil von 306 Mio. € bzw. 494 Mio. € am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, verglichen mit 183 Mio. € bzw. 370 Mio. € am 31. Dezember 2020.

Eingesetztes Industriekapital

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Renewables	12.535	10.281
Networks	24.166	23.324
Client Solutions	6.634	10.083
Energy Solutions	6.634	6.280
EQUANS	-	3.804
Thermal	7.852	8.210
Supply	1.362	1.234
Nuclear (1)	(12.728)	(11.826)
Sonstige	6.561	4.839
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	46.382	46.146

(1) Einschließlich 15.119 Mio. € für Rückstellungen für Kernenergie. Das eingesetzte Kapital enthält keine Vermögenswerte, mit denen Rückstellungen in Höhe von 5.501 Mio. € abgedeckt werden

Investitionsausgaben

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Renewables	2.007	1.631
Networks	2.525	2.591
Energy Solutions	901	767
Thermal	268	189
Supply	299	278
Nuclear	1.462	1.740
Sonstige	492	301
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	7.954	7.497

Wachstums-Capex

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Renewables	1.887	1.529
Networks	1.320	1.579
Energy Solutions	712	591
Thermal	(17)	28
Supply	155	144
Nuclear	-	-
Sonstige	218	2
SUMME WACHSTUMS-CAPEX	4.274	3.873

7.3 Schlüsselkennzahlen nach geografischen Segmenten

Die folgende geografische Einteilung geht auf die Zusammenstellung der Business Units der Gruppe zurück wie in Anhang 6 "Segmentberichterstattung" zum Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2020 beendete Jahr beschrieben.

Erträge

	31. Dez. 2021			31. Dez. 2020 (1)
In Millionen Euro	Externe Erträge	Konzerninterne Erträge	Summe	Externe Erträge	Konzerninterne Erträge	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Frankreich ohne Infrastructures	13.038	299	13.337	10.386	296	10.682
Frankreich Infrastructures	5.629	878	6.506	5.439	920	6.359
Summe Frankreich	18.667	1.176	19.844	15.825	1.216	17.041
Resteuropa	11.088	3.364	14.452	9.047	1.915	10.961
Lateinamerika	4.306	37	4.343	4.287	32	4.319
USA & Kanada	661	3	664	476	3	479
Naher Osten, Asien & Afrika	2.038	31	2.069	2.045	45	2.090
Sonstige	21.107	16.063	37.169	12.626	4.802	17.428
Eliminierung interner Transaktionen	-	(20.674)	(20.674)	-	(8.013)	(8.013)
SUMME ERTÄGE	57.866	-	57.866	44.306	-	44.306

EBITDA

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Frankreich ohne Infrastructures	1.410	1.180
Frankreich Infrastructures	3.521	3.290
Summe Frankreich	4.931	4.470
Resteuropa	2.717	1.680
Lateinamerika	1.928	1.992
USA & Kanada	208	168
Naher Osten, Asien & Afrika	565	617
Sonstige	215	(19)
SUMME EBITDA	10.563	8.908

Planmäßige Abschreibung

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Frankreich ohne Infrastructures	(625)	(660)
Frankreich Infrastructures	(1.694)	(1.681)
Summe Frankreich	(2.319)	(2.341)
Resteuropa	(891)	(951)
Lateinamerika	(474)	(461)
USA & Kanada	(117)	(58)
Naher Osten, Asien & Afrika	(69)	(75)
Sonstige	(500)	(482)
SUMME ABSCHREIBUNG	(4.370)	(4.368)

EBIT

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Frankreich ohne Infrastructures	782	518
Frankreich Infrastructures	1.827	1.609
Summe Frankreich	2.609	2.127
Resteuropa	1.823	724
Lateinamerika	1.453	1.530
USA & Kanada	91	110
Naher Osten, Asien & Afrika	495	542
Sonstige	(325)	(540)
SUMME EBIT	6.145	4.493

Eingesetztes Industriekapital

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Frankreich ohne Infrastructures	6.545	7.326
Frankreich Infrastructures	19.972	19.891
Summe Frankreich	26.518	27.218
Resteuropa	(4.934)	(1.596)
Lateinamerika	10.409	9.476
USA & Kanada	3.945	3.168
Naher Osten, Asien & Afrika	2.916	2.663
Sonstige	7.528	5.218
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	46.382	46.146

Investitionsausgaben (Capex)

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Frankreich ohne Infrastructures	828	666
Frankreich Infrastructures	1.922	1.763
Summe Frankreich	2.750	2.429
Resteuropa	2.171	2.201
Lateinamerika	1.076	1.506
USA & Kanada	1.081	395
Naher Osten, Asien & Afrika	188	(499)
Sonstige	687	1.465
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	7.954	7.497

7.4 Schlüsselkennzahlen nach geografischem Gebiet

Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:


―	dem Bestimmungsort für Erzeugnisse und Dienstleistungen, die verkauft werden, um Umsatz zu erlösen;
―	dem geografischen Standort von konsolidierten Unternehmen in Bezug auf das eingesetzte Industriekapital.

	Erträge		Eingesetztes Industriekapital
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
---	---	---	---	---
Frankreich	24.341	18.666	30.241	30.560
Belgien	4.372	3.756	(10.775)	(9.833)
Sonstige EU-Länder	12.501	7.999	6.938	6.234
Sonstige europäische Länder	3.110	1.830	1.447	2.704
Nordamerika	4.752	4.264	5.342	4.460
Asien, Naher Osten & Ozeanien	4.441	3.458	2.709	2.495
Südamerika	4.053	4.030	9.521	8.721
Afrika	297	304	960	805
SUMME	57.866	44.306	46.382	46.146

Angesichts der Vielfalt ihrer Geschäfte und deren geografischer Lage bedient die Gruppe ein sehr breites Spektrum an Situationen und Kunden (Industrie, lokale Behörden und Privatkunden). Demzufolge vereint kein externer Kunde einzeln 10 % oder mehr der konsolidierten Erträge der Gruppe auf sich.

ANHANG 8 Erlöse

8.1 Erlöse

Bilanzierungsstandards

Erlöse aus Verträgen mit Kunden beziehen sich auf Erlöse aus Verträgen, die unter IFRS 15 fallen. Erlöse werden dann angesetzt, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über vertraglich versprochene Waren oder Leistungen für die Gegenleistung erlangt, von der das Unternehmen erwartet, dass es im Austausch für diese versprochenen Waren oder Leistungen Anspruch auf sie hat.

Die Analyse der Verkaufsverträge der Gruppe führte zur Anwendung folgender Grundsätze für den Ansatz von Erlösen.


―	Gas, Strom und sonstige Energien Erlöse aus dem Absatz von Gas, Strom und sonstigen Energien werden bei Lieferung des Stroms an den Privat-, Gewerbe- oder Industriekunden erfasst. Stromlieferungen werden bei den Kunden in Echtzeit oder zeitlich versetzt überwacht, deren Energieverbrauch über die Abrechnungsperiode gemessen wird. Der auf dem Zähler noch nicht abgelesene Erlösanteil wird am Stichtag geschätzt.
―	Gas-, Strom- und sonstige Energieinfrastruktur Die von Betreibern von Gas- und Strominfrastruktur für das Bereitstellen von Transport-, Verteil- oder Speicherkapazitäten erzielten Erlöse werden linear über die Vertragslaufzeit erfasst. In den Ländern, in denen die Gruppe als Energiedienstleister (Lieferant) agiert, ohne für die Verteilung oder den Transport zuständig zu sein, vor allem in Frankreich und Belgien, werden die Energieabsatzverträge und der entsprechende Regulierungsrahmen analysiert, um zu entscheiden, ob die den Kunden in Rechnung gestellten Verteilungs- oder Transportleistungen aus den Erlösen nach IFRS 15 auszuschließen sind. Aufgrund dieser Analyse kann die Gruppe im eigenen Ermessen festlegen, ob der Energiedienstleister bei Verteilungs- oder Transportdienstleistungen für Gas oder Strom, die den Kunden weiterberechnet werden, als Agent oder Prinzipal handelt. Die wichtigsten Kriterien der Gruppe für ihre Ermessensentscheidung und die Festlegung, dass der Energiedienstleister in bestimmten Ländern als Agent des Infrastrukturbetreibers agiert, sind: Wer ist in erster Linie für das Erbringen der Verteil- oder Transportdienstleistungen verantwortlich? Ist der Energiedienstleister befugt, Verträge zur Kapazitätsreservierung mit dem Infrastrukturbetreiber abzuschließen? Welchen Spielraum hat der Energiedienstleister für das Festlegen des Preises für Verteil- oder Transportleistungen?
―	Bauten, Anlagen, Betrieb und Wartung (O&M), Facility Management (FM) und sonstige Leistungen Verträge über Bauten und Anlagen beziehen sich hauptsächlich auf Anlagen, die am Standort von Kunden errichtet werden, wie Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizungsanlagen oder sonstige energieeffiziente Anlagen. Somit werden die Erlöse daraus üblicherweise nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten angesetzt, wenn die Verträge unter IFRS 15 fallen. O&M-Verträge erfordern allgemein, dass die Gruppe Leistungen erbringt, die die Verfügbarkeit von stromerzeugenden Anlagen sichert. Diese Leistungen werden über einen Zeitraum erbracht. Die Erlöse daraus werden nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten erfasst. FM bezieht sich allgemein auf das Management und die Integration einer Vielzahl unterschiedlicher Leistungen, die Kunden ausgelagert haben. Die den FM-Auftragnehmern geschuldete Gegenleistung kann entweder fix oder variabel sein, je nach Stundenzahl oder einer anderen Kennzahl, unabhängig von der Art der erbrachten Leistungen. Somit werden die Erlöse daraus nach dem Anteil der Fertigstellung auf der Basis der angefallenen Kosten oder der geleisteten Stunden erfasst.

Lässt sich aus der Analyse der Verträge nicht schließen, dass der Vertrag unter IFRS 15 fällt, werden die Erlöse so bilanziert, als fielen sie nicht unter IFRS 15.

Erlöse aus sonstigen Verträgen, die Erlösen aus Geschäften entsprechen, die nicht unter IFRS 15 fallen, die in der Spalte "Sonstige" ausgewiesen sind, umfassen Leasing- oder Konzessionseinnahmen wie auch die finanzielle Komponente betrieblicher Leistungen.

Die Tabelle zeigt die Erlöse nach Art:

In Millionen Euro	Gasverkauf	Verkauf von Strom und sonstigen Energien	Verkauf von an Infrastrukturen geknüpften Leistungen	Bauten, Anlagen, O&M, FM und sonstige Leistungen	Sonstige	31. Dez. 2021
Renewables	-	3.335	85	149	91	3.661
Networks	205	1	5.715	606	173	6.700
Energy Solutions	157	3.368	102	6.262	51	9.939
Thermal	66	3.165	345	451	62	4.089
Supply	6.384	5.518	77	992	265	13.238
Nuclear	-	4	11	22	19	56
Sonstige	9.166	9.470	228	323	994	20.183
SUMME ERLÖSE	15.978	24.861	6.565	8.806	1.656	57.866

Die maßgebliche Änderung der Erdgaspreise hat die französische Regierung veranlasst, die regulierten Verkaufspreise für Erdgas ab dem 1. November 2021 einzufrieren. Das Haushaltsgesetz 2022 (Nr. 20211900 vom 30. Dezember 2021) führte den Tarifschutz-Mechanismus ein, der die regulierten Gasverkaufspreise bis 30. Juni 2022 in der Höhe vom 1. Oktober 2021 kappt. Der von ENGIE ab 1. November 2021 zu tragende Einnahmeverlust sind Aufwendungen, die den Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung zuzuordnen sind und deren Kompensation durch den Staat garantiert ist. Diesem Mechanismus folgt eine Aufholung bei den Tarifen ab Juli 2022. Die Zuschussforderung zur Kompensation der Belastung durch öffentliche Leistungsverpflichtung beläuft sich per 31. Dezember 2021 auf etwa 248 Mio. € und wird unter "Supply" in der Spalte "Sonstige" erfasst ("Erlöse, die nicht unter IFRS 15 fallen").

In Millionen Euro	Gasverkauf	Verkauf von Strom und sonstigen Energien	Verkauf von an Infrastrukturen geknüpften Leistungen	Bauten, Anlagen, O&M, FM und sonstige Leistungen	Sonstige	31. Dez. 2020 (1)
Renewables	-	2.686	39	190	56	2.971
Networks	441	65	5.501	622	89	6.718
Energy Solutions	142	2.689	104	5.851	55	8.840
Thermal	15	2.526	251	385	105	3.281
Supply	5.888	3.926	140	804	34	10.792
Nuclear	-	5	15	19	-	39
Sonstige	2.683	7.884	58	441	598	11.664
SUMME ERLÖSE	9.168	19.782	6.108	8.311	936	44.306

8.2 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

Bilanzierungsstandards

Beim Erstansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum Transaktionspreis nach IFRS 15 erfasst.

Ein Vertragsvermögenswert ist der Anspruch des Unternehmens auf eine Gegenleistung im Austausch für Waren oder Dienstleistungen, die auf einen Kunden übertragen wurden, für die die Zahlung aber noch nicht fällig ist oder von der Erfüllung einer speziellen vertraglich vereinbarten Bedingung abhängt. Wird ein Betrag fällig, wird er in die Forderungen übertragen.

Eine Forderung wird erfasst, wenn das Unternehmen einen unbedingten Anspruch auf Gegenleistung hat. Ein Anspruch auf Gegenleistung ist unbedingt, wenn der reine Zeitablauf vor der Zahlung der Gegenleistung erforderlich ist.

Eine Vertragsverbindlichkeit ist eine Pflicht des Unternehmens, Waren oder Dienstleistungen auf einen Kunden zu übertragen, für die das Unternehmen die Gegenleistung des Kunden bereits erhalten hat. Die Verbindlichkeit wird bei Ansetzen des entsprechenden Erlöses ausgebucht.

Nach den Bestimmungen in IFRS 9 werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden auf Wertminderung durch erwartete Kreditausfälle getestet.

Das Wertminderungsmodell für finanzielle Vermögenswerte basiert auf dem Modell des erwarteten Kreditausfalls. Um erwartete Ausfälle zu berechnen, verwendet die Gruppe einen Matrixansatz für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden, bei denen die Änderung des Kreditrisikos auf Portfoliobasis überwacht wird. Ein individueller Ansatz gilt für Großkunden und andere große Gegenparteien, bei denen die Änderung des Kreditrisikos individuell überwacht wird.

Vgl. Anhang 18 "Risiken durch Finanzinstrumente" zur Beurteilung des Gegenparteirisikos durch die Gruppe.

8.2.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto (1)	32.555	14.295
davon nach IFRS 15	6.453	6.897
davon nicht nach IFRS 15	26.103	7.398
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	8.377	7.764
Aktive Rechnungsabgrenzung und nicht abgerechnete Erlöse	6.817	6.754
Energie auf dem Zähler (2)	1.560	1.010

(1) Die gestiegenen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen sind im Wesentlichen den geänderten Commodity-Preisen in der Periode geschuldet

(2) abzüglich Vorauszahlungen

2021 betrafen die größten Vermögenswerte aus Verträgen hauptsächlich Sonstige, vor allem Energy Management und B2B Supply (3.102 Mio. €), Energy Solutions (2.220 Mio. €) und B2C Supply (1.950 Mio. €).

	31. Dez. 2021			31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto	Brutto	Wertberichtigungen und erwartete Kreditausfälle	Netto
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	33.920	(1.365)	32.555	15.568	(1.273)	14.295
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	8.393	(16)	8.377	7.784	(20)	7.764
SUMME	42.314	(1.381)	40.932	23.351	(1.292)	22.059

Gas und Strom auf dem Zähler

Bei Kunden, deren Energieverbrauch über die Bilanzierungsperiode abgelesen wird, wird das gelieferte, aber noch nicht abgelesene Gas am Ende der Berichtsperiode ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt.

Für Verkäufe über Netze, die eine Vielzahl von Netzbetreibern nutzt, wird der Gruppe ein bestimmtes Volumen an Energie zugeteilt, das die Netz-Manager durch die Netze leiten. Da die endgültigen Zuordnungen mitunter erst Monate später bekannt sind, lassen sich Erlöse nicht mit absoluter Sicherheit bestimmen. Doch hat die Gruppe Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es gestatten, Erlöse mit hinreichender Genauigkeit zu schätzen und so sicherzustellen, dass Fehlerrisiken durch die Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Umsatzerlösen als unwesentlich anzusehen sind.

In Frankreich und Belgien werden nicht abgelesene Erlöse ("Gas auf dem Zähler") mit einer direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch des Kunden ausgehend von der letzten Rechnung oder noch nicht in Rechnung gestellten Ablesung berücksichtigt.

8.2.2 Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

Diese Schätzungen entsprechen dem von den Netzmanagern in derselben Periode zugeteilten Energievolumen. Mit dem Durchschnittspreis wird das "Gas auf dem Zähler" bewertet. Er berücksichtigt die Kundenkategorie und den Zeitraum, über den das gelieferte, nicht abgerechnete Gas "auf dem Gaszähler" ist. Der Anteil nicht abgerechneter Umsatzerlöse am Ende der Berichtsperiode schwankt je nach Annahmen zu Menge und Durchschnittspreis.

"Strom auf dem Zähler" wird auch mit einer direkten Zuordnungsmethode bestimmt, ähnlich der für Gas, die aber spezielle Faktoren berücksichtigt, die mit dem Stromverbrauch zusammenhängen. Er wird ebenfalls kundenindividuell oder nach Kundentyp bewertet.

Realisierte, aber noch nicht abgelesene Erlöse (so genannte ungemessene Erlöse) in Höhe von 4.638 Mio. € per 31. Dezember 2021 (3.079 Mio. € per 31. Dezember 2020) betrafen vor allem Frankreich und Belgien.

	31. Dez.2021			31. Dez.2020
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	68	2.671	2.739	39	4.315	4.354
Erhaltene Vorauszahlungen und Abschlagszahlungen	-	1.955	1.955	15	2.123	2.138
Passive Rechnungsabgrenzungsposten	68	716	784	25	2.192	2.217

2021 sind die Global Business Units, die die meisten Erlöse berichteten, die im Zeitablauf wegen des zeitlichen Abstands zwischen den Zahlungen und der Leistungserbringung erfasst wurden, Energy Solutions (1.330 Mio. €), B2C Energy Supply (713 Mio. €) und Sonstige (vor allem Energiemanagement und B2B Supply (458 Mio. €)).

8.3 Erlöse aus noch nicht erfüllten Leistungsverpflichtungen

Erlöse aus am 31. Dezember 2021 nur teilweise erfüllten Leistungsverpflichtungen beliefen sich auf 2.846 Mio. €.

Sie betreffen hauptsächlich Energy Solutions (2.017 Mio. €) und Supply (731 Mio. €), die mit einer großen Zahl von Bau-, Montage-, Instandhaltungs- und Facility-Management-Verträgen umgehen, bei denen Erlöse im Zeitablauf erfasst werden.

ANHANG 9 Betriebliche Aufwendungen

Bilanzierungsstandards

Betriebliche Aufwendungen umfassen:

―

Käufe und betriebsnotwendige Derivate, einschließlich:

―


―	Kauf von Commodities und Nebenkosten (Infrastruktur, Transport, Lagerung usw.),
―	die realisierte Auswirkung, einschließlich Änderung des beizulegenden Zeitwerts (MtM), von Commodity-Transaktionen mit physischer Lieferung oder ohne, die unter IFRS 9 - Finanzinstrumente fallen und sich nicht zum Trading oder zur Besicherung eignen. Diese Verträge sind Teil der wirtschaftlichen Sicherung betriebsrelevanter Transaktionen im Energiesektor;

―

Käufe von Dienstleistungen und andere Posten, wie Weitervergabe von Aufträgen und zwischenzeitliche Aufwendungen, Aufwendungen aus Leasingverhältnissen (kurzfristige Leasingverträge oder Leasingverträge mit einem geringen Basiswert), Konzessionsaufwendungen usw.);

―

Personalkosten;

―

Abschreibung und Rückstellungen und

―

Steuern.

9.1 Käufe und betriebsnotwendige Derivate

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Käufe und sonstige Erträge und Aufwendungen für betriebsnotwendige Derivate, die keine Trading-Instrumente sind (2)	(32.135)	(21.404)
Dienstleistungen und sonstige Käufe (3)	(6.726)	(6.684)
KÄUFE UND BETRIEBSNOTWENDIGE DERIVATE	(38.861)	(28.088)

(2) davon 2021 ein Nettoertrag von 721 Mio. € durch MtM von Commodity-Kontrakten, die keine Trading-Instrumente sind (verglichen mit einem Nettoertrag von 198 Mio. € 2020), insbesondere aus bestimmten restlichen wirtschaftlichen Absicherungen von Gaspositionen, die nicht als Cashflow-Sicherungen dokumentiert sind (mit Strom- und sonstigen zugrunde liegenden Risikopositionen, die sich insgesamt gegeneinander aufrechnen)

(3) davon 2021 51 Mio. € an Leasing-Aufwendungen für kurzfristige Leasingverträge und Leasingverträge mit geringem Basiswert (verglichen mit Leasing-Aufwendungen von 36 Mio. € 2020)

Die gestiegenen Käufe und betriebsnotwendigen Derivate sind im Wesentlichen den geänderten Commodity-Preisen in der Periode geschuldet.

9.2 Personalkosten

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Kurzfristige Leistungen		(7.018)	(6.858)
Anteilsbasierte Vergütungen	22	(48)	(47)
Kosten für leistungsorientierte Pläne	21.3.3	(479)	(350)
Kosten für beitragsorientierte Pläne	21.4	(147)	(248)
PERSONALAUFWAND		(7.692)	(7.503)

9.3 Abschreibung und Rückstellungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Abschreibung	15 & 16	(4.370)	(4.368)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten		(310)	(217)
Nettoänderung bei Rückstellungen	20	(159)	108
ABSCHREIBUNG UND RÜCKSTELLUNGEN		(4.840)	(4.477)

Per 31. Dezember 2021 gliedert sich die planmäßige Abschreibung hauptsächlich in 1.004 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 3.366 Mio. € für Sachanlagen.

ANHANG 10 Sonstige Posten des Ergebnisses der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit

Bilanzierungsstandards

Sonstige Posten des Ergebnisses der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit beinhalten:

―

"Wertminderungsaufwendungen": Diese Zeile beinhaltet Wertminderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts, sonstiger immaterieller Vermögenswerte, Sachanlagen und Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode konsolidiert werden;

―

"Umstrukturierungskosten": Diese Zeile betrifft Kosten für ein vom Management geplantes und gesteuertes Umstrukturierungsprogramm, das entweder den Zweck von Geschäften des Unternehmen oder die Art, in der die Geschäfte getätigt werden, wesentlich verändert, wenn man die Kriterien aus IAS 37 zugrunde legt;

―

"Änderungen des Konsolidierungskreises". Diese Zeile enthält:

―


―	direkte Kosten bei Erwerben von beherrschenden Anteilen,
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss die Neubewertung des zuvor gehaltenen Anteils zum beizulegenden Zeitwert am Tag des Erwerbs,
―	daraus entstehende Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der bedingten Gegenleistung;
―	Gewinne oder Verluste aus Veräußerungen von Investitionen, die zu einer Änderung der Konsolidierungsmethode führen, sowie Auswirkungen der Neubewertung verbliebener Anteile mit Ausnahme von Gewinnen und Verlusten aus Transaktionen im Rahmen der Geschäftsmodelle "Develop, Build, Share & Operate" (DBSO) oder "Develop, Share, Build & Operate" (DSBO). Diese Transaktionen im Bereich der erneuerbaren Energieträger werden im kurzfristigen Betriebsergebnis erfasst, denn sie sind Teil des periodischen Umschlags des eingesetzten Kapitals der Gruppe;

―

"Sonstige Einmaleffekte": Diese Zeile beinhaltet sonstige nicht wiederkehrende, ungewöhnliche oder seltene Posten.

10.1 Wertminderungsaufwendungen

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Wertminderungsaufwendungen: Geschäfts- oder Firmenwert	14.1	(107)	(2.145)
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte	15 & 16	(969)	(1.203)
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und zugehörige Rückstellungen		(17)	(237)
Summe Wertminderungsaufwendungen		(1.093)	(3.585)
Aufholung von Wertminderungsaufwendungen: Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte		64	84
Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und zugehörige Rückstellungen		-	-
Summe der Wertaufholungen		64	84
SUMME		(1.028)	(3.502)

2021 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 1.028 Mio. € und betrafen hauptsächlich Sachanlagen, immaterielle Vermögenswerte und den Geschäfts- oder Firmenwert. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an Wertminderungsaufwendungen belief sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2021 auf 773 Mio. €.

Werthaltigkeitstests finden wie in Anhang 14.4 beschrieben statt.

10.1.1 2021 angesetzte Wertminderungen

Per 31. Dezember 2021 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 1.028 Mio. € und betreffen vor allem:


―	Vermögenswerte, auf die sich der 2021 von der Gruppe verkündete Ausstieg aus der Kohle auswirkt, und zwar Wärmekraftwerke in Brasilien (228 Mio. €);
―	Vermögenswerte in Frankreich (90 Mio. €), Afrika (73 Mio. €) und Asien (33 Mio. €), auf die sich die 2020 von der Gruppe verkündete Strategie-Review bei Client Solutions auswirkt;


―	Vermögenswerte, deren mittel- und langfristige Perspektive überprüft wurde oder die geschäftliche Schwierigkeiten hatten, insbesondere Stromerzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energieträgern in Lateinamerika (221 Mio. €) und Wärmekraftwerke in Asien (90 Mio. €);
―	sonstige Produktions- oder Support-Vermögenswerte, die einzeln weniger hohe Beträge ausmachen.

10.1.2 2020 angesetzte Wertminderungen

2020 betrugen die Nettowertminderungsaufwendungen 3.502 Mio. € und bezogen sich hauptsächlich auf:

―

den Geschäfts- oder Firmenwert der CGU Nuclear (2.145 Mio. €) und belgische Kernreaktoren (715 Mio. €)

Nach den Ankündigungen der belgischen Regierung im Herbst 2020 und den seitdem geführten Gesprächen war die Gruppe der Auffassung, dass sie nicht länger die Annahme rechtfertigen könne, dass sich die Betriebsdauer der Hälfte der Reaktoren der zweiten Generation ab 2025 um 20 Jahre verlängern würde.

Die Wertminderungsaufwendungen im Laufe des Jahres berücksichtigen diese bedeutende Änderung der Annahme, die Höhe der Terminpreise, die in der zweiten Hälfte 2020 zu beobachten war, und die Aktualisierung des langfristigen Preisszenarios der Gruppe angesichts der neuesten Nachfrageprognosen, des CO2-Preises und des geänderten Energiemixes.

―

Sonstige Wertminderungsaufwendungen

Sonstige von der Gruppe erfasste Wertminderungsaufwendungen betrafen hauptsächlich:


―	eine Investition in eine Gaserzeugungsanlage in Algerien (123 Mio. €);
―	Wärmekraftwerke im Nahen Osten (115 Mio. €);
―	sonstige Wärmekraftwerke und Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energieträgern in Mexiko (70 Mio. €), Nordamerika (69 Mio. €) und Brasilien (64 Mio. €).

10.2 Umstrukturierungskosten

2021 beliefen sich die Umstrukturierungskosten auf 204 Mio. € (gegenüber 257 Mio. € 2020). Bei den Umstrukturierungskosten ging es in beiden Jahren vor allem um Kosten von Personalabbauplänen und Maßnahmen zur Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen 2021 und 2020 sowie um die Stilllegung oder den Verkauf von Betrieben, die Schließung oder Umstrukturierung bestimmter Betriebsstätten und sonstige verschiedene Umstrukturierungskosten.

10.3 Änderungen des Konsolidierungskreises

Am 31. Dezember 2021 belief sich die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises auf positive 1.107 Mio. €. Hier ging es vor allem um:


―	eine positive Wirkung in Höhe von 628 Mio. € in Verbindung mit der Veräußerung von 10 % der an GTT gehaltenen Aktien für 151 Mio. € und der Neubewertung der verbleibenden 30 % für 478 Mio. €;
―	die positive Wirkung des Earn-Outs aus der Veräußerung von 29,9 % der Beteiligung an SUEZ für 347 Mio. €;
―	eine positive Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Earn-Outs in Höhe von 113 Mio. € aus der Veräußerung des LNG-Geschäfts an TOTAL 2018;
―	eine positive Wirkung in Höhe von 56 Mio. € in Verbindung mit verschiedenen Veräußerungen, einschließlich EPS für 83 Mio. €, der Beteiligung der Gruppe an Georgetown ENA in den Vereinigten Staaten für 44 Mio. € und an einem Wärmekraftwerk in Griechenland für negative 28 Mio. € und
―	eine Negativwirkung von 48 Mio. € durch die Änderung des beizulegenden Zeitwerts des eingebetteten Derivats der Umtauschanleihe für die GTT-Aktien.

Am 31. Dezember 2020 belief sich die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises auf positive 1.641 Mio. €. Hier ging es vor allem um:

―

eine positive Wirkung der Veräußerung des größten Teils der Beteiligung von ENGIE an SUEZ für 1.735 Mio. €;

―

eine positive Wirkung der Veräußerung der Beteiligung der Gruppe an Astoria 1 und 2 in den Vereinigten Staaten für 95 Mio. €, der teilweise gegenüberstanden:

―


―	eine negative Wirkung von 62 Mio. € aus der Veräußerung von MultiTech in Kanada und
―	eine negative Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Earn-Outs in Höhe von 51 Mio. € aus der Veräußerung des LNG-Geschäfts an TOTAL 2018.

10.4 Sonstige Einmaleffekte

Sonstige Einmaleffekte beliefen sich am 31. Dezember 2021 auf negative 69 Mio. € und bezogen sich vor allem auf Anlagenverschrottung und Veräußerungen von Sachanlagen.

Per 31. Dezember 2020 machten die sonstigen Einmaleffekte negative 879 Mio. € aus und beinhalteten zusätzlich zu den Auswirkungen der Berichtigung von Rückstellungen für den Abbruch und die Sanierung von Industriestandorten die Effekte der Ausweitung der von der BU GEM 2017 eingeführten Trading-Managementmethode auf den Rest der Gaspositionen der Gruppe für negative 726 Mio. €.

ANHANG 11 Nettofinanzerträge/(-fehlbeträge)

In Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2021	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2020 (1)
Zinsaufwand für Bruttoschuld und Sicherungsverhältnisse	(943)	-	(943)	(876)	-	(876)
Kosten der Verbindlichkeiten aus Leasingverhältnissen	(35)	-	(35)	(40)	-	(40)
Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Sicherungen	(6)	-	(6)	(21)	-	(21)
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren	(2)	-	(2)	-	-	-
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und liquiden Schuldinstrumenten, die als Bareinlagen gehalten wurden	-	63	63	-	46	46
Aktivierte Fremdkapitalkosten	70	-	70	103	-	103
Kosten der Nettoschuld	(916)	63	(852)	(834)	46	(788)
Barzahlungen zur Glattstellung von Swaps	(73)	-	(73)	(44)	-	(44)
Aufholung des negativen beizulegenden Zeitwerts für diese frühzeitig glattgestellten derivativen Finanzinstrumente	-	73	73	-	31	31
Gewinne/(Verluste) aus Transaktionen zur Schuldenrestrukturierung	-	-	-	(16)	-	(16)
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitiger Glattstellung derivativer Finanzinstrumente	(73)	73	-	(60)	31	(29)
Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen	(63)	-	(63)	(87)	-	(87)
Glattstellung von Abzinsungsberichtigungen sonstiger langfristiger Rückstellungen	(630)	-	(630)	(614)	-	(614)
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren	(152)	-	(152)	(158)	-	(158)
Ertrag/(Verlust) aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten	(16)	329	313	(96)	70	(26)
Zinsertrag von Krediten und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	-	125	125	-	176	176
Sonstige	(213)	121	(92)	(318)	209	(108)
Sonstiges Finanzergebnis	(1.073)	575	(498)	(1.273)	456	(818)
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(2.061)	711	(1.350)	(2.168)	533	(1.634)

Hauptsächlich wegen der gestiegenen Zinssätze in Brasilien sind die Kosten der Nettoschuld höher als am 31. Dezember 2020.

Die Gewinne aus Schuld- und Eigenkapitalinstrumenten machten 313 Mio. € aus. Dieser Betrag enthält die positive Änderung des beizulegenden Zeitwerts von von Synatom gehaltenen Geldmarktfonds in Höhe von 291 Mio. € (vgl. Anhang 20.2.4 "Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken") und die Änderung des beizulegenden Zeitwerts für die verbliebene Beteiligung an SUEZ in Höhe von 42 Mio. € (vgl. Anhang 17.1.1.1 "Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert").

Am 31. Dezember 2021 lagen die durchschnittlichen Fremdkapitalkosten nach Sicherung bei 2,63 %, verglichen mit 2,38 % per 31. Dezember 2020.

ANHANG 12 Ertragsteueraufwand

Bilanzierungsstandards

Die Gruppe berechnet Steuern gemäß der geltenden Steuergesetzgebung in den Ländern, in denen der Ertrag steuerpflichtig ist.

Nach IAS 12 werden latente Steuern mit der Verbindlichkeitsmethode für temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten im Konzernabschluss und ihren Bemessungsgrundlagen ausgewiesen, wobei Steuersätze angesetzt werden, die am Ende der Berichtsperiode gelten oder angekündigt sind. Nach den Bestimmungen in IAS 12 werden jedoch keine latenten Steuern für temporäre Differenzen erfasst, die sich aus dem Geschäfts- oder Firmenwert ergeben, bei dem ein Wertminderungsaufwand für steuerliche Zwecke nicht abzugsfähig ist, oder aus dem Erstansatz eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit in einer Transaktion, die (i) kein Unternehmenszusammenschluss ist und sich (ii) zum Zeitpunkt der Transaktion weder auf die Bilanzierung des Ertrags noch den steuerpflichtigen Ertrag auswirkt. Zudem werden latente Steueransprüche nur in dem Maße erfasst, wie es wahrscheinlich ist, dass ein steuerpflichtiger Ertrag für die abzugsfähigen temporären Differenzen genutzt werden kann.

Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerpflichtigen temporären Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, assoziierte Unternehmen, Joint Ventures und Niederlassungen erfasst, es sei denn, die Gruppe ist in der Lage, den Zeitplan für die Aufholung der temporären Differenz zu steuern, und es ist wahrscheinlich, dass die temporäre Differenz nicht in vorhersehbarer Zukunft aufgeholt wird.

Die Salden latenter Steuern werden ausgehend vom steuerlichen Status jedes Unternehmens oder vom Gesamtertrag der Unternehmen, die zur jeweiligen steuerlichen Organschaft gehören, errechnet und mit ihrem Nettobetrag je steuerliche Einheit als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten dargestellt.

Am Ende jeder Berichtsperiode werden die latenten Steuern überprüft, um Faktoren wie die Auswirkung von geänderten Steuergesetzen und die Aussichten auf Einbringung latenter Steueransprüche aus abzugsfähigen temporären Differenzen zu berücksichtigen.

Latente Steueransprüche und -schulden werden nicht abgezinst.

Steuereffekte bei Kupon-Zahlungen für tief nachrangige, ewig laufende Anleihen werden bei Gewinn oder Verlust erfasst.

12.1 In der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzte tatsächliche Aufwendungen für Ertragssteuern

12.1.1 Aufgliederung der in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragssteuern

Der in der Gewinn- und Verlustrechnung 2021 angesetzte Steueraufwand belief sich auf 1.695 Mio.€ (Ertragsteueraufwand 2020 666 Mio. €). Er gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Tatsächliche Ertragssteuern	(740)	(765)
Latente Steuern	(955)	99
SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSSTEUERANSPRÜCHE/(-AUFWENDUNGEN)	(1.695)	(666)

12.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf den tatsächlichen Ertragssteueraufwand

Eine Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf den tatsächlichem Ertragssteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Jahresüberschuss (-fehlbetrag)	3.758	(893)
Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet werden	784	316
Jahresüberschuss (-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen	80	(151)
Ertragssteueraufwand	(1.695)	(666)
Ergebnis konsolidierter Unternehmen vor Ertragssteuer (A)	4.588	(392)
davon französische Unternehmen	5.604	1.538
davon Unternehmen außerhalb Frankreichs	(1.016)	(1.930)
Gesetzlicher Ertragssteuersatz der Muttergesellschaft (B)	28,4 %	32,0 %
Theoretischer Ertragssteueraufwand (C) = (A) X (B)	(1.303)	125
Überleitungsposten vom theoretischen auf den tatsächlichen Ertragssteueraufwand
Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz für die Muttergesellschaft und dem gesetzlichen Steuersatz in Rechtsgebieten Frankreichs und im Ausland	38	(124)
Permanente Differenzen (2)	(30)	(580)
Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertrag (3)	300	573
Zusätzlicher Steueraufwand (4)	(230)	(388)
Wirkung nicht angesetzter latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen (5)	(958)	(596)
Ansatz oder Verwendung von Steuerertrag auf zuvor nicht erfasste steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen (6)	510	263
Auswirkung von Änderungen der Steuersätze (7)	(17)	(103)
Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen (8)	185	108
Sonstige (9)	(189)	56
Im Ertrag ausgewiesene Ertragssteueransprüche/(-aufwendungen)	(1.695)	(666)

(2) Enthält hauptsächlich steuerlich nicht ansatzfähige Wertminderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts, nicht abzugsfähige betriebliche Aufwendungen und den Abzug von Zinsaufwendungen für Hybrid-Schulden

(3) Enthält hauptsächlich Kapitalgewinne aus Veräußerungen von Wertpapieren, die in manchen Steuerrechtsgebieten steuerbefreit oder -ermäßigt sind, die Auswirkung spezieller Besteuerungen, die einige Unternehmen nutzen, nicht ansatzfähige Wertminderungsaufwendungen und Kapitalverluste bei Wertpapieren und die Auswirkung des unversteuerten Ertrags aus der Neubewertung von zuvor gehaltenen (oder verbliebenen) Eigenkapitalanteilen in Verbindung mit Akquisitionen und Änderungen der Konsolidierungsmethoden

(4) Enthält hauptsächlich Steuern auf Dividenden, die aus dem Besteuerungsverfahren der Muttergesellschaft resultieren, Quellensteuer auf Dividenden und Zinsen, die in verschiedenen Steuerrechtsgebieten erhoben wird, Zuführungen zu Rückstellungen für Ertragssteuer und regionale und pauschale Körperschaftssteuern

(5) Beinhaltet (i) den Wegfall des Postens der latenten Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten, für die keine hinreichenden Gewinnaussichten bestehen, und (ii) die Auswirkung nicht ansatzfähiger Wertminderungsaufwendungen für Anlagevermögen

(6) Enthält die Auswirkung des Ansatzes von Posten latenter Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten

(7) Enthält vor allem die Auswirkung geänderter Steuersätze auf Salden latenter Steuern im Vereinigten Königreich, in Frankreich und Argentinien 2021 und im Vereinigten Königreich 2020

(8) Enthält hauptsächlich Auflösungen von Rückstellungen für Steuerstreitigkeiten, Steuerguthaben in Frankreich und sonstige Steuerermäßigungen

(9) Enthält hauptsächlich die Berichtigung früherer Steuerbelastungen

12.1.3 Analyse des in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten latenten Steuerergebnisses nach Art der temporären Differenz

	Auswirkung in der Gewinn- und Verlustrechnung
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	(178)	(203)
Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen	(218)	(78)
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	(56)	222
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	174	276
Bemessung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	6.542	488
Sonstige	222	(40)
Summe	6.485	666
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(498)	2
Bewertung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	(7.148)	(437)
Sonstige	183	(146)
Summe	(7.463)	(581)
LATENTES STEUERERGEBNIS	(977)	85
davon fortgeführte Geschäftsbereiche	(955)	99

12.2 Im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetztes latentes Steuerergebnis

Das im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzte latente Steuerergebnis gliedert sich wie folgt nach Bestandteilen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Eigenkapital- und Schuldinstrumente	1	(10)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(447)	400
Sicherungen von Nettoinvestitionen	55	(27)
Cashflow-Sicherungen für sonstige Posten	(1.370)	(127)
Cashflow-Sicherungen der Nettoschuld	(19)	17
Summe ohne Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen	(1.779)	254
Anteil der Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(50)	116
Aufgegebene Geschäftsbereiche	(13)	(1)
SUMME	(1.843)	369

12.3 Darstellung latenter Steuern in der Bilanz

12.3.1 Änderung bei latenten Steuern

Änderungen bei latenten Steuern, die in der Bilanz nach Aufrechnung der Ansprüche und Verbindlichkeiten aus latenten Steuern je steuerliche Einheit ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Nettoposition
Per 31. Dezember 2020	880	(4.416)	(3.536)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss	6.484	(7.463)	(979)
Auswirkung auf die Posten des sonstigen Gesamtergebnisses	(286)	(1.511)	(1.797)
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	(8)	42	34
Auswirkung von Währungsumrechnungsdifferenzen	59	(125)	(66)
Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind	(250)	219	(30)
Sonstige	309	(491)	(183)
Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit	(6.007)	6.007	-
PER 31. DEZEMBER 2021	1.181	(7.738)	(6.557)

12.3.2 Analyse der Position latente Nettosteuern, ausgewiesen in der Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und -verbindlichkeiten je steuerliche Einheit) nach Art der temporären Differenz

Bilanzierungsstandards

Bewertung angesetzter steuerlicher Verlustvorträge

Latente Steueransprüche werden bei den steuerlichen Verlustvorträgen angesetzt, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerpflichtigen Gewinn gibt, gegen den sich steuerliche Verlustvorträge verwenden lassen. Die Wahrscheinlichkeit, dass es einen steuerpflichtigen Gewinn gibt, der sich für die nicht genutzten steuerlichen Verluste verwenden lässt, basiert auf steuerpflichtigen temporären Differenzen in Verbindung mit derselben Steuerbehörde und demselben steuerpflichtigen Unternehmen und auf Schätzungen künftiger steuerpflichtiger Gewinne. Diese Schätzungen und Verwendungen steuerlicher Verlustvorträge wurden auf der Grundlage von Gewinn- und Verlusterwartungen über eine Steuerprojektion von sechs Jahren erstellt, wie sie der mittelfristige vom Management genehmigte Businessplan enthält, sofern nicht ein besonderer Kontext eine Ausnahme rechtfertigt, und nötigenfalls aufgrund zusätzlicher Prognosen.

	Bilanz per
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	1.299	1.769
Pensionsverpflichtungen	1.501	2.061
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	388	435
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	1.440	955
Bemessung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	8.968	2.148
Sonstige	523	442
SUMME	14.119	7.810
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Bemessungsgrundlagen	(9.345)	(8.528)
Bemessung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/ IFRS 9)	(10.643)	(2.067)
Sonstige	(687)	(752)
SUMME	(20.675)	(11.346)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO	(6.557)	(3.536)

12.4 Nicht angesetzte latente Steuern

Am 31. Dezember 2021 belief sich der Steuereffekt von Steueraufwendungen und Steuerguthaben, die für Vorträge geeignet sind, aber nicht verwendet und in der Bilanz nicht erfasst wurden, auf 4.642 Mio. € (4.061 Mio. € am 31. Dezember 2020). Die meisten dieser nicht erfassten Steueraufwendungen beziehen sich auf Gesellschaften in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit vorgetragen werden dürfen (hauptsächlich Belgien, Luxemburg und Niederlande).

Diese steuerlichen Verlustvorträge bewirkten keinen oder nur einen teilweisen Ansatz latenter Steuern, weil mittelfristig ausreichende Gewinnerwartungen fehlen.

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug Ende Dezember 2021 1.097 Mio. € gegenüber 823 Mio. € für Ende Dezember 2020.

ANHANG 13 Ergebnis je Aktie

Bilanzierungsstandards

Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird durch Division des Jahresüberschusses (Konzernanteil) durch die gewichtete durchschnittliche Zahl der während des Jahres im Umlauf befindlichen Stammaktien errechnet. Die Durchschnittszahl von während des Jahres im Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der Stammaktien, die im Laufe des Jahres zurückgekauft oder ausgegeben wurden.

Zur Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie werden die gewichtete durchschnittliche Anzahl von Aktien und das unverwässerte Ergebnis je Aktie so berichtigt, dass die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung von potenziell verwässernden Stammaktien (Optionen, Optionsscheinen und Wandelanleihen usw.) berücksichtigt ist.

Gemäß IAS 33 - Ergebnis je Aktie basieren die Ergebnisse je Aktie und die verwässerten Ergebnisse je Aktie auf dem Konzernanteil am Jahresergebnis nach Abzug von Zahlungen an Inhaber tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (vgl. Anhang 19.2.1"Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen").

Die verwässernden Instrumente der Gruppe für die Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie umfassen Bonusaktien und Performance Shares, die in Form von ENGIE-Wertpapieren gewährt werden.

	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
Zähler (in Millionen Euro)
Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	3.661	(1.536)
davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	3.582	(1.384)
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(121)	(187)
Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) zur Berechnung des Ergebnisses je Aktie	3.540	(1.723)
davon Jahresüberschuss//(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung des Ergebnisses je Aktie	3.461	(1.571)
Auswirkung von verwässernden Instrumenten	-	-
Verwässerter Konzernanteil am Jahresergebnis	3.540	(1.723)
Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	3.158	1.703
davon periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil	2.927	1.725
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(121)	(187)
Einmaleffekte Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) zur Berechnung des Ergebnisses je Aktie	3.037	1.516
davon Einmaleffekte Jahresüberschuss//(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung des Ergebnisses je Aktie	2.806	1.538
Auswirkung von verwässernden Instrumenten	-	-
Verwässerter periodischer Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil	3.037	1.516
Nenner (in Millionen Aktien)
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.419	2.416
Auswirkung von verwässernden Instrumenten: Bonusaktienpläne für Mitarbeiter	12	11
Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.431	2.427
Ergebnis je Aktie (Euro)
Unverwässertes Ergebnis je Aktie	1,46	(0,71)
davon unverwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	1,43	(0,65)
Verwässertes Ergebnis je Aktie	1,46	(0,71)
davon verwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	1,42	(0,65)
Wiederkehrendes unverwässertes Ergebnis je Aktie	1,26	0,63
davon wiederkehrendes unverwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	1,16	0,64
Wiederkehrendes verwässertes Ergebnis je Aktie	1,25	0,62
davon wiederkehrendes verwässertes Ergebnis je Aktie, Konzernanteil, aus fortgeführten Geschäftsbereichen	1,15	0,63

ANHANG 14 Geschäfts- oder Firmenwert

Bilanzierungsstandards

Bei einem Unternehmenszusammenschluss wird der Geschäfts- oder Firmenwert gemessen als Differenz zwischen:

―

einerseits der Summe aus:

―


―	der übertragenen Gegenleistung;
―	dem Umfang nicht beherrschender Beteiligungen an dem erworbenen Unternehmen und
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss dem am Erwerbstag beizulegenden Zeitwert des zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltenen Eigenkapitalanteils;

―

andererseits dem am Erwerbstag beizulegenden Nettozeitwert der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden. Die Hauptannahmen und Schätzungen für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Verbindlichkeiten enthalten die Marktaussichten für die Bewertung künftiger Zahlungsströme und die anzusetzende Abzinsung. Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements zum Erwerbszeitpunkt wieder.

Die Höhe des am Erwerbstag angesetzten Geschäfts- oder Firmenwerts darf nach dem Ende des 12monatigen Bemessungszeitraums nicht berichtigt werden.

Der Geschäfts- oder Firmenwert von Beteiligungen an assoziierten Unternehmen wird als "Investitionen in nach der Equity-Methode bilanzierte Unternehmen" ausgewiesen.

Wertminderungsrisiko

Der Geschäfts- oder Firmenwert wird nicht abgeschrieben, sondern nach IAS 36 jährlich auf seine Werthaltigkeit getestet oder auch öfter, wenn es einen Hinweis auf eine Wertminderung gibt. Werthaltigkeitstests werden bei den Zahlungsmittel generierenden Einheiten (cash-generating units - CGUs) oder Gruppen von CGUs durchgeführt, die Gruppen von Vermögenswerten bilden, die Zahlungsströme generieren, die weitgehend unabhängig von den Zahlungsströmen anderer CGUs sind.

Der Geschäfts- oder Firmenwert ist wertgemindert, wenn der Nettobuchwert der CGU (oder Gruppe von CGUs), der der Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist, größer als der erzielbare Betrag dieser CGU ist. Die Methoden zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests sind in Anhang 14.4 beschrieben.

Eine Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts kann nicht aufgeholt werden, sie erscheint unter "Wertminderungsaufwendungen" in der Gewinn- und Verlustrechnung.

Anzeichen einer Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts

Die wichtigsten Hinweise auf eine Wertminderung, die die Gruppe nutzt, sind:

―

externe Informationsquellen,

―


―	eine Minderung eines Vermögenswerts über die Periode, die maßgeblich größer ist, als über diesen Zeitraum oder durch normalen Gebrauch zu erwarten wäre,
―	maßgeblich nachteilige Veränderungen über die Periode oder für die nächste Zukunft im Technologiemarkt, im wirtschaftlichen oder rechtlichen Umfeld, in dem das Unternehmen tätig ist, oder in dem Markt, für den ein Vermögenswert bestimmt ist,
―	über die Periode steigende Zinsen im Markt oder sonstige Marktsätze für Kapitalrenditen, wenn dieser Anstieg möglicherweise den Abzinsungssatz beeinflusst, mit dem der Nutzungswert eines Vermögenswerts berechnet wurde, und damit seinen erzielbaren Betrag wesentlich verringert,
―	der Buchwert der Nettovermögenswerte des Unternehmens übersteigt seinen Börsenkurswert;

―

interne Informationsquellen,

―


―	Nachweis von Überalterung oder physischem Schaden an einem Vermögenswert,
―	maßgebliche Änderungen des Umfangs oder der Art und Weise, in der ein Vermögenswert genutzt oder seine Nutzung erwartet wird, zu denen es in der Periode oder unmittelbar danach gekommen ist und die sich nachteilig auf ihn auswirken. Teil dieser Veränderungen ist, dass ein Vermögenswert außer Betrieb gestellt wird, dass die Veräußerung schneller als erwartet geplant wird, dass seine Nutzungsdauer nun als begrenzt statt auf unbestimmte Zeit bewertet oder die Umstrukturierung der Geschäftstätigkeit geplant wird, der der Vermögenswert zugeordnet ist,
―	interne Berichte, wonach die wirtschaftliche Leistung eines Vermögenswertes schlechter als erwartet ausfällt oder ausfallen wird.

14.1 Änderungen der Organisationsstruktur

Seit 1. Februar 2021 ist die Gruppe um vier große strategische Geschäftsfelder bzw. in Global Business Units (GBU) organisiert: Renewables, Networks, Thermal & Supply und Energy Solutions (vgl. Anhang 7.1 "Umbau von ENGIE und Änderung der Segmentberichterstattung").

Als Teil dieser Neuorganisation hat die Gruppe ihre Segmentberichterstattung im Sinne von IFRS 8 - Geschäftssegmente geändert und folglich den Geschäfts- oder Firmenwert von den früheren geografisch geordneten Business Units (BU) auf die neuen Geschäftssegmente im Sinne von IAS 36 - Wertminderung von Vermögenswerten übertragen.

Von den 25 BU, die gemäß der früheren Organisation die Geschäftssegmente bildeten:


―	hatten 13 BU nur eine Geschäftstätigkeit: Ihr Geschäfts- oder Firmenwert von insgesamt 9,2 Mrd. € per 1. Januar 2021 (etwa 60 % des Geschäfts- oder Firmenwerts der Gruppe) wurde direkt den neuen Segmenten zugewiesen, die die Geschäftstätigkeit ausüben;
―	hatten 12 BU mehrere Geschäftstätigkeiten: Ihr Geschäfts- oder Firmenwert von 6,7 Mrd. € wurde den jeweiligen Segmenten zugeteilt.

Die Umverteilung des Geschäfts- oder Firmenwerts ab 1. Januar 2021 auf Segmentebene sah wie folgt aus:

			Client Solutions
In Milliarden Euro	Renewables	Networks	Energy Solutions	EQUANS	Thermal	Supply
---	---	---	---	---	---	---
Frankreich ohne Networks
Frankreich Renewables
ENGIE Solutions Frankreich
Frankreich B2C
Networks Frankreich
GRDF
GRTgaz
Sonstige Resteuropa
Benelux
Generation Europe
Nuclear
Großbritannien
Nord-/Süd-/Osteuropa
Lateinamerika
Vereinigte Staaten & Kanada
Naher Osten, Asien & Afrika
Sonstige
davon GTT
GOODWILL 1. JANUAR 2021	2,1	5,3	1,4	2,9	1,1	1,8
					Summe einzelner Geschäftstätigkeiten
					Summe mehrerer Geschäftstätigkeiten

			Goodwill 1. Januar 2021
In Milliarden Euro	Nuclear	Sonstige
---	---	---	---
Frankreich ohne Networks
Frankreich Renewables			1,2
ENGIE Solutions Frankreich			1,5
Frankreich B2C			1,0
Networks Frankreich
GRDF			4,0
GRTgaz			0,6
Sonstige Resteuropa			0,4
Benelux			1,3
Generation Europe			0,5
Nuclear			0,8
Großbritannien			1,0
Nord-/Süd-/Osteuropa			0,9
Lateinamerika			0,7
Vereinigte Staaten & Kanada			0,7
Naher Osten, Asien & Afrika			0,7
Sonstige			0,7
davon GTT			0,2
GOODWILL 1. JANUAR 2021	0,8	0,5	15,9
	Summe einzelner Geschäftstätigkeiten		9,2
	Summe mehrerer Geschäftstätigkeiten		6,7

Da es beim vorhandenen Wert einen Spielraum gibt, führte die Neuaufteilung des Geschäfts- oder Firmenwerts nicht zu einer Wertberichtigung am Tag 1.

14.2 Bewegungen des Buchwerts des Geschäfts- oder Firmenwerts

In Millionen Euro	Nettobetrag
Per 31. Dezember 2020	15.943
Wertminderungsaufwendungen	(107)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	(3.249)
Umrechnungsdifferenzen	214
PER 31. DEZEMBER 2021	12.799

Änderungen über die Periode resultieren vor allem aus der Klassifizierung der Geschäftstätigkeit der EQUANS-Unternehmen, von Endel und dessen wichtigsten Tochterunternehmen als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" und aus Wertminderungen, die für strategisch nicht bedeutsame Regionen oder Geschäftsfelder in Südamerika und Afrika angesetzt wurden, denen verschiedene Erwerbe im Laufe des Jahres gegenüberstehen (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

14.3 Aufteilung des Geschäfts- oder Firmenwerts

Um die Werthaltigkeit zu testen, wird der Geschäfts- oder Firmenwert den Geschäftssegmenten als unterster Ebene zugewiesen, auf der er für die Zwecke des internen Managements überwacht wird.

Diese Tabelle zeigt den Geschäfts- oder Firmenwert per 31. Dezember 2021:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021
Networks	5.288
Renewables	2.132
Supply	1.818
Energy Solutions	1.302
Thermal	1.139
Nuclear	797
Sonstige	324
SUMME	12.799

14.4 Werthaltigkeitstest des Geschäfts- oder Firmenwerts

Der gesamte Geschäfts- oder Firmenwert wird ausgehend von den Daten Ende Juni auf Werthaltigkeit getestet, ergänzt durch eine Prüfung der Ereignisse in der zweiten Jahreshälfte. In den meisten Fällen wird der erzielbare Betrag für den Geschäfts- oder Firmenwert mit Hilfe eines Nutzungswerts bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2022 und dem mittelfristigen Businessplan 2023-2024, wie vom geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat genehmigt, errechnet wird, und über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten Cashflows.

Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und von Preisprognosen aus dem Referenzszenarium der Gruppe für 20252040 ermittelt, wie vom geschäftsführenden Vorstand im November 2021 genehmigt. Folgende Inputfaktoren bestimmten die Prognosen und Projektionen im Referenzszenarium:

―

Terminmarktpreise für Brennstoffe (Kohle, Öl und Gas), CO2 und Strom für jeden Markt über die Liquiditätsperiode vor dem Hintergrund stark volatiler Energiepreise;

―

mittel- und langfristige Energiepreise über diesen Zeitraum hinaus hat die Gruppe ausgehend von makroökonomischen Annahmen und Modellen des fundamentalen Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage bestimmt, deren Ergebnisse regelmäßig mit den Prognosen verglichen werden, die externe Spezialisten des Energiesektors erstellen. Die langfristigen Projektionen für CO2 stimmen mit den Zielen einer um 55 % verringerten Emission 2030 und der Klimaneutralität für 2050 überein, die die Europäische Kommission als Teil des im Dezember 2019 und Juli 2021 verkündeten "European Green Deal" festgelegt hat. Die Gruppe hat speziell mittel- und langfristige Strompreise bestimmt, indem sie Prognosemodelle für den Strombedarf, mittel- und langfristige Prognosen der Brennstoff- und CO2-Preise und die erwarteten Trends bei der installierten Kapazität und dem Technologiemix bei Produktionsanlagen für jedes Stromerzeugungssystem verwendete.

14.4.1 Renewables

Der dem Segment Renewables zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2021 auf 2.132 Mio. €. Renewables umfasst die gesamte zentralisierte Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, einschließlich Finanzierung, Bau, Betrieb und Instandhaltung von Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, die unterschiedliche Energiequellen nutzen, wie Wasserkraft, Onshore-Wind, Photovoltaik, Biomasse, Offshore-Wind und Geothermie. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft.

Zur Berechnung des Nutzungswerts wurde der Endwert für die Wasserkraftwerke durch Extrapolieren der Cashflows über den mittelfristigen Geschäftsplan hinaus bestimmt, ausgehend von dem angenommenen Referenzszenarium der Gruppe.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, Annahmen hinsichtlich der Verlängerung der Konzessionsverträge für Wasserkraftwerke und Änderungen der Strompreise über die Liquiditätsperiode hinaus.

Der Nutzungswert der Compagnie Nationale du Rhône und von SHEM wurde aufgrund von Annahmen berechnet, zu denen die Verlängerung oder Erneuerung einer Ausschreibung für die Konzessionsverträge sowie die Bedingungen für eine potenzielle Verlängerung gehören.

Die Cashflows für die Perioden, die durch die Verlängerung der Konzessionsverträge abgedeckt sind, basieren auf einer Reihe von Annahmen bezüglich der wirtschaftlichen und regulatorischen Bedingungen für den Betrieb dieser Anlagen (Höhe der Abgaben, erforderliche Investitionen usw.) in diesem Zeitraum.

Die auf diese Geschäftsfelder 2021 angewandten Abzinsungssätze reichen von 4,5 % bis 10 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Am 31. Dezember 2021 war der erzielbare Betrag höher als der Buchwert.

Empfindlichkeitsanalysen

Ein Sinken des Preises für Strom aus Wasserkraftwerken um 10 €/Mwh hätte eine Negativwirkung von 0,5 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Umgekehrt hätte eine Erhöhung der Strompreise um 10 €/MWh eine Positivwirkung von 0,5 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag.

Eine Erhöhung der Abzinsungssätze für die Stromerzeugung in Wasserkraftwerken in Frankreich um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 0,2 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 0,2 Mrd. € auf den erzielbaren Betrag.

14.4.2 Networks

Networks beinhaltet die Strom- und Gasinfrastrukturgeschäfte und -projekte der Gruppe. Dazu gehören das Management und die Planung von (i) Gas- und Stromübertragungsnetzen und Erdgasverteilungsnetzen innerhalb und außerhalb von Europa, (ii) unterirdische Erdgasspeicher in Europa und (iii) die Regasifizierungsinfrastruktur in Frankreich und Chile.

Neben dem herkömmlichen Infrastrukturmanagement trägt das Asset-Portfolio auch zu den Herausforderungen der Energiewende und zu grüneren Netzen bei (Biomethan, Wasserstoff usw.).

Der dem Segment Networks zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2021 auf 5.288 Mio. €.

Die Bewertung der Geschäfte in Frankreich beruht im Wesentlichen auf Cashflow-Projektionen auf der Grundlage von Tarifen, die mit der französischen Regulierungsbehörde für Energie (CRE) ausgehandelt wurden, und auf Endwerten, die dem Erwartungswert der regulatorischen Kapitalbasis (RAB) entsprechen. Die RAB ist der Wert, den die CRE den Vermögenswerten zuweist, die Verteiler betreiben.

Sie ist die Summe des künftigen Cashflow vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.

Hinsichtlich der Bewertung der Geschäfte in Frankreich führt das Szenario für den Energiemix 2050, das die Gruppe angenommen und in Anhang 20.3.1 "Abbruchverpflichtungen für nicht mit Kernenergie arbeitende Kraftwerke und von Ausrüstung" dargelegt hat, zu keiner maßgeblichen Änderung der RAB. Wegen der unerlässlichen Rolle von Gas als zuverlässiger Energiequelle, die erneuerbare Energieträger ergänzen kann, die naturgemäß unregelmäßig, nicht steuerbar und schwer zu speichern sind, plant die Gruppe das Fortbestehen bzw. den Umbau ihrer Gasnetzinfrastruktur, die dann grüne Gase transportieren kann (Biomethan, Wasserstoff usw.).

Dazu plant die Gruppe, den gegenwärtigen Investitionsumfang beizubehalten und Wasserstoff in die regulierten Geschäfte aufzunehmen. Dieses Szenario stützt sich auf die verschiedenen Maßnahmen, die die Europäische Kommission vorgestellt hat.

Die auf alle diese Geschäftsfelder 2021 angewandten Abzinsungssätze reichten von 4,5 % bis 8,5 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Am 31. Dezember 2021 war der erzielbare Betrag höher als der Buchwert.

Empfindlichkeitsanalysen

Da die Geschäfte von Networks in Frankreich reguliert sind, würde eine vertretbare Änderung von Bewertungsparametern nicht zu einem Wertminderungsaufwand führen.

14.4.3 Energy Solutions

Der dem Segment Energy Solutions zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2021 auf 1.302 Mio. €. Energy Solutions umfasst den Bau und das Management dezentraler Energienetze zur Erzeugung von Energie mit niedrigen CO2-Emissionen (Fernwärme- und -kältenetze, dezentrale Anlagen zur Stromerzeugung, dezentrale Solarparks, Mobilität mit geringer CO2-Emission, Städte und Straßenbeleuchtung mit geringer CO2-Emission usw.) und die zugehörigen Dienstleistungen (Energieeffizienz, technische Instandhaltung, Beratung zu nachhaltiger Entwicklung).

Zur Berechnung des Nutzungswerts des Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäfts in Frankreich wurde der Endwert durch Extrapolieren der Cashflows über den mittelfristigen Geschäftsplan hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von jährlich 2 % bestimmt.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze und Preisänderungen über die Liquiditätsperiode hinaus.

Die auf diese Geschäftsfelder 2021 angewandten Abzinsungssätze reichten von 4,5 % bis 8,6 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Am 31. Dezember 2021 war der erzielbare Betrag höher als der Buchwert.

Empfindlichkeitsanalysen

Angesichts der Capital-Light-Geschäfte von Energy Solutions würde eine vertretbare Änderung von Bewertungsparametern nicht zu einem Wertminderungsaufwand führen.

14.4.4 Thermal

Der dem Segment Thermal zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2021 auf 1.139 Mio. €. Thermal beinhaltet die gesamte zentralisierte Stromerzeugung der Gruppe in Wärmekraftwerken, ob vertraglich gebunden oder nicht. Dazu gehören das Betreiben von Kraftwerken auf Gas- oder Kohlebasis oder auch mit Pumpen betriebene Speicherstätten. Die erzeugte Energie wird in das Netz eingespeist und entweder auf dem freien oder regulierten Markt oder über Strombezugsvereinbarungen an Dritte verkauft. Hinzu kommen die Finanzierung, der Bau und das Betreiben von Entsalzungsanlagen, einzeln oder für Kraftwerke.

Der Nutzungswert dieser Geschäfte wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2022 und des mittelfristigen Businessplans 2023-2024 errechnet. Ausgehend von dem angenommenen Referenzszenarium der Gruppe wurden die Cashflows über diesen Dreijahreszeitraum hinaus für die Nutzungsdauern der Anlagen projiziert.

Die Grundannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, die geschätzte Stromnachfrage und Preisänderungen für CO2, Brennstoff und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.

Die auf diese Geschäftsfelder 2021 angewandten Abzinsungssätze reichten von 6 % bis 10 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Am 31. Dezember 2021 war der erzielbare Betrag höher als der Buchwert.

Empfindlichkeitsanalysen

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 8 % auf den den Buchwert übersteigenden erzielbaren Betrag für Wärmekraftwerke in Frankreich, Belgien, den Niederlanden und Spanien. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 8 % auf diese Berechnung.

Eine Verringerung der für Wärmekraftwerke in Frankreich, Belgien, den Niederlanden und Spanien erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 29 % auf den den Buchwert übersteigenden erzielbaren Betrag. Eine Erhöhung der erzielten Marge um 10 % hätte eine Positivwirkung von 29 % auf diese Berechnung.

14.4.5 Supply

Der dem Segment Supply zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2021 auf 1.818 Mio. €. Supply beinhaltet alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Gas- und Stromverkauf an Endkunden. Dazu gehören auch alle Aktivitäten der Gruppe im Bereich Dienstleistungen für Hausverwaltungen.

Zur Berechnung des Nutzungswerts des wichtigsten Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäfte in Europa wurde der Endwert durch Extrapolieren der Cashflows über den mittelfristigen Geschäftsplan hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von jährlich 1,8 % bis 1,9 % bestimmt.

Die auf diese Geschäfte 2021 angewandten Abzinsungssätze reichten von 7 % bis 9 %.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Am 31. Dezember 2021 war der erzielbare Betrag höher als der Buchwert.

Empfindlichkeitsanalysen

Angesichts der Capital-Light-Geschäfte von Supply würde eine vertretbare Änderung von Bewertungsparametern nicht zu einem Wertminderungsaufwand führen.

14.4.6 Nuclear

Nuclear umfasst die Stromerzeugung in den Kernkraftwerken der Gruppe in Belgien und Entnahmerechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin in Frankreich.

Der dem Segment Nuclear zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2021 auf 797 Mio. €.

Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest

Die Cashflow-Projektionen für diese Geschäfte beruhen auf einer Vielzahl von Grundannahmen, wie den Preisen für Brennstoffe und CO2, erwarteten Trends bei Stromnachfrage und -preisen, der Verfügbarkeit von Kraftwerken, den Marktaussichten sowie Änderungen des regulatorischen Umfelds (insbesondere im Hinblick auf die Kernkraftkapazitäten in Belgien und die Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte für französische Kernkraftwerke).

Schließlich enthalten die wichtigsten Annahmen auch den Abzinsungssatz zur Berechnung des Nutzungswerts dieser Geschäfte, der 2021 7 % betrug und somit gegenüber 2020 gleichgeblieben ist.

Cashflow-Projektionen für die Zeit jenseits des mittelfristigen Businessplans wurden wie folgt ermittelt:

Geschäftstätigkeit	Annahmen für die Zeit jenseits des Businessplans
Strom aus Kernkraftwerken in Belgien	Für Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 Cashflow-Projektion über die restliche Nutzungsdauer von 50 Jahren. Für die Reaktoren der zweiten Generation Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3 Cashflow-Projektion über die restliche Nutzungsdauer von 40 Jahren ohne Annahme einer Verlängerung.
Entnahmerechte für die Kraftwerke Chooz B und Tricastin	Cashflow-Projektion über die verbleibende Vertragsdauer, zuzüglich der der Annahme, dass Entnahmerechte um weitere 10 Jahre verlängert werden.

Hinsichtlich der Reaktoren der zweiten Generation wurden der Grundsatz eines schrittweisen Ausstiegs aus der Kernenergie und der Zeitplan für diesen Ausstieg mit der Stilllegung der Reaktoren von Doel 3 2022, Tihange 2 2023 und Tihange 3 und Doel 4 2025 nach 40 Jahren Betriebsdauer zuerst im Gesetz vom 31. Januar 2003 über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die kommerzielle Stromerzeugung festgelegt und im grundsatzpolitischen Memorandum der französischen Regierung vom 4. November 2020 bekräftigt. Dieser Grundsatz ist jedoch nach wie vor an Analysemechanismen geknüpft, auf deren Grundlage diese Entscheidung ausgehend von ihren Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, das Klima, die Energiepreise und die Sicherheit von Kraftwerken in einem Monitoring-Prozess erneut bewertet wird. Zeigt dieser Monitoring-Prozess ein potenzielles Problem der Versorgungssicherheit, sieht die Regierungsvereinbarung von 2020 die Option einer Anpassung des Ausstiegszeitplans um bis zu 2 GW vor.

Seit Ende 2020 ist die Gruppe der Auffassung, dass insbesondere die operativen Bedingungen für vorbereitende Arbeiten zur Verlängerung nicht mehr erfüllt sind und dass es deshalb auch nicht länger berechtigt ist anzunehmen, dass die Betriebsdauer bestimmter Reaktoren der zweiten Generation über 2025 hinaus verlängert werden kann. 2021 sind immer noch keine Schlussfolgerungen aus dem erwähnten Monitoring gezogen worden. Die Annahme eines schrittweisen Ausstiegs aller Unternehmen bis 2025 bleibt für die Zwecke des Werthaltigkeitstests bestehen.

In Frankreich genehmigte die Atomaufsichtsbehörde das Anfahren von Tricastin 1 am 20. Dezember 2019 nach der Abschaltung für die vierte 10jährliche Inspektion, und sie veröffentlichte am 3. Dezember 2020 den Entwurf eines Beschlusses, der die Bedingungen für den Weiterbetrieb der 900-MW-Reaktoren über 40 Jahre hinaus festlegt. Die förmliche Bestätigung einer Verlängerung der Betriebsdauer der Reihe der 900-MW-Reaktoren um 10 Jahre wird daher für die nächsten paar Jahre erwartet, sobald die Atomaufsichtsbehörde die Bedingungen für die Fortführung des Betriebs festgelegt und es eine öffentliche Anhörung gegeben hat. Die Gruppe geht daher als weitere Annahme davon aus, dass die Betriebsdauer der Kernkraftwerke Tricastin und Chooz B, die 2021 abgelaufen ist bzw. 2039 abläuft, nach ihrer vierten 10jährlichen Inspektion ebenso um 10 Jahre verlängert wird wie die Entnahmerechte der Gruppe. Die Annahme der Verlängerung ist bereits in früheren Jahren berücksichtigt worden.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Angesichts dieser Informationen, der 2021 beobachteten Terminpreise und des angepassten langfristigen Preisszenarios der Gruppe, das auf den neuesten Prognosen für Nachfrage, CO2-Preise und Entwicklungen beim Energiemix beruht, setzte die Gruppe für das Jahr keine Wertminderung an.

Empfindlichkeitsanalysen

Ein Sinken des Preises für Strom aus Kernkraftwerken um 10 €/MWh jenseits der Termin-Periode würde einen Wertminderungsaufwand von etwa 0,2 Mrd. € bedeuten.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte würde nicht zu einer Wertminderung führen.

Eine verringerte Verfügbarkeit aller belgischen Kernkraftwerke um 5 % würde einen Wertminderungsaufwand von etwa 0,1 Mrd. € bedeuten.

14.4.7 Sonstige

Der dem Segment Sonstige zugeordnete Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 31. Dezember 2021 auf 324 Mio. €. Sonstige beinhaltet Energiemanagement und -optimierung, die B2B-Versorgung von Entreprises & Collectivités (E&C) in Frankreich und Tätigkeiten auf Konzern- und Holding-Ebene.

Im Segment Sonstige besteht am 31. Dezember 2021 eine erhebliche Differenz zwischen dem erzielbaren Betrag und dem Buchwert bei den Geschäftstätigkeiten, denen der Geschäfts- oder Firmenwert zugewiesen ist.

ANHANG 15 Immaterielle Vermögenswerte

Bilanzierungsstandards

Erstansatz

Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibung und kumulierter Wertminderungsaufwendungen, bilanziert.

Abschreibung

Immaterielle Vermögenswerte werden auf der Basis des erwarteten Verbrauchs des geschätzten künftigen wirtschaftlichen Nutzens abgeschrieben, den der Vermögenswert verkörpert. Die Abschreibung wird hauptsächlich linear über folgende Nutzungsdauer berechnet:

	Nutzungsdauer
Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre)	Minimum	Maximum
---	---	---
Konzessionsrechte	10	30
Kundenportfolio	3	20
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	1	50

Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmter Nutzungsdauer werden nicht abgeschrieben. Vielmehr wird jährlich ihre Werthaltigkeit getestet.

Wertminderungsrisiko

Im Einklang mit IAS 36 werden Werthaltigkeitstests für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte durchgeführt, wenn es Hinweise darauf gibt, dass die Werte gemindert sein können. Derartige Hinweise können von Ereignissen oder Veränderungen des Marktumfelds oder internen Informationsquellen ausgehen. Nicht abzuschreibende immaterielle Vermögenswerte werden jährlich auf ihre Werthaltigkeit getestet.

Hinweise auf Wertminderung

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte mit begrenzter Nutzungsdauer werden nur auf Werthaltigkeit getestet, wenn es Anzeichen dafür gibt, dass sie wertgemindert sein könnten. Das ist allgemein die Folge maßgeblicher Änderungen des Umfelds, in dem die Vermögenswerte betrieben werden, oder bei einer Wirtschaftsleistung, die unter der erwarteten liegt.

Die wichtigsten Hinweise auf Wertminderung, die die Gruppe verwendet, sind in Anhang 14 "Geschäfts- oder Firmenwert" beschrieben.

Wertminderung

Bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten wird der einzelne Vermögenswert oder gegebenenfalls die Zahlungsmittel generierende Einheit (CGU) nach IAS 36 auf Werthaltigkeit getestet. Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts geringer als sein Buchwert, wird der Buchwert auf den erzielbaren Betrag wertberichtigt, indem ein Wertminderungsaufwand verbucht wird. Wird ein Wertminderungsaufwand angesetzt, müssen die Höhe der Abschreibung und möglicherweise die Nutzungsdauer des entsprechenden Vermögenswerts berichtigt werden.

Der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte erfasste Wertminderungsaufwand kann später aufgeholt werden, sobald der erzielbare Betrag des Vermögenswerts wieder höher als sein Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage nach der Aufholung einer Wertminderung darf nicht den Buchwert übersteigen, der ermittelt worden wäre (abzüglich Abschreibung), wäre in früheren Perioden kein Wertminderungsaufwand angesetzt worden.

Bewertung des erzielbaren Betrags

Um den erzielbaren Betrag von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten prüfen zu können, werden die Vermögenswerte gegebenenfalls in CGUs zusammengefasst, und der Buchwert jeder CGU wird ihrem erzielbaren Betrag gegenübergestellt.

Bei Betriebsstätten, die die Gruppe langfristig und nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag einer CGU entweder dem beizulegenden Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, oder dem Nutzungswert, wenn dieser höher ist. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts künftiger Nettozahlungsströme aus betrieblicher Tätigkeit einschließlich Endwert bestimmt. Die Standardbewertungsmethoden basieren auf folgenden wirtschaftlichen Grundannahmen:


―	Marktaussichten und Entwicklungen des regulatorischen Rahmens;
―	Abzinsungen, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen Betriebseinheit beruhen;
―	Endwerte entsprechend den verfügbaren Marktdaten speziell für die jeweiligen Geschäftssegmente und Wachstumsraten in Verbindung mit diesen Endwerten, die nicht die Inflationsrate übersteigen.

Abzinsungen werden nach Steuern ermittelt und auf Zahlungsströme nach Steuern angewandt. Die erzielbaren Beträge, die mit diesen Abzinsungssätzen errechnet werden, sind die gleichen wie die Beträge, die man durch Anwendung von Abzinsungssätzen vor Steuern auf einen Cashflow erhält, der vor Steuern geschätzt wurde, wie in IAS 36 gefordert.

Für betriebliche Einheiten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der erzielbare Betrag für die jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten. Bei laufenden Verhandlungen wird dieser Wert nach der besten Schätzung ihres Ergebnisses am Ende der Berichtsperiode ermittelt.

Bei sinkendem Wert wird der Wertminderungsaufwand in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung unter "Wertminderungsaufwendungen" ausgewiesen.

Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

In IFRIC 12 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen geht es um die Behandlung bestimmter Konzessionsvereinbarungen durch den Konzessionsbetreiber.

Damit eine Konzessionsvereinbarung unter IFRIC 12 fällt, muss die Kontrolle über die Nutzung der Infrastruktur beim Konzessionsgeber liegen. Diese Forderung ist erfüllt, wenn folgende zwei Bedingungen zutreffen:


―	Der Konzessionsgeber kontrolliert oder regelt, welche Leistungen der Betreiber mit der Infrastruktur zu erbringen hat, an wen er sie zu erbringen hat und zu welchem Preis, und
―	der Konzessionsgeber kontrolliert bei Ablauf der Vereinbarung eine Restbeteiligung an der Infrastruktur. Er wahrt beispielsweise sein Recht, die Infrastruktur bei Beendigung der Konzession zurückzunehmen.

Das Modell des immateriellen Vermögenswertes nach Punkt 17 in IFRIC 12 gilt, wenn der Betreiber ein Recht (eine Lizenz) hat, den Nutzer oder den Konzessionsgeber zu belasten, je nach Nutzung der öffentlichen Dienstleistung. Es besteht kein unbedingtes Recht auf Erhalt von Zahlungsmitteln, da die Beträge vom Umfang der Nutzung der Dienstleistung durch die Öffentlichkeit abhängen.

Infrastruktur aus Konzessionen, die nicht die Anforderungen von IFRIC 12 erfüllt, wird als Sachanlage dargestellt. Das trifft auf die Infrastruktur für die Gasverteilung in Frankreich zu. Die entsprechenden Vermögenswerte werden nach IAS 16 angesetzt, denn GRDF betreibt sein Netz auf der Basis langfristiger Konzessionsvereinbarungen, von denen die meisten nach dem französischen Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 zwingend bei Ablauf verlängert werden.

Kosten für Forschung und Entwicklung

Kosten für Forschung werden als Aufwand verbucht, wie sie anfallen.

Entwicklungskosten werden aktiviert, wenn die Kriterien für den Ansatz des Vermögenswerts nach IAS 38 erfüllt sind. Aktivierte Entwicklungskosten werden über die Nutzungsdauer des immateriellen Vermögenswerts abgeschrieben.

15.1 Bewegungen bei immateriellen Vermögenswerten

In Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsrechte	Sonstige	Summe
Bruttobetrag
Per 31. Dezember 2020	3.907	2.908	12.886	19.701
Erwerbe (1)	197	-	1.032	1.228
Veräußerungen	(3)	(125)	(115)	(242)
Umrechnungsdifferenzen	(7)	-	127	120
Änderungen des Konsolidierungskreises	(38)	-	(631)	(669)
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	(195)	-	(578)	(773)
Sonstige	57	61	214	331
PER 31. DEZEMBER 2021	3.917	2.845	12.936	19.697
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
Per 31. Dezember 2020	(1.781)	(2.193)	(8.532)	(12.505)
Abschreibung (2)	(129)	(65)	(860)	(1.053)
Wertminderung	(20)	-	(100)	(120)
Veräußerungen	2	125	101	228
Umrechnungsdifferenzen	1	-	(69)	(67)
Änderungen des Konsolidierungskreises	7	-	257	264
Übertragung in "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" und aufgegebene Geschäftsbereiche"	24	-	379	403
Sonstige	(26)	-	(35)	(62)
PER 31. DEZEMBER 2021	(1.921)	(2.133)	(8.860)	(12.913)
Buchwert
Per 31. Dezember 2020	2.126	716	4.354	7.196
PER 31. DEZEMBER 2021	1.996	712	4.076	6.784

(1) Einschließlich 49 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte von EQUANS, das als "aufgegeben Geschäftsbereiche" klassifiziert ist (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur")

(2) Einschließlich 49 Mio. € Abschreibungsbelastungen, die für EQUANS am 31. Dezember 2021 im "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt wurden

2021 ging die Nettoverringerung bei den "Immateriellen Vermögenswerten" hauptsächlich zurück auf:


―	Abschreibungen (negative 1.053 Mio. €);
―	die Übertragung von "Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" auf das Finanzanlagenkonto (negative 369 Mio. €), wobei es im Wesentlichen um die Klassifizierung der EQUANS-Geschäfte als aufgegebene Geschäftsbereiche in Anwendung von IFRS 5 geht;
―	Änderungen des Konsolidierungskreises (negative 406 Mio. €), die sich vor allem auf den Teilverkauf von 10 % und somit den Kontrollverlust von GTT "Groupe de Gaztransport & Technigaz" beziehen (negative 357 Mio. €), einem Unternehmen aus der Branche des Transports und der Speicherung von Flüssiggas in Frankreich;
―	Wertminderungsaufwendungen (negative 120 Mio. €);

Dem standen teilweise gegenüber:


―	die Investitionen in der Periode (positive 1.228 Mio. €), vor allem in Verbindung mit immateriellen Vermögenswerten in Entwicklung bei den Geschäften von Networks in Frankreich;
―	eine positive Auswirkung der Wechselkurse mit 53 Mio. € in erster Linie durch die Aufwertung des US-Dollar (positive 47 Mio. €).

15.1.1 Wertminderung

Am 31. Dezember 2021 wurden Wertminderungsaufwendungen von 120 Mio. € vor allem für Software bei ENGIE SA und immaterielle Vermögenswerte von Tochterunternehmen von Energy Solutions und Renewables erfasst.

15.1.2 Kapazitätsrechte

Die Gruppe hat Kapazitätsrechte an Kraftwerken erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kapazitätsrechte an Kraftwerken wurden in Verbindung mit Transaktionen oder im Rahmen des Engagements der Gruppe bei der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke erworben. Als Gegenleistung erhielt die Gruppe das Recht, über die Nutzungsdauer der Basisvermögenswerte einen Teil der Produktion zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der Basisvermögenswerte, aber über höchstens 50 Jahre abgeschrieben. Gegenwärtig hält die Gruppe Rechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin in Frankreich und an dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.

15.1.3 Sonstige

Am 31. Dezember 2021 bezieht sich diese Position hauptsächlich auf Software und Lizenzen für 1.470 Mio. € sowie auf immaterielle Vermögenswerte in Entwicklung für 628 Mio. € und immaterielle Vermögenswerte (Kundenportfolio) für 1.721 Mio. €, die im Ergebnis von Unternehmenszusammenschlüssen und aktivierten Anschaffungskosten für Verträge mit Kunden erworben wurden.

15.2 Information über Forschungs- und Entwicklungskosten

Aktivitäten in Forschung und Entwicklung beziehen sich hauptsächlich auf verschiedene Studien zu technologischer Innovation, effizienteren Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und Nutzung von Energieressourcen.

Die Kosten für Forschung und Entwicklung ohne Kosten für technische Betreuung beliefen sich 2021 auf 159 Mio. €, davon 25 Mio. € als Aufwendungen für unternehmensinterne Projekte in der Entwicklungsphase, die die Kriterien für einen Ansatz als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 erfüllen.

ANHANG 16 Sachanlagen

Bilanzierungsstandards

Erstmaliger Ansatz und Folgebewertung

Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich etwaiger kumulierter planmäßiger Abschreibung und etwaiger kumulierter Wertminderungsaufwendungen angesetzt.

Der Buchwert dieser Posten wird nicht neu bewertet, da die Gruppe die Wahl getroffen hat, die zulässige alternative Methode nicht anzuwenden, die darin besteht, regelmäßig eine oder mehrere Kategorien von Sachanlagen neu zu bewerten.

Subventionen für Investitionen werden vom Bruttowert der jeweiligen Vermögenswerte abgezogen.

Gemäß IAS 16 enthalten die ursprünglichen Kosten von Sachanlagen eine erste Kostenschätzung für Abbruch und Abräumen des Gegenstands und für die Wiederherstellung des Standorts, an dem er sich befindet, wenn das Unternehmen gegenwärtig, gesetzlich oder faktisch dazu verpflichtet ist, den Gegenstand abzubauen oder den Standort wiederherzustellen. Eine entsprechende Rückstellung für diese Verpflichtung wird in Höhe des Bestandteils des Vermögenswerts angesetzt.

Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zuzuordnen sind, werden als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert.

Leasingverhältnisse

Im Einklang mit IFRS 16 setzt die Gruppe einen Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht und eine entsprechende Leasingverbindlichkeit für Verträge an, die als Leasingverhältnisse mit der Gruppe als Leasingnehmer betrachtet werden, mit Ausnahme von Leasings mit einer Laufzeit von 12 Monaten oder weniger ("Kurzzeit-Leasing") und Leasings, deren Basiswert gering ist ("geringfügiger Vermögenswert"). Zahlungen in Verbindung mit diesen Leasings werden auf der Grundlage einer linearen Abschreibung als Aufwand bei Gewinn und Verlust ausgewiesen. Die Leasingverträge der Gruppe beziehen sich hauptsächlich auf Immobilien, Fahrzeuge und sonstige Ausstattung.

Der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht wird zuerst mit den direkten Kosten bewertet. Dazu gehören der Anfangsbetrag der Leasingverbindlichkeit, berichtigt um Leasingzahlungen vor dem oder am Leasingbeginn, zuzüglich anfänglicher direkter Kosten, und eine Kostenschätzung für Abbruch und Abräumen des Basiswerts oder für die Wiederherstellung des Basiswerts oder des Standorts, an dem er sich befindet, abzüglich eventuell erhaltener Leasing-Anreize.

Die Leasingverbindlichkeit wird zuerst zum Barwert der restlichen Leasingraten bemessen und mit dem Grenzfremdkapitalzinssatz des Leasingnehmers abgezinst. Dieser Zinssatz wird nach dem Grenzfremdkapitalzinssatz der Gruppe, angepasst nach IFRS 16, berechnet und berücksichtigt (i) das wirtschaftliche Umfeld der Tochterunternehmen und insbesondere ihr Kreditrisiko, (ii) die Währung, in der der Vertrag geschlossen wurde, und (iii) die Vertragsdauer zu Beginn (oder die Restlaufzeit von bei Erstanwendung von IFRS 16 bereits bestehenden Verträgen). Die Methode zur Ermittlung des Grenzfremdkapitalzinssatzes spiegelt das Profil der Leasingzahlungen wider (Durationsmethode).

Die Laufzeit des Leasings wird von Fall zu Fall bewertet, in Abhängigkeit davon, ob die Ausübung einer Verlängerungsoption angemessen sicher ist oder eine Beendigungsoption hinreichend sicher nicht ausgeübt wird. Die Laufzeit des Leasings wird neu bewertet, wenn ein maßgebliches Ereignis oder eine maßgebliche Änderung der Umstände eintritt, über die der Leasingnehmer die Kontrolle hat und die sich auf die getroffene Bewertung auswirken können. Bei der Bestimmung der rechtlich durchsetzbaren Leasingdauer nutzt die Gruppe eine weitgefasste Auslegung des Begriffs der Vertragsstrafe und berücksichtigt nicht nur Vertragsstrafen wegen Kündigung, sondern auch Nebenkosten, die bei vorzeitiger Beendigung des Leasingverhältnisses entstehen können.

Kissengas

In die unterirdischen Speicher injiziertes "Kissen-"Gas ist entscheidend um zu sichern, dass Speicher effizient betrieben werden können. Es ist daher untrennbar von diesen Speichern. Anders als "Arbeits-"Gas, das zu den Vorräten gehört (vgl. Anhang 25.2 "Vorräte"), wird Kissengas bei den sonstigen Sachanlagen ausgewiesen.

Planmäßige Abschreibung

Gemäß dem Komponentenansatz wird jede wesentliche Komponente einer Sachanlage mit einer Nutzungsdauer, die sich von der des Hauptvermögenswertes unterscheidet, zum dem sie gehört, separat über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.

Sachanlagen werden zumeist nach der linearen Abschreibungsmethode über die folgende Nutzungsdauer abgeschrieben:

	Nutzungsdauer
Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre)	Minimum	Maximum
---	---	---
Anlagen und Maschinen
Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung	5	60 *
Installation - Instandhaltung	3	10
Hydraulische Anlagen und Maschinen	20	65
Sonstige Sachanlagen	2	33

* ohne Kissengas

Die Spanne der Nutzungsdauer ergibt sich aus der Unterschiedlichkeit der Vermögenswerte jeder Kategorie. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausstattung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktur und Speicherstätten geht. Im Einklang mit dem von der belgischen Abgeordnetenkammer am 31. Januar 2003 verabschiedeten Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die industrielle Stromerzeugung wurde die Nutzungsdauer von Kernkraftwerken überprüft und prospektiv auf 40 Jahre von 2003 an angepasst. Eine Ausnahme bilden Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 mit einer um 10 Jahre verlängerten Betriebsdauer.

Die Betriebsausstattung von von der Gruppe betriebenen Wasserkraftwerken wird über die Vertragslaufzeit oder die Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben - in Abhängigkeit davon, welche die kürzere ist -, wobei die Verlängerung der Konzession berücksichtigt wird, sofern eine solche Verlängerung hinreichend sicher ist.

Der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht wird bei Leasingverhältnissen ab Vertragsbeginn bis zum Ende der Leasingdauer nach der linearen Abschreibungsmethode abgeschrieben, sofern nicht das Leasingverhältnis bei Beendigung der Vertragsdauer das Eigentum an dem Basiswert auf die Gruppe überträgt. In solchem Fall wird der Vermögenswert aus einem Nutzungsrecht über die Nutzungsdauer des Basisvermögenswerts abgeschrieben, die auf dieselbe Weise wie oben für Sachanlagen dargelegt bestimmt wird.

Wertminderungsrisiko

Siehe Anhang 15 "Immaterielle Vermögenswerte".

Hinweise auf Wertminderung

Vgl. Anhang 14 "Geschäfts- oder Firmenwert".

16.1 Bewegungen bei Sachanlagen

In Millionen Euro	Grundstücke	Gebäude	Anlagen und Maschinen	Fahrzeuge	Abbruchkosten	Anlagen im Bau
Bruttobetrag
Per 31. Dezember 2020	633	5.447	81.958	488	3.593	4.616
Erwerbe/Erhöhungen (1)	6	408	(6)	49	-	4.816
Veräußerungen	(16)	(89)	(885)	(33)	(5)	(29)
Umrechnungsdifferenzen	8	70	866	3	18	178
Änderungen des Konsolidierungskreises	70	1.102	1.258	(1)	3	(53)
Übertragung in "veräußerungsfähige Vermögenswerte und	(41)	(433)	(925)	(207)	(26)	100
aufgegebene Geschäftsbereiche" Sonstige	(10)	(3.192)	8.265	4	86	(4.914)
PER 31. DEZEMBER 2021	650	3.312	90.530	304	3.669	4.715
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
Per 31. Dezember 2020	(99)	(3.090)	(43.444)	(341)	(2.973)	(309)
Planmäßige Abschreibung (2)	(5)	(152)	(2.621)	(51)	(106)	-
Wertminderung	-	(14)	(537)	-	(37)	(205)
Veräußerungen	12	82	853	30	5	24
Umrechnungsdifferenzen	-	(16)	(307)	(2)	(9)	(9)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(74)	(1.111)	(1.411)	-	(3)	7
Übertragung in "veräußerungsfähige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	5	302	603	140	25	(3)
Sonstige	16	2.150	(2.560)	4	(16)	107
PER 31. DEZEMBER 2021	(146)	(1.849)	(49.426)	(219)	(3.115)	(387)
Buchwert
Per 31. Dezember 2020	535	2.356	38.514	147	619	4.308
PER 31. DEZEMBER 2021	503	1.463	41.105	85	554	4.328

In Millionen Euro	Nutzungsrecht	Sonstige	Summe
Bruttobetrag
Per 31. Dezember 2020	4.151	1.442	102.327
Erwerbe/Erhöhungen (1)	666	64	6.003
Veräußerungen	(163)	(65)	(1.284)
Umrechnungsdifferenzen	133	38	1.313
Änderungen des Konsolidierungskreises	(12)	(14)	2.353
Übertragung in "veräußerungsfähige Vermögenswerte und	(768)	(190)	(2.489)
aufgegebene Geschäftsbereiche" Sonstige	(140)	33	133
PER 31. DEZEMBER 2021	3.867	1.308	108.355
Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
Per 31. Dezember 2020	(1.256)	(928)	(52.439)
Planmäßige Abschreibung (2)	(523)	(111)	(3.569)
Wertminderung	(57)	(6)	(857)
Veräußerungen	160	58	1.223
Umrechnungsdifferenzen	(30)	(15)	(388)
Änderungen des Konsolidierungskreises	4	10	(2.577)
Übertragung in "veräußerungsfähige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche"	337	154	1.562
Sonstige	80	(12)	(232)
PER 31. DEZEMBER 2021	(1.284)	(850)	(57.277)
Buchwert
Per 31. Dezember 2020	2.895	514	49.889
PER 31. DEZEMBER 2021	2.583	458	51.079

(1) Einschließlich 342 Mio. € für Sachanlagen von EQUANS-Geschäften, die als "aufgegeben Geschäftsbereiche" erfasst sind (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur")

(2) Einschließlich 203 Mio. € für Abschreibung für EQUANS im "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" in der Gewinn- und Verlustrechnung

2021 berücksichtigt die Nettozunahme bei den "Sachanlagen" im Wesentlichen:


―	Instandhaltungs- und Entwicklungsinvestitionen für insgesamt 5.337 Mio. €, meist im Zusammenhang mit dem Bau und der Entwicklung von Wind- und Solarparks (2.260 Mio. €) hauptsächlich in Frankreich, den Vereinigten Staaten, Lateinamerika und Indien und dem Ausbau von Transport- und Verteilnetzen im Segment Frankreich Infrastructures (1.747 Mio. €);
―	und positive Wechselkurseffekte von 925 Mio. € hauptsächlich durch die Aufwertung des US-Dollar (Positivwirkung von 720 Mio. €) und die Schwankungen beim Pfund Sterling (Positivwirkung von 118 Mio. €).

Dem stand in großem Umfang gegenüber:

―

eine Abschreibung von insgesamt 3.569 Mio. €;

―

die Klassifizierung als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" für negative 927 Mio. €, bei der es vor allem um die EQUANS-Geschäfte geht;

―

Wertminderungsaufwendungen bei Sachanlagen in Höhe von 857 Mio. € hauptsächlich im Zusammenhang mit:

―


―	Solar- und Windparks in Lateinamerika, China und Frankreich (negative 267 Mio. €),
―	Wärmekraftwerke in Brasilien (negative 235 Mio. €),
―	thermische Anlagen in Australien, Frankreich, den Vereinigten Staaten und Oman (negative 234 Mio. €),
―	Vermögenswerte von Tochterunternehmen von Cofely Endel, die im Bereich der industriellen Instandhaltung und Energiedienstleistungen in Frankreich tätig sind (38 Mio. €),

―

Änderungen des Konsolidierungskreises in Höhe von negativen 224 Mio. €, vor allem im Zusammenhang mit Veräußerungen im Bereich der erneuerbaren Energien in Frankreich, den Vereinigten Staaten, Indien und den Niederlanden für negative 114 Mio. €, der Veräußerung eines Wärmekraftwerks in Brasilien für negative 35 Mio. €, dem Teilverkauf von GTT für negative 30 Mio. € und der Veräußerung eines Wärmekraftwerks in der Türkei für negative 12 Mio. €.

Zwischen Bauten und Anlagen und Maschinen wurden Reklassifizierungen vorgenommen, um die Klassifizierung der Vermögenswerte besser mit ihrem Basiswert in Einklang zu bringen.

16.2 Als Sicherheit gestellte und mit Hypotheken belastete Vermögenswerte

Sachanlagen, die die Gruppe als Bürgschaft für Fremdkapital und Schulden verpfändet hat, beliefen sich per 31. Dezember 2021 auf 1.373 Mio. € gegenüber 1.749 Mio. € per 31. Dezember 2020.

Der Nettorückgang bezieht sich hauptsächlich auf das Unternehmen FHH (Guernsey) Ltd. im Vereinigten Königreich mit negativen 593 Mio. € für die Tilgung von garantierten besicherten Anleihen am Fälligkeitstermin, wofür die gesamten Vermögenswerte von First Hydro als Sicherheit gestellt wurden.

16.3 Vertragliche Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen

In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit gaben einige Unternehmen der Gruppe Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen ab, die zu liefern sich die entsprechenden Dritten verpflichtet haben. Diese Zusicherungen beziehen sich im Wesentlichen auf Bestellungen von Ausrüstung und Material für den Bau von Energieerzeugungsanlagen und auf Dienstleistungsvereinbarungen.

Die Investitionszusagen der Gruppe zum Kauf von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2021 auf 2.360 Mio. € gegenüber 2.212 Mio. € am 31. Dezember 2020.

Die Nettoerhöhung bezieht sich vor allem auf den Bau von Anlagen für erneuerbare Energien in Brasilien für 438 Mio. €. Ihr steht teilweise ein Rückgang bei vertraglichen Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Bau von Solarparks in Indien in Höhe von negativen 310 Mio. € gegenüber.

16.4 Weitere Angaben

Die Fremdkapitalkosten, die 2021 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2021 auf 70 Mio. € und per 31. Dezember 2020 auf 103 Mio. €.

ANHANG 17 Finanzinstrumente

17.1 Finanzielle Vermögenswerte

Bilanzierungsstandards

Den Grundsätzen von IFRS 9 - Finanzinstrumente folgend, werden finanzielle Vermögenswerte ausgehend von den folgenden beiden Kriterien entweder zu fortgeführten Anschaffungskosten, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im Eigenkapital oder zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt und bewertet:

―

ein erstes Kriterium bezieht sich auf die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme des finanziellen Vermögenswertes. Die Analyse der Merkmale vertraglicher Zahlungsströme hilft zu bestimmen, ob diese Zahlungsströme "einzig Zahlungen von Hauptforderung und Zinsen auf offene Beträge sind" (der sogenannte SPPI-Test - Solely Payment of Principal and Interest - ausschließlich Tilgungs- und Zinszahlungen auf den ausstehenden Kapitalbetrag);

―

ein zweites Kriterium betrifft das Geschäftsmodell, mit dem die Gruppe ihre finanziellen Vermögenswerte verwaltet. IFRS 9 definiert drei verschiedene Geschäftsmodelle: Ein erstes Geschäftsmodell mit dem Ziel, Vermögenswerte zu halten, um die vertraglichen Zahlungsströme zu vereinnahmen (halten um zu vereinnahmen), ein zweites Modell mit dem Ziel, vertragliche Zahlungsströme zu vereinnahmen und finanzielle Vermögenswerte zu verkaufen (halten um zu vereinnahmen und zu verkaufen), und weitere Geschäftsmodelle.

Die Identifizierung des Geschäftsmodells und die Analyse der Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme verlangen Ermessensentscheidungen, die sichern, dass die finanziellen Vermögenswerte in die richtige Kategorie eingestuft werden.

Ist der finanzielle Vermögenswert eine Investition in ein Eigenkapitalinstrument und wird nicht für den Handel gehalten, kann die Gruppe unwiderruflich wählen, die Gewinne und Verluste aus dieser Investition im sonstigen Gesamtergebnis darzustellen.

Abgesehen von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die gemäß IFRS 15 zu ihrem Transaktionspreis zu bewerten sind, werden finanzielle Vermögenswerte beim Erstansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst, zuzüglich, falls ein finanzieller Vermögenswert nicht mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird, der Transaktionskosten, die direkt seinem Erwerb zuzuordnen sind.

Am Ende jeder Berichtsperiode unterliegen finanzielle Vermögenswerte, die nach der Methode der fortgeführten Anschaffungskosten oder des beizulegenden Zeitwerts mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis (mit einem Umgliederungsmechanismus) bewertet werden, einem Werthaltigkeitstest, der auf der Methode der erwarteten Kreditausfälle basiert.

Zu finanziellen Vermögenswerten gehören auch Derivate, die nach IFRS 9 zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden.

Nach IAS 1 stellt die Gruppe kurzfristige und langfristige Vermögenswerte und kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten in der Bilanz separat dar. Im Hinblick auf die Hauptgeschäftstätigkeiten der Gruppe wurde entschieden, dass das anzuwendende Kriterium für die Klassifizierung von Vermögenswerten die erwartete Dauer bis zur Realisierung des Vermögenswerts oder zur Begleichung der Verbindlichkeit ist: Der Vermögenswert wird als kurzfristig klassifiziert, wenn dieser Zeitraum höchstens 12 Monate nach der Berichtsperiode beträgt, und als langfristig, wenn er 12 Monate überschreitet.

Die folgende Tabelle zeigt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe, untergliedert in kurzfristig und langfristig:

		31. Dez. 2021			31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	17,1	10.949	2.495	13.444	9.009	2.583
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis		2.344	-	2.344	1.197	-
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		483	-	483	471	-
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet		2.157	104	2.261	1.795	111
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet		1.794	395	2.189	1.404	432
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet		4.171	1.996	6.167	4.141	2.041
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	8,2	-	32.556	32.556	-	14.295
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	8,2	34	8.344	8.377	26	7.738
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		-	13.890	13.890	-	12.980
Derivative Instrumente	17,4	25.616	19.373	44.989	2.996	8.069
SUMME		36.599	76.657	113.256	12.031	45.665

	31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Summe
---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	11.592
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	1.197
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	471
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	1.906
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.836
Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	6.182
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	14.295
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	7.764
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	12.980
Derivative Instrumente	11.065
SUMME	57.696

17.1.1 Sonstige finanzielle Vermögenswerte

17.1.1.1 Eigenkapitalinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet

Bilanzierungsstandards

Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis (OCI)

Nach IFRS 9 besteht eine unwiderrufliche Wahlmöglichkeit, spätere Änderungen des beizulegenden Zeitwerts einer Investition in ein Eigenkapitalinstrument, das nicht zum Handel gehalten wird, im sonstigen Gesamtergebnis darzustellen. Diese Entscheidung wird im Einzelfall für jedes Instrument getroffen. Beträge, die im sonstigen Gesamtergebnis dargestellt werden, dürfen nicht in die Gewinne oder Verluste übertragen werden. Das gilt auch für Veräußerungserlöse. Doch gestattet IFRS 9 die Übertragung akkumulierter Gewinne und Verluste auf eine andere Komponente des Eigenkapitals. Dividenden aus solchen Investitionen werden bei Gewinn oder Verlust erfasst, sofern die Dividende nicht eindeutig die Wiedererlangung eines Teils der Investitionskosten darstellt.

Die in diesem Einzelposten erfassten Eigenkapitalinstrumente betreffen zumeist Investitionen in Unternehmen, die die Gruppe nicht beherrscht und für die aufgrund ihres strategischen und langfristigen Charakters die OCI-Bewertung gewählt wurde.

Beim Erstansatz werden diese Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der allgemein ihren Anschaffungskosten entspricht, zuzüglich Transaktionskosten.

Am Ende jeder Berichtsperiode wird der beizulegende Zeitwert börsennotierter Wertpapiere nach der Marktpreisnotierung am Bilanzstichtag ermittelt. Bei nicht börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert mit Evaluierungsmodellen bewertet, die primär auf den letzten Markttransaktionen, der Abzinsung von Dividenden oder auf den Zahlungsströmen und dem Nettovermögenswert basieren.

Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung

Zum Handel gehaltene Eigenkapitalinstrumente oder solche, für die die Gruppe nicht die Bewertung zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis gewählt hat, werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet.

In dieser Kategorie finden sich hauptsächlich Investitionen in Unternehmen, die die Gruppe nicht kontrolliert.

Beim Erstansatz werden diese Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert erfasst. Das sind im Allgemeinen ihre Anschaffungskosten.

Am Ende jeder Berichtsperiode ist für die börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapiere dieselbe Bewertungsmethode wie oben beschrieben anzuwenden.

In Millionen Euro	Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Summe
Per 31. Dezember 2020	1.197	471	1.668
Zunahme	1.261	88	1.348
Rückgang	(264)	(32)	(296)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	140	(19)	121
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	11	(26)	(15)
PER 31. DEZEMBER 2021	2.344	483	2.827
Dividenden	34	14	49

Von den Eigenkapitalinstrumenten sind 1.750 Mio. € börsennotierte Eigenkapitalinstrumente und 1.077 Mio. € nicht an der Börse notierte Eigenkapitalinstrumente. Dieser Betrag enthält vorwiegend Aktien der Gruppe als Minderheitsbeteiligung an der Nord Stream AG in Höhe von 564 Mio. € sowie die restliche Beteiligung der Gruppe an SUEZ in Höhe von 227 Mio. € und Aktien, die für das öffentliche Übernahmeangebot im Januar 2022 angedient wurden (vgl. Anhang 27 Ereignisse nach der Berichtsperiode).

17.1.1.2 Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert

Bilanzierungsstandards

Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet

Finanzielle Vermögenswerte, die in einem Geschäftsmodell gehalten werden, dessen Ziel sowohl das Vereinnahmen von vertraglichen Zahlungsströmen als auch das Verkaufen finanzieller Vermögenswerte ist, und das aufgrund der Vertragsbedingungen an bestimmten Terminen Anspruch auf Zahlungsströme bedingt, bei denen es sich einzig um Rückzahlungen der Hauptforderung und der Zinsen auf den noch offenen Betrag handelt (SPPI), werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen im OCI bewertet (mit einem Umgliederungsmechanismus). Dazu gehören eine Bewertung mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung für die Zinsen (zu fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode), Wertminderung und Gewinne und Verluste aus Wechselkursen und die Erfassung der Wertänderungen im OCI (mit einem Umgliederungsmechanismus) für sonstige Gewinne oder Verluste.

In diese Kategorie fallen vor allem Anleihen.

Gewinne und Verluste aus dem beizulegenden Zeitwert dieser Instrumente werden im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt, mit Ausnahme folgender Posten, die in der Gewinn- und Verlustrechnung stehen:


―	Zinsertrag mit Hilfe der Effektivzinssatzmethode;
―	erwartete Kreditausfälle und Aufholungen;
―	Umrechnungsgewinne und -verluste.

Mit dem Ausbuchen des finanziellen Vermögenswertes wird der kumulierte Gewinn oder Verlust, der vorher im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt war, vom Eigenkapital in die Gewinn- und Verlustrechnung umklassifiziert.

Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung

Finanzielle Vermögenswerte, deren vertragliche Zahlungsströme nicht einzig Rückzahlungen der Hauptforderung und der Zinsen auf den noch offenen Betrag sind (SPPI), oder die im Hinblick auf "sonstige" Geschäftsmodelle gehalten werden, werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet.

Das trifft auf die Bilanzierung von Investitionen der Gruppe in UCITS zu. Nach IAS 32- Finanzinstrumente: Darstellung gelten sie als Schuldinstrumente, da der Emittent verpflichtet ist, Anteile auf Verlangen des Inhabers einzulösen. Sie werden zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet, weil die Merkmale der vertraglichen Zahlungsströme nicht dem SPPI-Test genügen.

In Millionen Euro	Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet
Per 31. Dezember 2020	1.895	11	1.238
Zunahme	1.260	(10)	2.559
Rückgang	(909)	6	(2.450)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	14	-	243
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	-	(7)	3
PER 31. DEZEMBER 2021	2.260	1	1.593

In Millionen Euro	Liquide Schuldinstrumente, die für Bareinlagen gehalten werden, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Summe
Per 31. Dezember 2020	598	3.742
Zunahme	55	3.864
Rückgang	(60)	(3.413)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	3	260
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige	-	(4)
PER 31. DEZEMBER 2021	595	4.449

Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert umfassen am 31. Dezember 2021 vor allem Anleihen und Geldmarktfonds von Synatom für 3.806 Mio. € (vgl. Anhang 20.2.4 Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken) und liquide Instrumente, die von der Nettofinanzschuld abgezogen wurden, für 596 Mio. € (per 31. Dezember 2020 3.086 Mio. € bzw. 608 Mio. €).

17.1.1.3 Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet

Bilanzierungsstandards

Kredite und Forderungen, die die Gruppe nach einem Geschäftsmodell hält, wonach das Instrument dem Vereinnahmen der vertraglichen Zahlungsströme dient und dessen vertragliche Zahlungsströme einzig eine Rückzahlung der Hauptforderung und der Zinsen auf den noch offenen Betrag sind (SPPI-Test), werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Zinsen werden mit der Effektivzinssatzmethode berechnet.

Folgende Posten werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst:


―	Zinsertrag mit Hilfe der Effektivzinssatzmethode;
―	erwartete Kreditausfälle und Aufholungen;
―	Umrechnungsgewinne und -verluste.

Die Gruppe schließt Dienstleistungs- oder Take-or-Pay-Verträge, die Leasingverhältnisse sind oder enthalten, in denen die Gruppe Leasinggeber ist und die Kunden Leasingnehmer sind. Leasingverhältnisse werden nach IFRS 16 analysiert um festzustellen, ob es sich um ein Operating-Leasing oder ein Finanzierungsleasing handelt. Sieht das Leasingverhältnis vor, dass alle maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten an dem entsprechenden Vermögenswert übergewälzt werden, wird der Vertrag als Finanzierungsleasing eingestuft und eine Finanzforderung angesetzt um deutlich zu machen, dass die Gruppe dem Kunden die Finanzierung garantiert.

In dieser Position werden Sicherheitsleistungen für Leasingverhältnisse dargestellt und mit ihrem Nominalwert erfasst.

Vgl. Anhang 18 "Risiken durch Finanzinstrumente" zur Bewertung des Gegenparteirisikos.

	31. Dez.2021			31. Dez.2020
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Konzerngesellschaften gewährte Kredite	2.267	195	2.462	2.527	148	2.675
Sonstige Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	240	1.537	1.777	205	1.740	1.944
Forderungen aus Konzessionsverträgen	1.200	123	1.324	853	51	904
Forderungen aus Finanzierungsleasings	463	141	604	557	101	658
SUMME	4.171	1.996	6.167	4.141	2.041	6.182

Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet, beziehen sich auf die Finanzierung des Pipeline-Projekts Nord Stream 2 in Höhe von 987 Mio. €, einschließlich kapitalisierter Zinsen.

Forderungen aus Konzessionsverträgen beliefen sich am 31. Dezember 2021 auf 1.324 Mio. €. Sie beziehen sich auf die Stromübertragungsnetze Novo Estado und Gralha Azul in Brasilien, die gegenwärtig im Bau sind.

Wertminderung und erwartete Kreditausfälle bei Krediten und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind, machten am 31. Dezember 2021 228 Mio. € aus (am 31. Dezember 2020: 204 Mio. €).

Nettogewinne und -verluste, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten ausgewiesen sind, gliedern sich wie folgt:

		Bewertung nach Erwerbung
In Millionen Euro	Zinsertrag	Umrechnung der Fremdwährung	Erwarteter Kreditausfall
---	---	---	---
Per 31. Dezember 2021	223	(15)	(7)
Per 31. Dezember 2020 (1)	283	(48)	1

Am 31. Dezember 2021 und am 31. Dezember 2020 wurden keine wesentlichen erwarteten Kreditausfälle bei Krediten und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind, angesetzt.

Forderungen aus Finanzierungsleasings

Hier geht es um Leasingverträge, bei denen ENGIE Leasinggeber ist, die nach IFRS 16 als Finanzierungsleasings klassifiziert sind. Sie betreffen (i) Energiekauf- und verkaufsverträge, bei denen der Vertrag ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts überträgt, und (ii) bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit von der Gruppe gehaltenen Vermögenswerten.

Die Gruppe hat Forderungen aus Finanzierungsleasings zumeist für Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen für Wapda und NTDC (Uch - Pakistan) angesetzt.

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen	713	760
Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist	11	11
Summe Bruttoinvestition in das Leasingverhältnis	724	771
Noch nicht realisierter Finanzertrag	56	62
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	668	709
davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	660	700
davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	9	9

Nicht abgezinste Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Jahr 1	122	130
Jahr 2 bis 5 inkl.	351	379
über Jahr 5 hinaus	240	251
SUMME	713	760

17.1.2 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden

Angaben zu Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen und zu Vermögenswerten aus Verträgen mit Kunden sind in Anhang 8.2. "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen, Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden" nachzulesen.

17.1.3 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Bilanzierungsstandards

Zu diesem Posten gehören Zahlungsmitteläquivalente ebenso wie kurzfristige Investitionen, die jederzeit in bestimmte Zahlungsmittelbeträge umgewandelt werden können und bei denen Wertschwankungsrisiken nach den Maßstäben in IAS 7 als vernachlässigbar gelten.

Kontokorrentkredite werden in die Berechnung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht aufgenommen und unter "Kurzfristiges Fremdkapital" verbucht.

Nach dem in IFRS 9 dargestellten Modell der erwarteten Kreditausfälle werden Posten mit Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten Werthaltigkeitstests unterzogen.

Per 31. Dezember 2021 beliefen sich die "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" auf 13.890 Mio. € (am 31. Dezember 2020: 12.980 Mio. €). Dieser Posten enthält Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit (45 %), Termingelder mit einer Fälligkeit von unter einem Monat (37 %) und Einlagen mit einer Laufzeit von unter drei Monaten und weitere Produkte (18 %).

Dieser Betrag beinhaltete Mittel im Zusammenhang mit Ausgaben grüner Anleihen, die der Finanzierung in Frage kommender Projekte nicht zugeordnet werden (vgl. Kapitel 5.3 Grüne Anleihen).

Am 31. Dezember 2021 enthielt dieser Betrag auch 172 Mio. € Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die Beschränkungen unterlagen (per 31. Dezember 2020 waren es 68 Mio. €), einschließlich 62 Mio. € Zahlungsmitteläquivalente, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen mit bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.

Die Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich per 31. Dezember 2021 auf 54 Mio. € gegenüber 44 Mio. € am 31. Dezember 2020.

17.1.4 Übertragung finanzieller Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2021 war der ausstehende Betrag übertragener finanzieller Vermögenswerte (wie auch von Risiken, denen die Gruppe nach der Übertragung dieser finanziellen Vermögenswerte ausgesetzt bleibt) als Teil von Transaktionen, die dazu führten, dass entweder (i) alle oder ein Teil dieser Vermögenswerte in der Bilanz verblieben oder (ii) sie bei Fortbestehen des Engagements in diesen finanziellen Vermögenswerten vollständig entkonsolidiert wurden, für die Kennzahlen der Gruppe nicht wesentlich.

Die Gruppe nahm Veräußerungen ohne Rückgriffsrecht auf finanzielle Vermögenswerte als Teil von Transaktionen vor, die zur vollständigen Ausbuchung führten. Der offene Betrag belief sich am 31. Dezember 2021 auf 2.204 Mio. €.

17.1.5 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	3.915	3.716

Dieser Posten enthält hauptsächlich den Buchwert von als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden verpfändeten Eigenkapitalinstrumenten.

17.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Bilanzierungsstandards

Fremdkapital und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten werden zu fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren bewertet.

Beim Erstansatz werden Emissions- oder Rückzahlungsagios und Abzinsungen und Emissionskosten dem Nominalwert des entsprechenden Fremdkapitals hinzugefügt oder von ihm abgezogen. Diese Posten fließen in die Berechnung des Effektivzinssatzes ein. Man weist sie daher über die Laufzeit des Fremdkapitals nach dem Verfahren der fortgeführten Anschaffungskosten in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung aus.

Bei strukturierten Schuldinstrumenten ohne Eigenkapitalbestandteil kann es für die Gruppe erforderlich sein, ein "eingebettetes" Derivat aus dem Basisvertrag herauszulösen. Bei Trennung eines eingebetteten Derivats von seinem Basisvertrag zerfällt der ursprüngliche Buchwert des strukturierten Instruments in eine eingebettete Derivatkomponente, die dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht, und eine Komponente der finanziellen Verbindlichkeit, die der Differenz zwischen dem Ausgabebetrag und dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht. Die Trennung der Bestandteile beim erstmaligen Ansatz verursacht keine Gewinne oder Verluste.

In der Folgezeit erfasst man die Schuld zu fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt werden.

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen entweder:


―	als "Verbindlichkeiten, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet" bei Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten;
―	oder als "zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten mit Erfassung der Wertänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung" bei derivativen Finanzinstrumenten und als solchen designierten finanziellen Verbindlichkeiten.

Die folgende Tabelle stellt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2021 dar, getrennt in kurzfristig und langfristig:

		31. Dez.2021			31. Dez.2020
In Millionen Euro	Anhänge	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital und Schulden	17.3	30.458	10.590	41.048	30.092	7.846
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	17.2	-	32.822	32.822	-	17.307
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	8.2	68	2.671	2.739	39	4.315
Derivate	17.4	24.228	22.702	46.931	3.789	9.336
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten		108	-	108	77	-
SUMME		54.863	68.785	123.648	33.997	38.805

	31. Dez.2020
In Millionen Euro	Summe
---	---
Fremdkapital und Schulden	37.939
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	17.307
Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden	4.354
Derivate	13.125
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	77
SUMME	72.802

17.2.1 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	32.197	16.890
Verbindlichkeit aus Anlagevermögen	625	417
SUMME	32.822	17.307

Der Buchwert dieser finanziellen Verbindlichkeiten stellt eine angemessene Schätzung ihres beizulegenden Zeitwerts dar.

Die Zunahme bei den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen geht hauptsächlich auf die gestiegenen Commodity-Preise zurück.

17.2.2 Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden

Angaben zu Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden sind in Anhang 8.2 "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen, Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus Verträgen mit Kunden" nachzulesen.

17.3 Nettofinanzschuld

17.3.1 Nettofinanzschuld nach Art

		31. Dez. 2021			31. Dez. 2020
In Millionen Euro		Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital und Schulden	Anleiheemissionen	24.035	2.205	26.240	24.724	1.446
	Bankdarlehen	3.829	1.977	5.806	3.136	986
	Marktfähige Commercial Paper	-	4.962	4.962	-	4.024
	Leasingverbindlichkeiten	1.709	334	2.043	1.892	494
	Sonstiges Fremdkapital (1)	885	613	1.498	340	594
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	-	499	499	-	301
	Fremdkapital und Schulden	30.458	10.590	41.048	30.092	7.846
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden (2)	(251)	(1.369)	(1.621)	(210)	(1.878)
Zahlungsmittel und Zahlungmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(13.890)	(13.890)	-	(12.980)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate (3)	(147)	(41)	(187)	(306)	(107)
NETTOFINANZSCHULD		30.060	(4.710)	25.350	29.577	(7.119)

		31. Dez. 2020
In Millionen Euro		Summe
---	---	---
Fremdkapital und Schulden	Anleiheemissionen	26.170
	Bankdarlehen	4.123
	Marktfähige Commercial Paper	4.024
	Leasingverbindlichkeiten	2.386
	Sonstiges Fremdkapital (1)	935
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	301
	Fremdkapital und Schulden	37.939
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden (2)	(2.088)
Zahlungsmittel und Zahlungmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(12.980)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate (3)	(413)
NETTOFINANZSCHULD		22.458

(1) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert in Höhe von 227 Mio. €, Nachschussforderungen für Derivate, die Schulden besichern und bei Verbindlichkeiten verbucht sind, in Höhe von 269 Mio. € und der Auswirkung fortgeführter Anschaffungskosten in Höhe von 99 Mio. € (gegenüber 396 Mio. €, 262 Mio. € bzw. 117 Mio. € am 31. Dezember 2020).

(2) Dieser Posten entspricht insbesondere mit Finanzierung verbundenen Vermögenswerten mit 47 Mio. €, liquiden Schuldinstrumenten, die für Barkapitaleinlagen gehalten werden, mit 596 Mio. € und Nachschussforderungen für Derivate, die Fremdkapital besichern und bei Vermögenswerten verbucht sind, mit 977 Mio. € (im Vergleich zu 55 Mio. €, 609 Mio. € bzw. 1.424 Mio. € am 31. Dezember 2020).

(3) Dieser Posten stellt den Zinsbestandteil des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten dar, die Fremdkapital in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts besichern. Er stellt auch die Wechselkurs- und die ausstehende aufgelaufene Zinskomponente des beizulegenden Zeitwerts aller schuldtitelbezogenen Derivate dar, unabhängig davon, ob sie als Besicherungen in Betracht kommen.

Am 31. Dezember 2021 belief sich der beizulegende Zeitwert des Bruttofremdkapitals und der Schulden (ohne Leasingverbindlichkeiten) auf 41.131 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 39.000 Mio. €.

Finanzerträge und -aufwendungen für Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 11 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" dargestellt.

17.3.2 Überleitung von Nettofinanzschuld auf Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit

In Millionen Euro		31. Dez. 2020	Cashflow aus Finanzierungstätigkeit	Cashflow aus Geschäfts- und Investitionstätigkeit und Änderung bei Zahlungmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten
Fremdkapital und Schulden	Anleiheemissionen	26.170	(679)	-
	Bankdarlehen	4.123	1.558	-
	Marktfähige Commercial Paper	4.024	852	-
	Leasingverbindlichkeiten (1)	2.386	(560)	-
	Sonstiges Fremdkapital	935	834	-
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	301	289	-
	Fremdkapital und Schulden	37.939	2.293	-
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden	(2.088)	464	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(12.980)	-	(1.304)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate	(413)	(75)	-
NETTOFINANZSCHULD		22.458	2.683	(1.304)

In Millionen Euro	Änderung des beizulegenden Zeitwerts	Umrechnungsdifferenzen
Fremdkapital und Schulden	-	284
	-	128
	-	87
	-	25
	8	(2)
	-	(3)
	8	520
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	3	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(217)
Derivate	279	21
NETTOFINANZSCHULD	289	324

In Millionen Euro		Änderung des Konsolidierungskreises und sonstige	31. Dez. 2021
Fremdkapital und Schulden	Anleiheemissionen	465	26.240
	Bankdarlehen	(3)	5.806
	Marktfähige Commercial Paper	-	4.962
	Leasingverbindlichkeiten (1)	191	2.043
	Sonstiges Fremdkapital	(277)	1.498
	Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	(88)	499
	Fremdkapital und Schulden	288	41.048
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	Sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden	-	(1.621)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	610	(13.890)
Derivate	Fremdkapital besichernde Derivate	1	(187)
NETTOFINANZSCHULD		899	25.350

(1) Leasingverbindlichkeiten: Der negative Betrag von 560 Mio. € in der Spalte "Cashflow aus Finanzierungstätigkeit" entspricht Leasingzahlungen ohne Zinsen (der gesamte Barmittelabfluss für Leasings belief sich auf 594 Mio. €, von denen 34 Mio. € Zinsen sind).

17.3.3 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode

17.3.3.1 Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Nettofinanzschuld

2021 führten Wechselkursänderungen zu einer Erhöhung der Nettofinanzschuld um 324 Mio. €, einschließlich eines Anstiegs um 292 Mio. € durch den US-Dollar.

Änderungen des Konsolidierungskreises (einschließlich des Beitrags von Zahlungsmitteln aus Akquisitionen und Veräußerungen) ließen die Nettofinanzschuld um 1.320 Mio. € sinken. Darin zeigen sich:


―	Veräußerungen von Vermögenswerten über die Periode, die die Nettofinanzschuld um 1.845 Mio. € verringerten, einschließlich insbesondere der Veräußerung von 10 % der Beteiligung an GTT, der Veräußerung eines Teils der Beteiligung der Gruppe an der Georgetown Energy Partners Holding LLC in den Vereinigten Staaten, der Veräußerung eines Teils der Beteiligung der Gruppe an GRT-gaz sowie der Veräußerung der Beteiligung der Gruppe an ENGIE EPS SA (vgl. Anhang 5.1 "Veräußerungen im Jahr 2021");
―	die Klassifizierung von Unternehmen im berichtspflichtigen Segment EQUANS und von Endel und dessen wichtigsten Tochterunternehmen "als zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte", die die Nettofinanzschuld um 475 Mio. € senkten (vgl. Anhang 5.2. "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte");
―	2021 durchgeführte Erwerbe, die die Nettofinanzschuld um fast 1 Mrd. € erhöhten (vgl. Anhang 5.3 "Erwerbe im Jahr 2021").

17.3.3.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte

Die Gruppe führte 2021 folgende wichtige Transaktionen durch:

ENGIE SA

―

am 18. Januar 2021 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit Anleihen im Wert von 900 Mio. € mit einem Kupon von 6,38 % zurück;

―

am 11. Februar 2021 zahlte ENGIE SA bei Fälligkeit Anleihen im Wert von 226 Mio. GBP (252 Mio. €) mit einem Kupon von 6,13 % zurück;

―

am 2. Juni 2021 emittierte ENGIE SA eine Nullkuponanleihe für 290 Mio. €, die für GTT-Aktien einlösbar und am 2. Juni 2024 fällig sind;

―

am 10. Juni 2021 gab ENGIE die Ausübung der jährlichen Rückkaufoption bekannt und setzte die Tranche tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen mit einem Kupon von 4,75 % mit 363 Mio. € als Finanzschuld an (d. h. einen Gesamtbetrag von 379 Mio. €, einschließlich aufgelaufener Zinsen), die zuvor im Eigenkapital verbucht waren. Die Schuld war am 10. Juli 2021 getilgt (vgl. Anhang 19.2.1 "Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen");

―

am 1. September 2021 zahlte ENGIE SA ein fälliges Bankdarlehen über 400 Mio. € mit einem Kupon in Höhe eines variablen 12M-EU-RIBOR und einem Aufschlag von 0,47 % zurück;

―

am 26. Oktober 2021 emittierte ENGIE SA grüne Anleihen im Wert von 1,5 Mrd. €:

―


―	eine Tranche von 750 Mio. €, fällig im Oktober 2029, mit einem Kupon von 0,375 %,
―	eine Tranche von 750 Mio. €, fällig im Oktober 2036, mit einem Kupon von 1 %,

―

am 23. November 2021 zahlte ENGIE SA ein fälliges Bankdarlehen über 100 Mio. € mit einem Kupon in Höhe eines variablen 6M-EURIBOR plus einen Aufschlag von 0,61 % zurück;

―

am 13. Dezember 2021 zahlte ENGIE SA vorfristig Anleihen im Wert von 750 Mio. € mit einem Kupon von 0,5 % zurück;

―

am 23. Dezember 2021 nahm ENGIE SA einen Bankkredit über 253 Mio. € mit einem Kupon von 0,42 % in Anspruch, der im Dezember 2031 fällig wird.

Sonstige Unternehmen der Gruppe


―	2021 nahm ENGIE Brasil Energia mehrere Bankkredite in Höhe von insgesamt 1.007 Mio. BRL (153 Mio. €) in Anspruch, die im März 2044 fällig werden;
―	2021 nahm ENGIE Brasil Energia mehrere Bankkredite über ins gesamt 1.770 Mio. BRL (293 Mio. €) in Anspruch, die im Mai 2044 fällig werden;
―	am 1. Juni 2021 nahm ENGIE Energia Peru SA drei Bankkredite über insgesamt 150 Mio. USD (127 Mio. €) auf, die Juni 2022 fällig werden;
―	am 5. Oktober 2021 nahm die Compagnie Nationale du Rhône einen Bankkredit über 50 Mio. € auf, der im April 2024 fällig wird;
―	am 5. Oktober 2021 nahm die Compagnie Nationale du Rhône einen Bankkredit über 300 Mio. € auf, der im Oktober 2022 fällig wird;
―	am 22. Dezember 2021 nahm die Compagnie Nationale du Rhône einen Bankkredit über 300 Mio. € auf, der im Juni 2022 fällig wird;
―	am 6., 10., 15. und 17. Dezember 2021 nahm die Compagnie Nationale du Rhône vier Bankkredite über insgesamt 625 Mio. € in Anspruch, die im Januar 2022 fällig werden.

17.4 Derivate

Bilanzierungsstandards

Derivative Finanzinstrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Marktdaten aus externen Quellen helfen, diesen beizulegenden Zeitwert zu ermitteln. Fehlen externe Benchmarks, wird mit Hilfe interner Modelle bewertet, die von Marktteilnehmern anerkannt sind und bevorzugt Daten nutzen, die direkt aus beobachtbaren Angaben hergeleitet sind, wie OTC-Notierungen.

Die Änderung des beizulegenden Zeitwerts derivativer Finanzinstrumente wird in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, sofern sie nicht als Sicherungsinstrumente zur Cashflow- oder Nettoinvestitionsabsicherung designiert sind. In solchem Fall werden Wertänderungen der Sicherungsinstrumente ohne den unwirksamen Teil der Sicherungen direkt im Eigenkapital erfasst.

Die Gruppe nutzt derivative Finanzinstrumente, um ihre Marktrisiken zu steuern und zu verringern, die aus Schwankungen von Zinssätzen, Wechselkursen und Commodity-Preisen vor allem für Gas und Strom erwachsen. Die Gruppe regelt die Nutzung derivativer Instrumente im Rahmen des Umgangs mit Risiken durch Zinsen, Devisen und Commodities (vgl. Anhang 18 - "Risiken durch Finanzinstrumente").

Derivative Finanzinstrumente sind Verträge, (i) deren Wert sich infolge von Änderungen einer oder mehrerer beobachtbarer Variablen ändert; (ii) die keine wesentliche Anfangsnettoinvestition erfordern und die (iii) zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.

Zu den derivativen Finanzinstrumenten gehören Swaps, Optionen, Futures und Swaptions sowie Terminpositionen zum Kauf oder Verkauf von börsennotierten und nicht notierten Wertpapieren und feste Verpflichtungen oder Optionen, nicht-finanzielle Vermögenswerte zu kaufen oder zu verkaufen, bei denen es um die physische Lieferung des Basiswerts geht.

Bei Käufen und Verkäufen von Strom und Erdgas analysiert die Gruppe systematisch, ob der Vertrag innerhalb der "gewöhnlichen" Geschäftstätigkeit geschlossen wurde und daher nicht unter IFRS 9 fällt. Diese Analyse weist in erster Linie nach, dass der Kontrakt geschlossen und fortgeführt wird, um eine physische Lieferung von Rohstoffen entsprechend dem erwarteten Bedarf der Gruppe an Kauf, Verkauf oder Nutzung vorzunehmen oder entgegenzunehmen.

Der zweite Schritt ist, nachzuweisen, dass es nicht Praxis der Gruppe ist, derartige Verträge auf Nettobasis zu begleichen und dass diese Verträge kein Äquivalent für geschriebene Optionen sind. Insbesondere bei den Strom- und Gasverkäufen, die dem Käufer eine gewisse Flexibilität hinsichtlich der gelieferten Mengen gestatten, unterscheidet die Gruppe zwischen Verträgen, die ein Äquivalent für Absatz von Kapazität sind - die als Geschäfte angesehen werden, die in die gewöhnliche Geschäftstätigkeit fallen -, und solchen, die ein Äquivalent für geschriebene Finanzoptionen sind, die als derivative Finanzinstrumente bilanziert werden.

Nur Verträge, die alle oben genannten Bedingungen erfüllen, unterliegen nicht IFRS 9. Um diese Untersuchung zu untermauern, wird eine angemessene spezielle Dokumentation erstellt.

Eingebettete Derivate

Die wichtigsten Verträge der Gruppe, die eingebettete Derivate enthalten können, sind Verträge mit Klauseln oder Optionen, bei denen es potenziell um Vertragspreis, Volumen oder Fälligkeit geht. Das trifft hauptsächlich auf Verträge zum Kauf oder Verkauf nicht-finanzieller Vermögenswerte zu, deren Preis nach einem Index, dem Umtauschkurs einer Fremdwährung oder dem Preis eines Vermögenswerts überprüft wird, der nicht der Basiswert des Kontraktes ist.

Ein eingebettetes Derivat ist ein Bestandteil eines hybriden (kombinierten) Instruments, das auch einen nicht-derivativen Basisvertrag enthält - mit dem Effekt, dass sich manche Zahlungsströme des kombinierten Instruments ähnlich verhalten wie die eines freistehenden Derivats.

Enthält ein Hybridvertrag einen unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wendet die Gruppe die in Anhang 18.1 beschriebenen Anforderungen an Darstellung und Bewertung auf den gesamten Hybridvertrag an.

Enthält der Hybridvertrag dagegen einen nicht unter IFRS 9 fallenden Vermögenswert als Basisvertrag, wird das eingebettete Derivat vom Basiswert abgetrennt und nur dann als Derivat bilanziert, wenn:


―	die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit denen des Basisvertrages verbunden sind;
―	ein eigenständiges Instrument mit den gleichen Vertragsbedingungen wie das eingebettete Derivat die Definition eines Derivats erfüllen würde und
―	der Hybridvertrag nicht zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird (d. h., ein Derivat, das in eine finanzielle Verbindlichkeit eingebettet ist, die zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung bewertet wird, wird nicht abgespalten).

Wird ein eingebettetes Derivat vom Basisvertrag abgespalten, wird es zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst (sofern das eingebettete Derivat nicht als Sicherungsverhältnis dokumentiert ist).

Sicherungsinstrumente: Ansatz und Darstellung

Derivative Instrumente, die als Sicherungsinstrumente qualifizieren, werden im Konzernabschluss ausgewiesen und zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Doch richtet sich ihre Bilanzierung danach, ob sie eingestuft sind als (i) Sicherung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit; (ii) Cashflow-Sicherung, oder (iii) Sicherung einer Nettoinvestition in ein ausländisches Geschäft.

Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts

Eine Sicherung eines beizulegenden Zeitwerts ist als Sicherung gegen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts eines erfassten Vermögenswerts oder einer erfassten Verbindlichkeit definiert, wie Festzinsdarlehen oder Fremdkapital, oder von Vermögenswerten, Verbindlichkeiten oder einer nicht angesetzten festen Verpflichtung in einer Fremdwährung.

Der Gewinn oder Verlust aus der Neubewertung des Sicherungsinstruments zum beizulegenden Zeitwert wird im Ertrag angesetzt. Gewinn oder Verlust aus dem besicherten Posten, der dem besicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert des besicherten Postens und wird auch im Ertrag angesetzt, wenn der besicherte Posten zu einer Kategorie gehört, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts beim sonstigen Gesamtergebnis erfasst werden. Diese beiden Anpassungen erscheinen netto in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Sicherung entspricht.

Cashflow-Sicherungen

Eine Cashflow-Sicherung sichert gegen das Schwanken von Zahlungsströmen, das den Ertrag der Gruppe beeinträchtigen könnte. Die besicherten Zahlungsströme können einem besonderen Risiko in Verbindung mit einem angesetzten finanziellen oder nicht-finanziellen Vermögenswert oder einem mit hoher Wahrscheinlichkeit erwarteten Geschäft zugeordnet sein.

Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument für eine wirksame Absicherung wird direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag erscheint. Die im Eigenkapital kumulierten Gewinne oder Verluste werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung in dieselbe Position umklassifiziert wie Verlust oder Gewinn aus dem besicherten Posten - d. h. kurzfristiges Betriebsergebnis für operative Cashflows und Finanzerträge oder -aufwendungen für sonstige Cashflows - in denselben Perioden, in denen sich die besicherten Zahlungsströme auf den Ertrag auswirken.

Wird das Sicherungsverhältnis aufgegeben, insbesondere weil die Sicherung nicht länger als wirksam gilt, steht der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument weiterhin im Eigenkapital, bis es zu der erwarteten Transaktion kommt. Ist jedoch das prognostizierte Geschäft nicht länger zu erwarten, wird der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument sofort im Ertrag angesetzt.

Sicherung einer Nettoinvestition in ein Geschäft im Ausland

Genau wie beim Cashflow-Hedging wird der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument, der ein Währungsrisiko wirksam besichern soll, direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag erscheint. Die im sonstigen Gesamtergebnis kumulierten Gewinne oder Verluste werden in die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung übertragen, wenn die Investition liquidiert oder verkauft wird.

Sicherungsinstrumente: Feststellen und Dokumentieren von Sicherungsverhältnissen

Die Sicherungsinstrumente und die besicherten Posten werden zu Beginn des Sicherungsverhältnisses designiert. Das Sicherungsverhältnis wird in jedem Fall unter Angabe der Sicherungsstrategie, des besicherten Risikos und der Bewertungsmethode für die Wirksamkeit der Sicherung formell dokumentiert. Nur Derivatkontrakte mit externen Gegenparteien sind für das Hedge-Accounting wählbar.

Die Wirksamkeit der Sicherung wird zu Beginn des Sicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und dann fortlaufend über die Perioden, für die die Sicherung designiert war.

Die Wirksamkeit der Sicherung lässt sich mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachweisen, die hauptsächlich auf einem Vergleich von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder der Cashflows zwischen Sicherungsinstrument und besichertem Posten beruhen. Auch Methoden, die auf einer Analyse statistischer Korrelationen zwischen historischen Preisdaten basieren, werden eingesetzt.

Derivative Instrumente, die nicht für ein Hedge Accounting qualifizieren: Ansatz und Darstellung

Diese Posten betreffen hauptsächlich derivative Finanzinstrumente für wirtschaftliche Sicherungen, die für bilanzielle Zwecke nicht - oder nicht mehr - als Sicherungsverhältnis dokumentiert worden sind.

Kommt ein derivatives Finanzinstrument nicht oder nicht mehr für eine Sicherungsbilanzierung in Betracht, werden Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Ertrag unter (i) dem kurzfristigen Betriebsergebnis für derivative Instrumente mit nicht-finanziellen Vermögenswerten als Basiswert und (ii) bei Finanzertrag oder -aufwand für Devisen-, Zins- und Eigenkapitalderivate angesetzt.

Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung als Sicherungsbeziehungen qualifizieren und die die Gruppe in Verbindung mit konzerneigenen Commodity-Handelstätigkeiten nutzt, und sonstige Derivate mit einer Laufzeit von weniger als 12 Monaten werden in der konsolidierten Bilanz bei den kurzfristigen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt, während Derivate, die nach diesem Zeitraum ablaufen, als langfristige Posten klassifiziert sind.

Bewertung des beizulegenden Zeitwerts

Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die an einem aktiven Markt notiert sind, wird vom Marktpreis bestimmt. In diesem Falle werden diese Instrumente auf Stufe 1 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt.

Der beizulegende Zeitwert nicht börsennotierter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt, aber beobachtbare Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.

Die Modelle zur Evaluierung dieser Instrumente berücksichtigen Annahmen, die auf Markt-Inputs basieren:


―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird unter Bezug auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem man den künftigen Cashflow-Spread abzinst (Differenz zwischen dem vertraglichen Terminkurs und dem nach den neuen Marktbedingungen neu berechneten Terminkurs, die auf den Nominalwert anzuwenden sind);
―	der beizulegende Zeitwert von Devisen- und Zinsoptionen wird mit Optionspreismodellen berechnet;
―	Commodity-Derivate werden mit Hilfe notierter Marktpreise ausgehend vom Barwert künftiger Zahlungsströme (Commodity-Swaps oder Commodity-Forwards) und nach Optionspreismodellen (Optionen) bewertet, wenn die Marktpreisvolatilität zu berücksichtigen ist. Kontrakte mit Fälligkeiten, die die Tiefe von Transaktionen überschreiten, für die Preise beobachtbar sind, oder die besonders komplex sind, lassen sich nach internen Annahmen bewerten;
―	im Falle komplexer Verträge mit unabhängigen Finanzinstituten verwendet die Gruppe ausnahmsweise Werte, die ihre Gegenparteien festgelegt haben.

Diese Instrumente werden auf Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt, sofern sich die Bewertung nicht im Wesentlichen auf Daten stützt, die nicht beobachtbar sind, in diesem Fall werden sie auf Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie dargestellt. Das trifft meist auf Derivate mit einer Fälligkeit zu, die außerhalb des beobachtbaren Zeitraums für Marktdaten für den Basiswert liegt, oder wenn sich bestimmte Größen wie die Volatilität des Basiswerts nicht beobachten lassen.

Sofern es keine rechtlich durchsetzbaren Globalnetting- oder ähnliche Vereinbarungen gibt, ist das Gegenparteirisiko im beizulegenden Zeitwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten enthalten. Es wird nach der Methode des "erwarteten Ausfalls" berechnet und berücksichtigt die erwartete Höhe der Forderung zum Zeitpunkt des Ausfalls, die Ausfallwahrscheinlichkeit und die Verlustquote bei Ausfall. Die Ausfallwahrscheinlichkeit hängt von den Kredit-Ratings für jede Gegenpartei ab (Ansatz der "historischen Ausfallwahrscheinlichkeit").

Aufrechnung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten in der Bilanz

Finanzielle Vermögenswerte und finanzielle Verbindlichkeiten werden in der Bilanz netto dargestellt, wenn die Kriterien für eine Aufrechnung nach IAS 32 erfüllt sind. Die Aufrechnung bezieht sich auf mit Gegenparteien abgeschlossene Instrumente, deren Vertragsbestimmungen eine Nettozahlung von Transaktionen und eine Besicherungsvereinbarung (Einschussforderungen) vorsehen. Insbesondere werden Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Commodity-Derivaten bei Geschäften mit derselben Gegenpartei, in derselben Währung nach Art der Erzeugnisse und Lieferort und mit identischen Fälligkeiten aufgerechnet.

Bei Vermögenswerten und Verbindlichkeiten erfasste derivative Instrumente werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Sie gliedern sich wie folgt:

	31. Dez. 2021
	Vermögenswerte			Verbindlichkeiten
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	370	130	501	224	89	313
Commodities besichernde Derivate	24.474	19.190	43.664	22.335	22.507	44.842
Sonstige Posten besichernde Derivate (1)	772	52	824	1.670	106	1.775
SUMME	25.616	19.373	44.989	24.228	22.702	46.931

	31. Dez. 2020
	Vermögenswerte			Verbindlichkeiten
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	619	147	766	313	39	353
Commodities besichernde Derivate	1.163	7.879	9.042	945	9.252	10.197
Sonstige Posten besichernde Derivate (1)	1.214	43	1.257	2.530	45	2.575
SUMME	2.996	8.069	11.065	3.789	9.336	13.125

(1) Derivate, die sonstige Posten besichern, umfassen vor allem die Zinskomponente von Zinsderivaten (die nicht als Sicherung qualifizieren oder als Cashflow-Sicherungen in Betracht kommen), die aus der Nettofinanzschuld ausgeschlossen sind, sowie Derivate zur Sicherung von Nettoinvestitionen

Am 31. Dezember 2021 beinhalten Derivate, die sonstige Posten besichern, die bei Verbindlichkeiten verbucht sind, den beizulegenden Zeitwert von 55 Mio. € der Option, die in die Anleihe eingebettet ist, die gegen GTT-Aktien getauscht werden kann.

Der gestiegene Saldo von Commodities besichernden Derivaten geht auf die extreme Volatilität von Commodity-Preisen 2021 zurück. Die meisten dieser Derivate werden 2022 und 2023 fällig.

17.4.1 Aufrechnung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus derivativen Instrumenten

Der Nettobetrag derivativer Instrumente nach Berücksichtigung rechtlich durchsetzbarer Globalnetting- oder ähnlicher Vereinbarungen - ob nach Paragraf 42, IAS 32, aufgerechnet oder nicht - wird in der folgenden Tabelle dargestellt:

		31. Dez. 2021				31. Dez.2020
In Millionen	Euro	Bruttobetrag	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag (1)	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen (2)	Summe Nettobetrag	Bruttobetrag
---	---	---	---	---	---	---
Vermögenswerte	Commodities besichernde Derivate	75.043	43.664	(9.282)	34.383	9.466
	Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	1.325	1.325	(269)	1.056	2.023
Verbindlichkeiten	Commodities besichernde Derivate	(76.220)	(44.842)	4.987	(39.855)	(10.621)
	Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	(2.089)	(2.089)	977	(1.111)	(2.928)

		31. Dez.2020
In Millionen	Euro	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag (1)	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen (2)	Summe Nettobetrag
---	---	---	---	---
Vermögenswerte	Commodities besichernde Derivate	9.042	(5.198)	3.844
	Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	2.023	(200)	1.822
Verbindlichkeiten	Commodities besichernde Derivate	(10.197)	6.307	(3.890)
	Fremdkapital und sonstige Posten besichernde Derivate	(2.928)	1.362	(1.566)

(1) In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraf 42, IAS 32, erfüllen. Aufgrund der extremen Volatilität von Commodity-Preisen wirkte sich diese Aufrechnung maßgeblich auf die Bilanz am 31. Dezember 2021 aus und betrifft vor allem OTC-Derivate, die mit Gegenparteien geschlossen wurden, deren Vertragsbestimmungen eine Nettozahlung von Transaktionen und eine Sicherungsvereinbarung (Einschussforderungen) vorsehen

(2) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraf 42, IAS 32, nicht erfüllen

17.5 Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten nach Stufen der Fair-Value-Hierarchie

17.5.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von aktivierten Finanzinstrumenten zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)	7.276	5.556	-	1.720	5.410	3.693
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	2.344	1.524	-	820	1.197	421
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	483	227	-	256	471	185
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	2.261	2.254	-	7	1.906	1.895
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	2.189	1.552	-	637	1.836	1.191
Derivative Instrumente	44.989	177	41.606	3.206	11.065	4
Fremdkapital besichernde Derivate	501	-	501	-	766	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (1)	35.381	-	35.306	75	1.967	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	8.284	177	4.975	3.131	7.075	4
Sonstige Posten besichernde Derivate	824	-	824	-	1.257	-
SUMME	52.266	5.734	41.606	4.926	16.475	3.697

	31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)	-	1.718
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	-	775
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-	286
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	-	11
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-	645
Derivative Instrumente	10.216	844
Fremdkapital besichernde Derivate	766	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (1)	1.717	250
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	6.477	594
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.257	-
SUMME	10.216	2.562

(1) Zu den derivativen Finanzinstrumenten, die im Zusammenhang mit Commodities Stufe 3 zugeordnet werden, gehören vor allem langfristige Gasbezugsvereinbarungen und eine Strombezugsvereinbarung, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und sich auf Handelstätigkeit beziehen

Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 17.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.

Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)

Änderungen bei Eigenkapital- und Schuldinstrumenten der Stufe 3, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind, lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet
Per 31. Dezember 2020	775	11	286
Erwerbe	44	(4)	88
Veräußerungen	(26)	6	(32)

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	15	-	(60)
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	12	(7)	(26)
PER 31. DEZEMBER 2021	821	7	256
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden

In Millionen Euro	Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	Sonstige finanzielle Vermögenswerte (ohne Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet)
Per 31. Dezember 2020	645	1.718
Erwerbe	60	189
Veräußerungen	(76)	(127)
		(40)
Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	5	(18)
Änderungen des Konsolidierungskreises, Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	3
PER 31. DEZEMBER 2021	637	1.721
Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden		17

Derivative Instrumente

Änderungen bei Commodity-Derivaten der Stufe 3 für lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Nettovermögenswert/(-verbindlichkeit)
Per 31. Dezember 2020	(836)
Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts	534
Abgeltungen	(85)
Übertragung von Stufe 3 auf die Stufen 1 und 2	141
Im Ertrag erfasster beizulegender Nettozeitwert	(247)
Abgegrenzte Erstbewertungsgewinne/(-verluste)	37
PER 31. DEZEMBER 2021	(210)

17.5.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von passivierten Finanzinstrumenten zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts	4.255	-	4.255	-	4.812	-
Nicht für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutztes Fremdkapital	36.875	24.262	12.613	-	34.223	25.039
Derivate	46.931	-	43.515	3.415	13.125	89
Fremdkapital besichernde Derivate	313	-	313	-	353	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (1)	35.458	-	34.374	1.084	1.694	4
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	9.384	-	7.053	2.331	8.503	85
Sonstige Posten besichernde Derivate	1.775	-	1.775	-	2.575	-
SUMME	88.061	24.262	60.383	3.415	52.160	25.128

	31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Fremdkapital für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts	4.812	-
Nicht für designierte Besicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutztes Fremdkapital	9.184	-
Derivate	11.355	1.681
Fremdkapital besichernde Derivate	353	-
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management (1)	1.428	261
Commodities besichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelsgeschäften (1)	6.999	1.419
Sonstige Posten besichernde Derivate	2.575	-
SUMME	25.352	1.681

Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 17.4 "Derivative Instrumente" zu entnehmen.

Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts

Diese Position enthält Anleihen in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts, die in der Tabelle oben auf Stufe 2 dargestellt sind. Nur der Zinsbestandteil der Anleihen wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert mit Hilfe beobachtbarer Inputfaktoren ermittelt wird.

Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird

Börsennotierte Anleiheemissionen stehen auf Stufe 1.

Sonstiges nicht für ein designiertes Sicherungsverhältnis genutztes Fremdkapital steht in der Tabelle oben auf Stufe 2. Der beizulegende Zeitwert dieses Fremdkapitals wird ausgehend von künftigen abgezinsten Cashflows bestimmt und beruht auf direkt oder indirekt beobachtbaren Daten.

ANHANG 18 Risiken durch Finanzinstrumente

Die Gruppe benutzt derivative Instrumente hauptsächlich, um mit ihrer Gefährdung durch Marktrisiken umzugehen. Kapitel 2 "Risikofaktoren und Steuerung" beschreibt die Verfahren für das Management des Finanzrisikos.

18.1 Marktrisiken

18.1.1 Commodity-Risiken

Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:


―	Portfolio-Management und
―	Handel.

Die Gruppe hat primär zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: Preisrisiken durch Marktpreisfluktuationen und der Geschäftstätigkeit innewohnende Volumen-Risiken.

In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich die Gruppe Commodity-Risiken bei Erdgas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO2 und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Die Gruppe ist auf diesen Energiemärkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um ihre Energieerzeugungskette und ihren Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Die Gruppe setzt auch Derivate ein, um ihren Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und ihre eigenen Positionen zu besichern.

18.1.1.1 Portfolio-Management

Das Portfolio-Management ist bestrebt, den Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, Energieverkäufe und Gasspeicherung und -weiterleitung) über unterschiedliche Zeithorizonte (kurz-, mittel- und langfristig) zu optimieren. Der Marktwert wird optimiert durch:


―	das Gewährleisten der Versorgung und das Sichern eines Gleichgewichts von physischem Bedarf und Ressourcen;
―	Marktrisikomanagement (Preis, Volumen), um in einem bestimmten Risikorahmen einen optimalen Wert aus Portfolios zu erzielen.

Der Risikorahmen will die finanziellen Ressourcen der Gruppe über die Haushaltsperiode schützen und die mittelfristigen Ergebnisse ausgleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt Portfolio-Manager, ihr Portfolio wirtschaftlich abzusichern.

Sensibilitäten des Derivat-Portfolios für Commodities, das per 31. Dezember 2021 Teil des Portfolio-Managements war, sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Für künftige Änderungen der konsolidierten Ergebnisse und des konsolidierten Eigenkapitals sind sie nicht repräsentativ, denn sie beziehen die Sensibilitäten nicht mit ein, die mit Kauf- und Verkaufskontrakten von Commodities als Basiswert verbunden sind.

Sensibilitätsanalyse( 1 )

		31. Dez. 2021		31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Preisänderungen	Auswirkung auf den Ertrag vor Steuern	Auswirkung auf das Eigenkapital vor Steuern	Auswirkung auf den Ertrag vor Steuern	Auswirkung auf das Eigenkapital vor Steuern
---	---	---	---	---	---
Ölerzeugnisse	+10 USD/bbl	19	159	119	266
Erdgas	+3 €/MWh	298	624	379	537
Strom	+5 €/MWh	(110)	(49)	(90)	(39)
Kohle	+10 USD/t	-	-	-	1
Treibhausgas-Emissionszertifikate	+2 €/t	(134)	-	(116)	1
EUR/USD	+10 %	16	83	37	-
EUR/GBP	+10 %	(49)	(6)	(6)	7

(1) Die Sensibilitäten aus der Tabelle oben gelten nur für Finanzderivate für Commodities, die im Rahmen des Portfolio-Managements als Sicherungen dienen.

18.1.1.2 Handelsgeschäfte

Die Handelsgeschäfte der Gruppe sind hauptsächlich angesiedelt bei:


―	ENGIE Global Markets und ENGIE Energy Management. Zweck dieser 100%igen Töchter ist, (i) die Unternehmen der Gruppe bei der Optimierung ihrer Asset-Portfolios zu unterstützen und (ii) Managementlösungen für das Energiepreisrisiko für interne und externe Kunden zu erarbeiten und umzusetzen.
―	ENGIE SA, soweit es die Optimierung eines Teils der langfristigen Gasbezugsvereinbarungen, eines Stromtauschvertrags und eines Teils der Gasverkaufsverträge mit Retail-Unternehmen in Frankreich und Benelux und mit Stromerzeugungsanlagen in Frankreich und Belgien betrifft.

Per 31. Dezember 2021 betrugen die Erlöse aus Handelsgeschäften 1.011 Mio. € (31. Dezember 2020: 629 Mio. €).

Die Anwendung des Value-at-Risk (VaR) zur Quantifizierung des Marktrisikos aus Handelstätigkeit erlaubt eine diagonale Messung des Risikos unter Berücksichtigung aller Märkte und Erzeugnisse. Der VaR steht für den maximalen potenziellen Verlust eines Portfolios über eine festgelegte Haltezeit auf der Basis eines bestimmten Konfidenzintervalls. Er ist kein Hinweis auf erwartete Ergebnisse, sondern unterliegt einem regelmäßigen Backtesting.

Die Gruppe benutzt eine eintägige Haltezeit und ein Konfidenzintervall von 99 %, um den VaR zu berechnen, sowie Stress-Tests wie in den gesetzlichen Anforderungen an Banken.

Der folgende VaR entspricht dem globalen VaR der Handelsunternehmen der Gruppe.

Value at Risk

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	Durchschnitt 2021 (1)	Maximum 2021 (2)	Minimum 2021 (2)	Durchschnitt 2020 (1)
Handelsgeschäfte	22	10	46	4	10

(1) durchschnittlicher täglicher VaR

(2) 2021 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.

18.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken

Sicherungsinstrumente und Quellen für unwirksame Sicherung

Die Gruppe geht Cashflow-Sicherungsverhältnisse ein und nutzt dazu derivative Instrumente (Festpreis- oder Optionskontrakte), die im freien Verkehr oder in organisierten Märkten gehandelt werden, um ihre Commodity-Risiken zu verringern, die sich hauptsächlich auf künftige Cashflows aus vertragsgebundenen oder erwarteten Verkäufen und Käufen von Commodities beziehen. Diese Instrumente können netto abgegolten werden, oder sie beinhalten die physische Lieferung des Basiswerts.

Quellen für unwirksame Sicherung liegen zumeist in der Unsicherheit beim zeitlichen Ablauf und möglichen Abweichungen hinsichtlich der Erfüllungstage und Indizes bei den derivativen Instrumenten und den Risiken für den zugehörigen Basiswert.

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Commodity-Derivaten:

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management	24.474	10.906	(22.335)	(13.123)	1.163	804
Cashflow-Sicherungen	2.643	5.141	(1.533)	(3.796)	225	291
Sonstige derivative Instrumente	21.831	5.765	(20.802)	(9.327)	938	514
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	8.284	-	(9.384)	-	7.075
SUMME	24.474	19.190	(22.335)	(22.507)	1.163	7.879

	31. Dez. 2020
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Derivative Instrumente in Verbindung mit Portfolio-Management	(945)	(749)
Cashflow-Sicherungen	(250)	(205)
Sonstige derivative Instrumente	(695)	(544)
Derivative Instrumente in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	(8.503)
SUMME	(945)	(9.252)

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden könnten.

Sie sind für erwartete künftige Cashflows nicht repräsentativ, denn die Positionen (i) reagieren sensibel auf Preisänderungen; (ii) können durch nachfolgende Transaktionen modifiziert und (iii) mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

18.1.2.1 Cashflow-Sicherungen

Beizulegende Zeitwerte von Cashflow-Sicherungen nach Commodity-Typ:

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Erdgas	2.194	4.792	(1.044)	(2.971)	168	236
Strom	195	171	(215)	(439)	1	3
Kohle	-	-	-	-	-	-
Öl	246	176	(274)	(386)	54	50
Sonstige (1)	9	2	-	-	2	2
SUMME	2.643	5.141	(1.533)	(3.796)	225	291

	31. Dez. 2020
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Erdgas	(178)	(159)
Strom	(3)	(5)
Kohle	-	-
Öl	(68)	(41)
Sonstige (1)	(1)	-
SUMME	(250)	(205)

(1) Enthält hauptsächlich Fremdwährungssicherungen für Commodities

Nominalwerte (netto) 1

Nominalwerte und Fälligkeiten von Cashflow-Sicherungen:

	Maßeinheit	2022	2023	2024	2025	2026
Erdgas	GWh	166.636	65.864	10.944	(9.930)	(10.369)
Strom	GWh	(3.986)	(4.501)	(1.230)	(35)	(15)
Kohle	Tausend Tonnen	23	-	-	-	-
Ölerzeugnisse	Tausend Barrel	(11.767)	(11.548)	(11.511)	-	-
Forex	Millionen Euro	14	-	-	-	-
Treibhausgas-Emissionszertifikate	Tausend Tonnen	117	83	28	31	-

	über 5 Jahre	Summe am 31. Dez. 2021
Erdgas	-	223.145
Strom	(62)	(9.829)
Kohle	-	23
Ölerzeugnisse	-	(34.826)
Forex	-	15
Treibhausgas-Emissionszertifikate	-	259

1 Long-/(Short-)-Position

Auswirkung des Hedge-Accounting auf die finanzielle Lage und den Erfolg der Gruppe

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
	Beizulegender Zeitwert		Nominalwert		Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Cashflow-Sicherungen	7.784	(5.329)	2.455	15.590	61	126.189
SUMME	7.784	(5.329)	2.455	15.590	61	126.189

Die beizulegenden Zeitwerte oben sind bei einem Vermögenswert positiv und bei einer Verbindlichkeit negativ.

In Millionen Euro		Nominalwert	Beizulegender Zeitwert	Änderung des beizulegenden Zeitwerts zur Berechnung der Wirksamkeit einer Sicherung	Wertveränderung des Sicherungsinstruments, erfasst im Eigenkapital (1)	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil (1)
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	15.590	2.455		4.049	26
	Besicherte Grundgeschäfte			4.070

In Millionen Euro		Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust umgegliederter Betrag (1)	Einzelposten für Gewinn oder Verlust
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	(42)	Kurzfristiges Betriebsergebnis
	Besicherte Grundgeschäfte

(1) Gewinne/(Verluste)

Die Unwirksamkeit eines Sicherungsverhältnisses wird ausgehend von der Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Sicherungsinstruments im Vergleich zur Änderung des beizulegenden Zeitwerts des besicherten Grundgeschäfts ab Beginn des Sicherungsverhältnisses berechnet. Der beizulegende Zeitwert der Sicherungsinstrumente am 31. Dezember 2021 gibt die kumulierte Änderung des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente ab Beginn des Sicherungsverhältnisses wieder.

Fälligkeit von Commodity-Derivaten, die als Cashflow-Sicherung designiert sind

In Millionen Euro	2022	2023	2024	2025	2026	Über 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	1.355	858	179	54	10	-

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	2.455	154

In der Eigenkapitalveränderungsrechnung und der Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge

Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung jeder Eigenkapitalkomponente und eine Analyse des sonstigen Gesamtergebnisses:

	Cashflow-Sicherung
In Millionen Euro	Commodities besichernde Derivate
---	---
Per 31. Dezember 2020	54
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil	4.133
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag	(93)
Umrechnungsdifferenzen	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	-
PER 31. DEZEMBER 2021	4.094

18.1.2.2 Sonstige Commodity-Derivate

Die sonstigen Commodity-Derivate umfassen:


―	Commodity-Kauf- und Verkaufskontrakte, die nicht geschlossen oder nicht mehr fortgeführt werden, um Commodities entsprechend den erwarteten Kauf-, Verkaufs- oder Nutzungserfordernissen der Gruppe zu erhalten oder zu liefern;
―	eingebettete Derivate und
―	derivative Finanzinstrumente, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting nach IFRS 9 erfüllen oder für die die Gruppe entschieden hat, kein Hedge-Accounting anzuwenden.

18.1.3 Fremdwährungsrisiko

Die Gruppe ist einem Fremdwährungsrisiko ausgesetzt, definiert als Auswirkung von Wechselkursschwankungen auf ihre Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, die ihre Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflussen. Das Währungsrisiko beinhaltet (i) das Transaktionsrisiko aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit; (ii) das Transaktionsrisiko, das speziell mit Investitionen, Fusionen und Erwerbs- oder Veräußerungsvorhaben verbunden ist, und (iii) das Umrechnungsrisiko aus der Konvertierung von Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und Bilanz von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro in Euro.

Die wichtigsten Gefährdungen durch Umrechnungsrisiken betreffen in der Reihenfolge ihrer Bedeutung Vermögenswerte in US-Dollar, brasilianischem Real und Pfund Sterling.

18.1.3.1 Finanzinstrumente nach Währung

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung des ausstehenden Fremdkapitals und der Schulden und der Nettofinanzschuld nach Währung vor und nach Sicherung:

Ausstehendes Fremdkapital und Schulden

Nettofinanzschuld

18.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko

Eine Analyse der Empfindlichkeit des Finanzergebnisses für das Fremdwährungsrisiko - ohne die Auswirkung der Umrechnung der Gewinn- und Verlustrechnung ausländischer Tochtergesellschaften - wurde für alle von der Treasury-Abteilung verwalteten Finanzinstrumente durchgeführt, die ein Währungsrisiko darstellen (einschließlich derivativer Finanzinstrumente).

Eine Analyse der Empfindlichkeit des Eigenkapitals für das Fremdwährungsrisiko wurde für alle Finanzinstrumente durchgeführt, die am Ende der Berichtsperiode als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizierten.

Beim Fremdwährungsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Fall der Wechselkurse zum Euro gegenüber den Stichtagkursen.

	31. Dez. 2021
	Wirkung auf den Ertrag		Wirkung auf das Eigenkapital
---	---	---	---	---
In Millionen Euro	+10% (1)	-10% (1)	+10% (1)	-10% (1)
In einer Währung denominierte Gefährdungen, die nicht die funktionale Währung von Unternehmen ist, die die Verbindlichkeiten in ihrer Bilanz ausweisen (2)	38	(38)	n.v.	n.v.
(Schuld- und derivative) Finanzinstrumente, qualifiziert als Sicherungen für Nettoinvestitionen (3)	n.v.	n.v.	254	(254)

(1) +(-) 10 %: Abwertung (Aufwertung) von 10 % aller Fremdwährungen gegenüber dem Euro

(2) ohne Derivate, die als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizieren

(3) Dieser Wirkung steht entgegen, dass die Änderung bei der besicherten Nettoinvestition aufgerechnet wird

18.1.4 Zinsrisiko

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu beeinflussen, dass sie die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Strategie der Gruppe ist daher, für ihre Nettoschuld ein Gleichgewicht aus Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen zu halten. Der Zins-Mix kann sich in einem Bereich bewegen, den das Management der Gruppe den Markttrends entsprechend definiert.

Zum Management der Zinsstruktur ihrer Nettoschuld nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen.

Die Gruppe hat ein Portfolio aus Forward-Rate-Agreements als Pre-Hedge für 2023, 2024, 2025, 2027 und 2028 mit Laufzeiten von 10 bis 20 Jahren für jedes der Volumen, das 2021 entstand, um den Refinanzierungszinssatz eines Teils ihrer Schulden zu schützen.

18.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung nach Art des Zinssatzes für ausstehendes Fremdkapital und Schulden und der Nettofinanzverschuldung vor und nach Sicherung:

Ausstehendes Fremdkapital und Schulden

Nettofinanzschuld

18.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko

Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten auf die Nettoschuld) am Ende der Berichtsperiode analysiert.

Beim Zinsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem Anstieg oder Sinken der Ertragskurve um 100 Basispunkte im Vergleich zu den Zinssätzen am Jahresende.

	31. Dez. 2021
	Wirkung auf den Ertrag		Wirkung auf das Eigenkapital
---	---	---	---	---
In Millionen Euro	+100 Basispunkte	-100 Basispunkte	+100 Basispunkte	-100 Basispunkte
---	---	---	---	---
Nettozinsaufwand für die Nettoschuld zu variablen Zinsen (Nominalwert) und für den Anteil variabler Zinsen bei Derivaten	(19)	19	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung qualifizieren	60	(95)	n.v.	n.v.
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Cashflow-Sicherung qualifizieren	n.v.	n.v.	503	(649)

18.1.5 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

18.1.5.1 Management des Fremdwährungsrisikos

Das Wechselkursrisiko (oder "FX"-Risiko) wird konzernweit berichtet und geregelt und ordnet sich in eine spezielle Strategie der Gruppe ein, die vom Management der Gruppe genehmigt ist. Die Strategie unterscheidet drei Hauptquellen eines Währungsrisikos:

Das normale Transaktionsrisiko

Das normale Transaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Devisenschwankungen auf das Geschäft und auf Finanzierungstätigkeiten, die in einer anderen als der funktionalen Währung denominiert sind.

Das Management des normalen Transaktionsrisikos im Rahmen der jeweiligen Geschäftstätigkeit liegt vollständig in der Hand der Tochtergesellschaften, während die mit zentralen Tätigkeiten verbundenen Risiken auf Konzernebene gesteuert werden.

FX-Risiken in Verbindung mit der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sind systematisch abgesichert, wenn die damit verbundenen Zahlungsströme über einen Horizont sicher sind, der mindestens dem mittelfristigen Planungshorizont entspricht. Bei Zahlungsströmen, die in ihrer Gesamtheit nicht sicher sind, basiert die Sicherung zunächst auf einem "No-Regret"-Volumen. Ausgehend von der Summe der Nominal-Zahlungsströme bei FX, einschließlich höchstwahrscheinlicher Beträge und der damit verbundenen Sicherungen, werden Gefährdungen überwacht und gesteuert.

Bei mit Finanzierungstätigkeit verbundenen FX-Risiken werden alle maßgeblichen Gefährdungen in Verbindung mit Zahlungsmitteln, Finanzschulden usw. systematisch besichert. Expositionen werden ausgehend von der Nettosumme der Bilanzposten bei FX überwacht.

Projekttransaktionsrisiko

Ein spezielles Projekttransaktionsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf bestimmte wichtige Geschäftsvorfälle wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Umstrukturierungsprojekte mit mehreren Währungen.

Zum Management dieser FX-Risiken gehören die Definition und Umsetzung von Sicherungstransaktionen, die Berücksichtigung der Risikowahrscheinlichkeit (einschließlich der Wahrscheinlichkeit, das Projekt fertigzustellen) und ihre Entwicklung, die Verfügbarkeit von Sicherungsinstrumenten und die damit verbundenen Kosten. Ziel dieses Managements ist es, die Durchführbarkeit und Rentabilität der Transaktionen zu sichern.

Umrechnungsrisiko

Das Umrechnungsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von FX-Schwankungen auf konsolidierte Unternehmen mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Es bezieht sich auf die Umrechnung ihrer Erträge und Aufwendungen und ihrer Nettovermögenswerte.

Das Umrechnungsrisiko wird zentral gesteuert, wobei der Fokus auf der Sicherung des Nettovermögenswerts liegt.

Inwieweit die Sicherung dieses Umrechnungsrisikos zweckdienlich ist, wird regelmäßig für jede Währung (mindestens) oder Asset-Gruppe in derselben Währung unter besonderer Berücksichtigung des Werts der Assets und der Kosten der Sicherung beurteilt.

Sicherungsinstrumente und Quellen für unwirksame Sicherung

Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Währungsrisiko zu mindern:


―	derivative Instrumente: Das sind zumeist außerbörsliche Verträge. Sie beinhalten FX-Forward-Transaktionen, FX-Swaps, Währungsswaps, kombinierte Währungsswaps, Plain-Vanilla-FX-Optionen oder Kombinationen (Calls, Puts oder Collars);
―	monetäre Posten wie Schulden, Zahlungsmittel und Kredite.

Sicherungsunwirksamkeit entsteht zumeist aus der Unsicherheit im Hinblick auf den zeitlichen Ablauf und in einigen Fällen aus der Höhe künftiger Zahlungsströme in Fremdwährung, die abzusichern sind.

18.1.5.2 Zinsrisikomanagement

Aufgrund ihrer Finanzierungs- und Investitionstätigkeit ist die Gruppe einem Zinsrisiko ausgesetzt. Das Zinsrisiko ist als finanzielles Risiko definiert, das aus Schwankungen der Basiszinssätze erwächst, die die Kosten von Schulden erhöhen und die Wirtschaftlichkeit von Investitionen beeinträchtigen können. Basiszinssätze sind Marktzinssätze, wie EURIBOR, LIBOR usw., die nicht den Kredit-Spread des Kreditnehmers enthalten.

Reform der Interbanken-Referenzzinssätze

Als Teil der Reform des Referenzzinssatzes hat die Gruppe ab 2020 die Steuerung der Umstellung organisiert, indem sie die Finanzabteilung, die Rechtsabteilung und das Administrationsteam für die Informationssysteme in einer Ad-hoc-Arbeitsgruppe zusammenführt hat. Diese Arbeitsgruppe hat die Auswirkungen der Reform auf die Finanzdokumentation, das operative Management und die Managementsysteme identifiziert und Prioritäten festgelegt. Sie hat insbesondere einen Zeitplan für die Umsetzung der nötigen Veränderungen erarbeitet.

Die wichtigsten Zinssätze, die die Gruppe nutzt und die von der Reform berührt werden, sind Eonia, USD Libor, GBP Libor und Euribor.

2021 hat die Gruppe die Vergütungsbedingungen mit Kreditsicherungsanhang (CSA - Credit Support Annex) für besicherte derivative Instrumente geändert, die bei den zentralen Vehikeln verbucht sind. An die Stelle des Referenzzinssatzes Eonia ist der €STR-Zinssatz getreten, der die Referenzkurven zur Bewertung der entsprechenden derivativen Instrumente modifiziert hat. Diese Änderungen führten zu einer Ausgleichszahlung von 8,5 Mio. € in der zweiten Jahreshälfte 2021, die gegen eine Wertberichtigung derivativer Finanzinstrumente verbucht wurde.

Als Teil des Übergangs beim IBOR hat die Gruppe entschieden, die IBOR-Referenzzinssätze durch einen kapitalisierten risikolosen Übernacht-Referenzzinssatz zu ersetzen. Bei allen Finanzinstrumenten hat die Gruppe den GBP Libor durch Sonia ersetzt, was die Neuverhandlung von Finanzierungsverträgen und Rückfallklauseln wie auch die Anpassung von Informationssystemen verlangte. Am Tag der Umstellung hat die Änderung des Referenzzinssatzes keine Auswirkung. Die Gruppe plant auch, vor Ende der Publikation am 30. Juni 2023 den USD Libor durch den SOFR zu ersetzen.

Die beiden wichtigsten Quellen für ein Zinsrisiko sind:

―

das Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe

Das Zinsrisiko für die Nettoschuld der Gruppe ist die finanzielle Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf das Schulden- und Zahlungsmittelportfolio aus wiederkehrender Finanzierungstätigkeit. Der Umgang mit diesem Risiko wird zentral gesteuert.

Die Ziele des Risikomanagements sind in der Reihenfolge ihrer Bedeutung:


―	die Wirtschaftlichkeit von Vermögenswerten langfristig zu schützen,
―	Finanzierungskosten zu optimieren und die Wettbewerbsfähigkeit zu sichern und
―	die Unsicherheit hinsichtlich der Schuldendienstlast zu minimieren.

Durch Überwachung von Änderungen der Marktzinssätze und ihrer Wirkung auf die Brutto- und Nettoschuld der Gruppe wird das Zinsrisiko aktiv gesteuert;

Projektzinsrisiko

Ein spezielles Projektzinsrisiko entspricht der potenziell negativen finanziellen Auswirkung von Basiszinssatzbewegungen auf bestimmte wichtige Geschäftsvorfälle wie Investitionsprojekte, Erwerbe, Veräußerungen und Umstrukturierungsprojekte. Das Zinsrisiko nach Abschluss eines Geschäfts gilt als normal (vgl. "Zinsrisiko" oben).

Das Zinsrisikomanagement zielt bei bestimmten Projekttransaktionen darauf ab, die Wirtschaftlichkeit von Projekten, Erwerben, Veräußerungen und Umstrukturierungsinitiativen vor nachteiligen Zinsänderungen zu schützen. Dazu kann die Umsetzung von Sicherungstransaktionen gehören, die von einer Reihe von Faktoren abhängt, zu denen die Wahrscheinlichkeit der Fertigstellung, die Verfügbarkeit von Sicherungsinstrumenten und die mit ihnen verbundenen Kosten gehören.

Sicherungsinstrumente und Quellen für unwirksame Sicherung

Die Gruppe nutzt grundsätzlich folgende Stellhebel des Risikomanagements, um das Zinsrisiko zu mindern:

―

derivative Instrumente: das sind zumeist außerbörsliche Verträge, mit denen Basiszinssätze gesteuert werden können. Zu solchen Instrumenten gehören:

―


―	Swaps, um die Art der Zinszahlung auf Schulden zu verändern, typischerweise vom Festzins zu variablen Zinsen oder umgekehrt, und
―	Plain-Vanilla-Zinsoptionen;

―

Caps, Floors und Collars, mit denen die Wirkung von Zinsschwankungen begrenzt werden kann, indem man untere bzw. obere Grenzen für variable Zinsen festlegt.

Sicherungsunwirksamkeit ist meist mit Änderungen der Bonität von Gegenparteien und den daraus erwachsenden Belastungen verbunden sowie mit möglichen Abständen hinsichtlich der Zahlungstermine und Indizes zwischen den derivativen Instrumenten und den zugrunde liegenden Risikopositionen.

18.1.5.3 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

Die Gruppe hat das Hedge-Accounting für das Fremdwährungs- und Zinsrisikomanagement gewählt, wann immer die Anwendung möglich und praktikabel ist. Sie verwaltet auch ein Portfolio nicht designierter derivativer Instrumente, die wirtschaftlichen Sicherungen bei Gefährdung der Nettoschuld und Fremdwährung entsprechen.

Die Gruppe nutzt drei Methoden des Hedge-Accounting: die Cashflow-Sicherung, die Sicherung des beizulegenden Zeitwerts und die Sicherung von Nettoinvestitionen.

Generell gilt, dass die Gruppe Sicherungsverhältnisse nicht häufig neu gestaltet, spezielle Risikobestandteile als besicherten Posten designiert oder Kreditrisiken als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet designiert.

Zur Sicherung des beizulegenden Zeitwerts qualifiziert die Gruppe Zins- oder Zins-Währungsswaps, die festverzinsliche Schulden in Schulden zu variablem Zinssatz umwandeln.

Cashflow-Sicherungen dienen hauptsächlich der Sicherung künftiger Fremdwährungs-Cashflows, von Schulden zu variablem Zinssatz sowie von künftigem Refinanzierungsbedarf.

Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen sind vor allem FX-Swaps und FX-Forwards.

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Derivaten (ohne Commodity-Instrumente):

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	370	130	(224)	(89)	619	147
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	261	97	(24)	(35)	526	14
Cashflow-Sicherungen	36	1	(121)	(4)	8	7
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	73	33	(79)	(51)	85	126
Sonstige Posten besichernde Derivate	772	52	(1.670)	(50)	1.214	43
Cashflow-Sicherungen	110	9	(264)	-	30	3
Sicherungen von Nettoinvestitionen	6	-	(20)	-	55	-
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	656	44	(1.385)	(51)	1.130	40
SUMME	1.142	183	(1.894)	(140)	1.833	189

	31. Dez. 2020
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Fremdkapital besichernde Derivate	(313)	(39)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	(48)	(3)
Cashflow-Sicherungen	(220)	(8)
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(46)	(28)
Sonstige Posten besichernde Derivate	(2.530)	(45)
Cashflow-Sicherungen	(768)	(11)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(4)	-
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	(1.758)	(33)
SUMME	(2.844)	(84)

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben zeigen die Höhe des Preises, der für den Verkauf eines Vermögenswertes erzielt oder für die Übertragung einer Verbindlichkeit zwischen Marktteilnehmern im Zuge der normalen Geschäftstätigkeit gezahlt würde.

Sie sind für erwartete künftige Cashflows nicht repräsentativ, denn die Positionen (i) reagieren sensibel auf Preisänderungen oder Änderungen von Kredit-Ratings, (ii) können durch nachfolgende Transaktionen modifiziert und (iii) mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

Höhe, zeitlicher Anfall und Unsicherheit künftiger Zahlungsströme

Die folgenden Tabellen enthalten ein Zeitprofil für den Nominalbetrag von Sicherungsinstrumenten per 31. Dezember 2021:

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	Summe	2022	2023
---	---	---	---	---	---	---
Kaufen	Fest	CCS	EUR	(32)	(1)	(2)
			USD	(1.079)	(662)	(88)
			GBP	(1.904)	-	-
			HKD	(260)	-	-
			JPY	(345)	(77)	(115)
			PEN	(215)	-	(36)
			Sonstige Währungen	(348)	-	-
Verkaufen	Fest	CCS	EUR	2.568	-	-
			USD	263	-	44
			Sonstige Währungen	35	1	2
	Variabel	CCS	EUR	953	680	129
		CCS	BRL	345	-	82

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	2024	2025	2026
---	---	---	---	---	---	---
Kaufen	Fest	CCS	EUR	(2)	(3)	(4)
			USD	(110)	(83)	(90)
			GBP	-	-	-
			HKD	-	-	-
			JPY	(153)	-	-
			PEN	(17)	-	(55)
			Sonstige Währungen	(219)	(74)	-
Verkaufen	Fest	CCS	EUR	216	75	-
			USD	21	-	67
			Sonstige Währungen	3	3	4
	Variabel	CCS	EUR	144	-	-
		CCS	BRL	100	79	84

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	Währung	über 5 Jahre
---	---	---	---	---
Kaufen	Fest	CCS	EUR	(19)
			USD	(44)
			GBP	(1.904)
			HKD	(260)
			JPY	-
			PEN	(106)
			Sonstige Währungen	(54)
Verkaufen	Fest	CCS	EUR	2.277
			USD	130
			Sonstige Währungen	22
	Variabel	CCS	EUR	-
		CCS	BRL	-

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	Zinsart	Art des derivativen Instruments	4Summe	2022	2023	2024
---	---	---	---	---	---	---
Kaufen	Fest	CAP	4	1	1	1
		IRS	9.055	974	(839)	(440)
			1.516	(1)	960	3
			72	1	3	3
	Variabel	IRS	16.652	5.574	1.600	500
			293	169	124	-

In Millionen Euro
Kaufen/ Verkaufen	2025	2026	mehr als 5 Jahre
---	---	---	---
Kaufen	-	-	-
	383	1.342	7.634
	506	3	44
	3	4	58
	515	2.050	6.413
	-	-	-

Die Tabellen oben enthalten keine Währungsderivate (mit Ausnahme von Währungsswaps - cross currency swaps - CCS). Ihre Fälligkeiten entsprechen denen der besicherten Grundgeschäfte.

Ausgehend von der Managementstrategie für FX- und Zinsrisiken wird die FX-Empfindlichkeit in Anhang 18.1.3.2 "Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko" dargestellt. Die durchschnittliche Schuldendienstlast beträgt 2,63 %, wie in Anhang 11 "Nettofinanzergebnis" ausgewiesen.

Auswirkung des Hedge-Accounting auf die finanzielle Lage und den Erfolg der Gruppe

Währungsderivate

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
	Beizulegender Zeitwert		Nominalwert		Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Cashflow-Sicherungen	53	(306)	(253)	3.201	(628)	3.779
Sicherungen von Nettoinvestitionen	6	(20)	(14)	2.794	50	1.999
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	37	(77)	(39)	10.166	73	6.907
SUMME	96	(402)	(306)	16.161	(504)	12.686

Zinsderivate

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
	Beizulegender Zeitwert		Nominalwert		Beizulegender Zeitwert	Nominalwert
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Vermögenswerte	Verbindlichkeiten	Summe	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	358	(59)	299	4.203	495	4.622
Cashflow-Sicherungen	102	(84)	17	2.110	(331)	2.497
Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren	763	(1.473)	(710)	18.933	(569)	17.910
SUMME	1.222	(1.616)	(394)	25.246	(405)	25.029

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind bei Vermögenswerten positiv und Verbindlichkeiten negativ.

In Millionen Euro		Nominalbetrag und ausstehender Betrag	Beizulegender Zeitwert (1)

---	---	---	---
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	Sicherungsinstrumente	4.203	299
	Besicherte	3.967	227
	Grundgeschäfte (3) (4)
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	5.310	(235)
	Besicherte
	Grundgeschäfte
Sicherungen von Nettoinvestitionen	Sicherungsinstrumente	2.794	(14)
	Besicherte
	Grundgeschäfte

In Millionen Euro	Änderung des beizulegenden	Wertveränderung des Sicherungsinstruments, erfasst im Eigenkapital (2)	Bei Gewinn oder Verlust angesetzter unwirksamer Teil (2)
	Zeitwerts zur Berechnung einer Sicherungsunwirksamkeit
---	---	---	---
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	299	n.v.	(2)
	(557)	n.v.

Cashflow-Sicherungen	(168)	(605)	(30)
	158

Sicherungen von Nettoinvestitionen	(11)	217	n.v.
	11

In Millionen Euro		Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag (2)	Einzelposten der
			Gewinn- und Verlustrechnung
---	---	---	---
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	Sicherungsinstrumente	n.v.	Kosten der Nettoschuld
	Besicherte	n.v.
	Grundgeschäfte (3) (4)
Cashflow-Sicherungen	Sicherungsinstrumente	64	Sonstiges Finanzergebnis/Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung
	Besicherte
	Grundgeschäfte
Sicherungen von Nettoinvestitionen	Sicherungsinstrumente	(2)	Sonstiges Finanzergebnis/Kurzfristiges Betriebsergebnis mit operativer Marktbewertung
	Besicherte
	Grundgeschäfte

(1) Die Berichtigung des beizulegenden Zeitwerts besicherter Grundgeschäfte wird als langfristiges und kurzfristiges Fremdkapital und Schulden in Höhe von 227 Mio. € dargestellt.

(2) Gewinne/(Verluste)

(3) Die Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert zur Bestimmung des unwirksamen Teils von Sicherungsinstrumenten und dem der besicherten Grundgeschäfte entspricht den fortgeführten Anschaffungskosten von Fremdkapital und den Schulden, die Teil des Sicherungsverhältnisses für den beizulegenden Zeitwert sind.

(4) Davon beziehen sich 74 Mio. € auf besicherte Grundgeschäfte, die nicht mehr berichtigt werden, weil sie als Sicherung des beizulegenden Zeitwerts nicht geeignet sind.

Für die Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts wird derselbe Grundsatz auf die besicherten Grundgeschäfte angewendet.

Per 31. Dezember 2021 wurde keine maßgebliche Auswirkung einer Unwirksamkeit oder eines Ausschlusses bestimmter Sicherungsverhältnisse angesetzt.

Fremdwährungs- und Zinsderivate, die als Cashflow-Hedges designiert sind, lassen sich wie folgt nach Fälligkeit analysieren

In Millionen Euro	2022	2023	2024	2025	2026	Über 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(13)	(10)	(9)	(2)	(7)	(194)

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2021	Summe per 31. Dez. 2020
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(235)	(958)

In der Eigenkapitalveränderungsrechnung und der Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge

Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung jeder Eigenkapitalkomponente und eine Analyse des sonstigen Gesamtergebnisses:

			Cashflow-Sicherung	Sicherung von Nettoinvestitionen
In Millionen Euro	Fremdkapital besichernde Derivate - Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko (1)(3)	Sonstige Posten besichernde Derivate-Sicherung gegen Zinsrisiko (1)(3)	Sonstige Posten besichernde Derivate-Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko (2)(3)	Sonstige Posten besichernde Derivate-Sicherung gegen Fremdwährungsrisiko (2)(4)
---	---	---	---	---
Per 31. Dezember 2020	46	(1.203)	12	(156)
Im Eigenkapital erfasster wirksamer Teil		588	17	(217)
Aus der Sicherungsrücklage in Gewinn oder Verlust reklassifizierter Betrag		(64)	-	2
Umrechnungsdifferenzen	-	-	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und Sonstige	(1)	(71)	(2)	-
PER 31. DEZEMBER 2021	45	(751)	27	(371)

(1) Cashflow-Sicherungen über bestimmte Perioden

(2) Cashflow-Sicherungen für bestimmte Transaktionen

(3) davon negative 586 Mio. € Cashflow-Sicherungsrücklagen, auf die das Hedge-Accounting nicht mehr angewendet wird

(4) Alle diese Rücklagen beziehen sich auf fortgeführte Sicherungsverhältnisse

18.2 Gegenparteirisiko

Durch ihre finanziellen und betrieblichen Tätigkeiten ist die Gruppe dem Risiko des Ausfalls ihrer Gegenparteien ausgesetzt (Kunden, Lieferanten, EPC-Auftragnehmer, Partner, Vermittler und Banken). Der Ausfall könnte Zahlungen, Warenlieferungen und/oder die Wertentwicklung von Anlagen beeinträchtigen.

Die Grundsätze des Managements des Gegenparteirisikos sind in der Konzernstrategie für das Gegenparteirisiko formuliert, die:


―	Rollen und Verantwortlichkeiten für das Management und Controlling des Gegenparteirisikos auf verschiedenen Ebenen zuweist (Konzern, BU oder Unternehmen) und operative Vorgehensweisen sicherstellt, die konzernweit konsistent sind;
―	das Gegenparteirisiko und die Mechanismen beschreibt, mit denen es sich auf den wirtschaftlichen Erfolg und den Konzernabschluss auswirkt;
―	Kennzahlen, Berichts- und Steuerungsmechanismen definiert, um für Transparenz zu sorgen und Tools für das Management der Finanzperformance bereitzustellen, und
―	Richtlinien für die Nutzung von Dämpfungsmechanismen bietet, wie Sicherheiten und Bürgschaften, die in einigen Geschäftsbereichen sehr verbreitet sind.

Je nach Art der Geschäftstätigkeit ist die Gruppe unterschiedlichen Arten von Gegenparteirisiken ausgesetzt. Infolgedessen nutzen einige Geschäftsbereiche Sicherheitsinstrumente - insbesondere das Energiemanagement, wo die Nutzung von Einschussforderungen und anderer Arten finanzieller Sicherheit (standardisierter Rechtsrahmen) Marktstandard sind. Außerdem können andere Geschäftsbereiche in bestimmten Fällen Garantien von ihren Gegenparteien verlangen (Garantien der Muttergesellschaft, Bankbürgschaften usw.).

Nach dem neuen Standard IFRS 9 hat die Gruppe eine konzernweite Methode definiert und angewandt, die die beiden verschiedenen Ansätze vorsieht:

―

einen Portfolio-Ansatz, für den die Gruppe bestimmt, dass:

―


―	kohärente Kundenportfolios und -subportfolios (d. h. Portfolios mit vergleichbarem Kreditrisiko und/oder vergleichbarer Zahlungsmoral) zu betrachten und verschiedene Aspekte zu berücksichtigen sind:
―	öffentliche oder private Gegenparteien,
―	Hausverwaltungs- oder B2B-Gegenparteien,
―	Geografie,
―	Art der Tätigkeit,
―	Größe der Gegenpartei und
―	sonstige Aspekte, die die Gruppe für relevant hält,
―	Wertminderungsquoten, die auf der Grundlage der historischen Fälligkeitssalden ermittelt werden müssen. Bei einer Korrelation, die sich dokumentieren lässt, werden die historischen Daten um zukunftsgerichtete Elemente berichtigt; und

―

einen individualisierten Ansatz für wichtige Gegenparteien. Hier hat die Gruppe Regeln dafür formuliert, in welcher Phase sich der entsprechende Vermögenswert hinsichtlich der Berechnungen des erwarteten Kreditausfalls (ECL) befindet:

―


―	auf Stufe 1 geht es um finanzielle Vermögenswerte, die seit dem Erstansatz nicht maßgeblich verloren haben. Der ECL für Stufe 1 wird auf der Basis von 12 Monaten berechnet,
―	auf Stufe 2 geht es um finanzielle Vermögenswerte, für die das Kreditrisiko maßgeblich gestiegen ist. Der ECL für Stufe 2 wird als Lifetime-ECL berechnet. Für die Entscheidung, einen Vermögenswert von Stufe 1 auf Stufe 2 zu versetzen, gelten bestimmte Kriterien:
―	maßgebliche Herabstufung der Kreditwürdigkeit der Gegenpartei und/oder ihrer Muttergesellschaft und/oder gegebenenfalls ihres Bürgen,
―	eine maßgeblich nachteilige Veränderung des regulatorischen Umfelds,
―	Änderungen politischer oder landesbezogener Risiken und
―	sonstige Aspekte, die die Gruppe für relevant hält.

Sind finanzielle Vermögenswerte mehr als 30 Tage überfällig, wird nicht systematisch auf Stufe 2 umgestuft, solange die Gruppe angemessene und belegbare Informationen hat, aus denen hervorgeht, dass auch überfällige Zahlungen von mehr als 30 Tagen keinen maßgeblichen Anstieg des Kreditrisikos gegenüber dem Erstansatz bedeuten.


―	auf Stufe 3 geht es um Vermögenswerte, bei denen bereits ein Ausfall zu beobachten war, beispielsweise:
―	bei einem Nachweis erheblicher und anhaltender finanzieller Schwierigkeiten der Gegenpartei,
―	bei einem Nachweis dafür, dass die Muttergesellschaft das Tochterunternehmen nicht mit Krediten unterstützt (in diesem Fall ist das Tochterunternehmen das Gegenparteirisiko der Gruppe),
―	wenn ein Unternehmen der Gruppe wegen Nichtzahlung gerichtlich gegen die Gegenpartei vorgeht.

Sind finanzielle Vermögenswerte mehr als 90 Tage überfällig, kann die Vermutung widerlegt werden, wenn die Gruppe angemessene und belegbare Informationen hat, aus denen hervorgeht, dass auch überfällige Zahlungen von mehr als 90 Tagen keinen Ausfall der Gegenpartei bedeuten.

Die für die Stufen 1 und 2 anzuwendende ECL-Formel lautet ECL = EAD x PD x LGD, wobei:


―	für den 12-Monats-ECL die erwartete Höhe der Forderung zum Zeitpunkt des Ausfalls (EaD) gleich dem Buchwert des finanziellen Vermögenswertes ist, auf den die entsprechende Ausfallwahrscheinlichkeit (PD) und die Verlustquote bei Ausfall (LGD) angewendet werden;
―	für den Lifetime-ECL die Berechnungsmethode im Feststellen der Gefährdungsentwicklung für jedes Jahr besteht, insbesondere im Hinblick auf den erwarteten zeitlichen Anfall und die Höhe der vertraglich vereinbarten Rückzahlungen. Dann werden die jeweilige PD und LGD auf jede Rückzahlung angewendet und die so errechneten Zahlen abgezinst. Der ECL ist dann die Summe der abgezinsten Zahlen; und
―	die Ausfallwahrscheinlichkeit die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls über einen bestimmten zeitlichen Horizont ist (auf Stufe 1 beträgt dieser Zeithorizont 12 Monate nach Ende der Berichtsperiode; auf Stufe 2 ist dieser Zeithorizont die gesamte Laufzeit des finanziellen Vermögenswertes). Diese Information basiert auf externen Daten einer renommierten Rating-Agentur. Die PD hängt vom Zeithorizont und dem Rating für die Gegenpartei ab. Die Gruppe nutzt externe Ratings, wenn sie zur Verfügung stehen. Die Experten für Kreditrisiken bei ENGIE legen für die wichtigsten Gegenparteien ohne externes Rating ein internes Rating fest.

Die Höhen der LGD basieren im Wesentlichen auf den Basel-Standards:


―	75 % für nachrangige Vermögenswerte und
―	45 % für Standardvermögenswerte.

Für Vermögenswerte, die für die Gegenpartei strategisch bedeutsam sind, wie wichtige öffentliche Dienstleistungen oder Güter, wird der LGD auf 30 % gesetzt.

Die Gruppe hat entschieden, für folgende Situationen Abschreibungen vorzusehen:


―	Vermögenswerte, für die eine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Solange das Verfahren läuft, wird nicht abgeschrieben; und
―	Vermögenswerte, für die keine gerichtliche Beitreibung anhängig ist: Abgeschrieben wird, sobald die Forderung aus Lieferungen und Leistungen 3 Jahre überfällig ist (bei öffentlichen Gegenparteien bei einer Überfälligkeit von 5 Jahren).

Die Gruppe hat ihre Überwachung von Zahlungsmittelzuflüssen und Ausfallrisiken bei B2B-, B2C- Energiemanagementgeschäften beibehalten. Zudem wurde die Rückstellungsquote für diese Geschäftsbereiche am 31. Dezember 2021 angepasst, um die durch die drastisch gestiegenen Commodity-Preise geschaffene Unsicherheit zu berücksichtigen.

18.2.1 Betriebliche Tätigkeiten

Das Gegenparteirisiko bei betrieblichen Tätigkeiten wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Garantien Dritter, Aufrechnungsvereinbarungen und Einschussforderungen, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden genutzt werden, insbesondere bei Privatkunden.

Entsprechend der Konzernpolitik ist jede Business Unit für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich, auch wenn die Gruppe die größten Gefährdungen durch Gegenparteien weiterhin zentral regelt.

Das Kredit-Rating großer und mittlerer Gegenparteien, bei denen die Gruppe ein Ausfallrisiko oberhalb einer bestimmten Schwelle sieht, wird mit einem speziellen Rating-Verfahren bewertet, während bei Geschäftskunden, bei denen das Ausfallrisiko für die Gruppe eher gering ist, eine vereinfachte Bonitätsprüfung benutzt wird.

Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten, konsistenten Methoden in der gesamten Gruppe. Konsolidierte Risikopositionen werden nach Gegenpartei und Segment (Kredit-Rating, Branche usw.) mit Hilfe von Standardkennzahlen (Zahlungsrisiko, Marktwertrisiko) überwacht.

Das Energy Market Risk Committee (CRME - Ausschuss für Risiken auf dem Energiemarkt) - der Gruppe konsolidiert und überwacht die Gefährdung für die Gruppe durch ihre wichtigsten Gegenparteien im Energiesektor vierteljährlich und achtet darauf, dass die für diese Gegenparteien festgelegten Gefährdungsgrenzen eingehalten werden.

18.2.1.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden

Das in den folgenden Tabellen dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen in Verbindung mit der Mehrwertsteuer oder sonstigen Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Sie beliefen sich am 31. Dezember 2021 auf 14.438 Mio. € (zum Vergleich: am 31. Dezember 2020 waren es 2.431 Mio. €).

Individueller Ansatz

		31. Dez. 2021
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	15.997	15.023	830	144	15.997
	Erwartete Kreditausfälle	(377)	(237)	(23)	(116)	(377)
SUMME		15.620	14.786	806	28	15.620
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	3.366	3.327	37	3	3.366
	Erwartete Kreditausfälle	(12)	(10)	-	(2)	(12)
SUMME		3.354	3.316	37	1	3.354

		31. Dez. 2021
In Millionen Euro		Investment Grade (1)	Sonstige	Summe nach Art der Gegenpartei
---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	14.063	1.933	15.997
	Erwartete Kreditausfälle	(174)	(203)	(377)
SUMME		13.890	1.730	15.620
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	2.434	933	3.366
	Erwartete Kreditausfälle	(8)	(4)	(12)
SUMME		2.425	929	3.354

		31. Dez. 2020
In Millionen Euro		Individueller Ansatz	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	9.530	8.329	893	308	9.530
	Erwartete Kreditausfälle	(391)	(103)	(46)	(242)	(391)
SUMME		9.139	8.226	846	66	9.139
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	3.039	2.714	318	8	3.039
	Erwartete Kreditausfälle	(19)	(18)	-	-	(19)
SUMME		3.021	2.696	318	7	3.021

		31. Dez. 2020
In Millionen Euro		Investment Grade (1)	Sonstige	Summe nach Art der Gegenpartei
---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	7.854	1.676	9.530
	Erwartete Kreditausfälle	(188)	(203)	(391)
SUMME		7.666	1.473	9.139
Vermögenswerte aus Verträgen mit Kunden	Brutto	2.076	963	3.039
	Erwartete Kreditausfälle	(14)	(5)	(19)
SUMME		2.062	959	3.021

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- eingestuft wurden

Kollektiver Ansatz

		31. Dez. 2021
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	Danach	Summe der am 31. Dez. 2021 überfälligen Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	3.529	544	152	544	964
	Erwartete Kreditausfälle	(971)	(21)	(21)	(221)	(263)
SUMME		2.558	523	132	46	701
Vermögenswerte aus aus Verträgen mit Kunden	Brutto	5.042	584	5	16	604
	Erwartete Kreditausfälle	(4)	-	-	(1)	(1)
SUMME		5.038	584	5	15	603

		31. Dez. 2020
In Millionen Euro		Kollektiver Ansatz	0 bis 6 Monate	6 bis 12 Monate	Danach	Summe der am 31. Dez. 2020 überfälligen Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Brutto	3.625	593	235	300	1.128
	Erwartete Kreditausfälle	(865)	(20)	(22)	(211)	(253)
SUMME		2.761	574	213	88	875
Vermögenswerte aus aus Verträgen mit Kunden	Brutto	4.748	487	1	3	491
	Erwartete Kreditausfälle	(1)	-	-	-	-
SUMME		4.747	487	1	3	491

18.2.1.2 Commodity-Derivate

Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser derivativen Instrumente wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

	31. Dez. 2021		31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Investment Grade (1)	Summe	Investment Grade (1)	Summe
---	---	---	---	---
Bruttorisiko (2)	35.386	43.660	6.633	9.031
Nettorisiko (3)	15.796	19.089	2.817	3.750
% Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade"	82,7 %		75,1 %

(1) Investment Grade bezieht sich auf Transaktionen mit Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB-, von Moody's mit Baa3 oder von Dun & Bradstreet mit einem Äquivalent bewertet wurden. Der "Investment-Grade" wird auch nach einem internen Rating-Modell bestimmt, das in der Gruppe eingeführt ist und ihre wichtigsten Gegenparteien einbezieht

(2) Entspricht dem maximalen Ausfallrisiko, d. h. dem Wert der Derivate, die bei den Vermögenswerten ausgewiesen sind (positiver beizulegender Zeitwert)

(3) Nach Berücksichtigung der Verbindlichkeitsposten mit denselben Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und sonstigen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditqualität

18.2.2 Finanzierungstätigkeit

Für ihre Finanzierungstätigkeit hat die Gruppe Verfahren zum Management und zur Überwachung von Risiken eingeführt, die (i) auf der Akkreditierung von Gegenparteien nach externen Kredit-Ratings, objektiven Marktdaten (Kreditausfallswaps, Börsenkurswert) und Finanzstruktur und (ii) auf Grenzwerten für das Gegenparteirisiko beruhen.

Um ihr Gegenparteirisiko zu verringern, bediente sich die Gruppe zunehmend eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Sicherheitenverträgen (Einschussforderungen) beruht.

Die Kontrolle des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit liegt in den Händen eines Middle Office, das unabhängig vom Treasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.

18.2.2.1 Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet

Das in den folgenden Tabellen dargestellte Gesamtobligo enthält keine Auswirkungen in Verbindung mit der Mehrwertsteuer oder sonstigen Posten, die keinem Kreditrisiko unterliegen. Sie beliefen sich am 31. Dezember 2021 auf 977 Mio. € (zum Vergleich: am 31. Dezember 2020 waren es 1.424 Mio. €).

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe	Investment Grade (1)	Sonstige
---	---	---	---	---	---	---
Brutto	4.643	302	26	4.971	1.906	3.065
Erwartete Kreditausfälle	(76)	(36)	(113)	(226)	(147)	(79)
SUMME	4.567	265	(87)	4.745	1.759	2.986

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Summe nach Art der Gegenpartei
---	---
Brutto	4.971
Erwartete Kreditausfälle	(226)
SUMME	4.745

	31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Stufe 1: geringes Kreditrisiko	Stufe 2: erhöhtes Kreditrisiko	Stufe 3: Wertgeminderte Vermögenswerte	Summe nach Risikostufe	Investment Grade (1)	Sonstige
---	---	---	---	---	---	---
Brutto	4.144	415	67	4.626	2.582	2.045
Erwartete Kreditausfälle	(57)	(34)	(110)	(201)	(127)	(74)
SUMME	4.087	381	(43)	4.425	2.455	1.970

	31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Summe nach Art der Gegenpartei
---	---
Brutto	4.626
Erwartete Kreditausfälle	(201)
SUMME	4.425

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- eingestuft wurden

18.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und der Verwendung von derivativen Finanzinstrumenten

Der Gruppe erwächst ein Gegenparteirisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses und aus der Nutzung derivativer Finanzinstrumente. Bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten entsteht das Gegenparteirisiko bei Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser derivativen Instrumente wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

	31. Dez.2021				31. Dez.2020
In Millionen Euro	Summe	Investment Grade (1)	Nicht bewertet (2)	Ohne Investment Grade (2)	Summe	Investment Grade (1)
---	---	---	---	---	---	---
Exposition	14.194	85,9 %	8,2 %	5,9 %	13.174	84,4 %

	31. Dez.2020
In Millionen Euro	Nicht bewertet (2)	Ohne Investment Grade (2)
---	---	---
Exposition	8,7 %	6,9 %

(1) Der Investment Grade bezieht sich auf Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- oder von Moody's mit Baa3 eingestuft wurden

(2) Diese beiden Risiken betreffen am häufigsten konsolidierte Unternehmen mit nicht beherrschenden Beteiligungen oder Unternehmen der Gruppe, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden

Zudem ist am 31. Dezember 2021 Crédit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) mit 25 % der Zahlungsmittelüberschüsse die wichtigste Gegenpartei der Gruppe. Das bezieht sich vor allem auf ein Verwahrrisiko.

18.3 Liquiditätsrisiko

Im Kontext ihrer Geschäftstätigkeit ist die Gruppe dem Risiko ausgesetzt, unzureichend liquide zu sein, um ihre vertraglichen Verpflichtungen zu erfüllen. Ebenso wie die Risiken, die mit dem Management von Working-Capital-Bedarf (WCR) verbunden sind, erfordern bestimmte Marktaktivitäten Einschussforderungen.

Die Gruppe hat einen wöchentlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe die Steuerung und Überwachung des Liquiditätsrisikos für die gesamte Gruppe ist, indem er auf eine große Bandbreite an Investitionen und Finanzierungsquellen achtet. Er erarbeitet Prognosen für Bareinlagen und Veräußerungen. Wegen der Verwendung von Liquiditätsswaps mit den wichtigsten Gegenparteien hat ENGIE umfassende Regelungen geschaffen, um Geldbewegungen im Zusammenhang mit Einschussforderungen bei OTC-Derivaten und Einschussforderungen von Clearingstellen zu überwachen und zu optimieren. Stress-Tests werden auch für Einschussforderungen angesetzt, wenn sie bei Commodity-, Zins- und Währungsderivaten ausgehandelt werden, um die Resilienz der Gruppe im Hinblick auf Liquidität zu bewerten.

Die Gruppe zentralisiert nahezu den gesamten Finanzierungsbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse der von ihr beherrschten Unternehmen sowie den größten Teil ihres mittel- und langfristigen externen Finanzierungsbedarfs. Die Zentralisierung erfolgt über Finanzierungs-Vehikel (lang- und kurzfristig) und durch spezielle Cash-Pooling-Vehikel der Gruppe in Frankreich, Belgien und Luxemburg.

Eine einheitliche Strategie regelt die von diesen Strukturen verwalteten Überschüsse. Dementsprechend investiert man ungepoolte Zahlungsmittelüberschüsse in Instrumente, die fallweise unter Berücksichtigung der lokalen Finanzmarkterfordernisse und der Finanzkraft der betreffenden Gegenparteien ausgewählt werden.

Die seit 2008 aufeinanderfolgenden Finanzkrisen und das daraus entstandene erhöhte Gegenparteirisiko veranlassten die Gruppe, ihre Investitionspolitik mit dem Ziel zu straffen, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten, das investierte Kapital zu schützen und täglich die Performance und die Gegenpartei zu beobachten, so dass die Gruppe nötigenfalls sofort auf Entwicklungen am Markt reagieren kann. Folglich waren 72 % der am 31. Dezember 2021 gepoolten Zahlungsmittel in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert.

Grundlagen der Finanzpolitik der Gruppe sind:


―	Zentralisierung der externen Finanzierung;
―	Diversifizierung der Finanzierungsquellen durch Nutzung von Kreditinstituten und Kapitalmärkten;
―	das Streben nach einem ausgewogenen Tilgungsprofil für Fremdkapital.

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass sie im Rahmen ihres Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. Sie emittiert auch marktfähige Commercial Paper in Frankreich (Negotiable European Commercial Paper) und in den Vereinigten Staaten (U.S. Commercial Paper) sowie tief nachrangige, ewig laufende Anleihen. Da marktfähige Commercial Papers relativ kostengünstig und hoch liquide sind, verwendet die Gruppe diese zyklisch oder strukturiert, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Doch bleibt die Refinanzierung aller im Umlauf befindlichen marktfähigen Commercial Paper durch bestätigte - hauptsächlich zentralisierte - Bankkreditlinien gesichert, so dass die Gruppe ihre Tätigkeit weiterhin finanzieren kann, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen. Diese Fazilitäten sind für den Umfang ihrer Geschäftstätigkeit und für den zeitlichen Anfall der vertraglich vereinbarten Schuldentilgung angemessen.

Die verschiedenen Vorkehrungen der Gruppe sichern ein hohes und verstärktes Maß an Liquidität.

Finanzierungs- und Liquiditätsquellen diversifizieren 3

In Millionen Euro

(1) Nettobetrag marktfähiger Commercial Paper

(2) Barmittel sind Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, sonstige finanzielle Vermögenswerte, die von den Nettofinanzschulden abgezogen werden, abzüglich Kontokorrentkredite und Transaktionskonten, von denen 73 % in der Eurozone investiert waren

3 Zu diesen Finanzierungs- und Liquiditätsquellen gehören keine tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen, die im Eigenkapital angesetzt sind (vgl. Anhang 19.2.1 "Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen")

Per 31. Dezember 2021 erfüllen alle Unternehmen der Gruppe mit konsolidierten Schulden die Zusicherungen und Erklärungen in ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme einiger nicht maßgeblicher Unternehmen, für die Schritte zur Einhaltung umgesetzt werden.

Keine der verfügbaren zentralisierten Kreditlinien enthält eine Default-Klausel, die mit Finanzkennziffern oder Ratingstufen verbunden ist.

18.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen ausstehender Finanzschulden nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2022	2023	2024	2025	2026	mehr als 5 Jahre
Anleiheemissionen	2.205	2.510	1.147	2.032	2.317	16.029
Bankdarlehen	1.977	365	316	402	204	2.543
Marktfähige Commercial Paper	4.962	-	-	-	-	-
Leasingverbindlichkeiten	367	348	263	233	193	995
Sonstiges Fremdkapital	91	647	19	20	16	110
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	499	-	-	-	-	-

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2021	Summe per 31. Dez. 2020
Anleiheemissionen	26.240	26.170
Bankdarlehen	5.806	4.123
Marktfähige Commercial Paper	4.962	4.024
Leasingverbindlichkeiten	2.043	2.386
Sonstiges Fremdkapital	903	150
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	499	301

Sonstige finanzielle Vermögenswerte und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die von der Nettofinanzschuld abgezogen werden, haben eine Liquidität von weniger als einem Jahr.

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2022	2023	2024	2025	2026	Mehr als 5 Jahre
Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	801	770	671	642	592	7.200

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2021	Summe per 31. Dez. 2020
Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	10.676	9.853

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen auf ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente) nach Fälligkeit

In Millionen Euro	2022	2023	2024	2025	2026	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(108)	21	(5)	26	52	141

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2021	Summe per 31. Dez. 2020
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	126	317

Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen besser zu verdeutlichen, beziehen sich mit den Derivaten verbundene Cashflows, die bei Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt und in der Tabelle oben dargestellt sind, auf Nettopositionen.

Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Leasings

Am 31. Dezember 2021 sieht sich die Gruppe als Leasingnehmer möglicherweise künftigen Zahlungsmittelabflüssen ausgesetzt, die sich nicht in der Bemessung von Leasingverbindlichkeiten in Höhe von 1.825 Mio. € widerspiegeln (von denen sich 86 % auf potenzielle Zahlungsmittelabflüsse nach 2026 beziehen). Diese potenziellen künftigen

Nicht in Anspruch genommene Kreditfazilitätsprogramme

Zahlungsmittelabflüsse beziehen sich hauptsächlich auf Leasings, die noch nicht in Kraft sind, und betreffen vor allem Leasingverbindlichkeiten im Zusammenhang mit der möglichen Verlängerung eines Konzessionsvertrags für ein Wasserkraftwerk und Leasings in Verbindung mit Immobilien und LNG-Tankern.

In Millionen Euro	2022	2023	2024	2025	2026	mehr als 5 Jahre
Bestätigte, nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	990	812	685	4.989	3.985	499

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2021	Summe per 31. Dez. 2020
Bestätigte, nicht beanspruchte Kreditfazilitätsprogramme	11.961	13.695

Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind 4.962 Mio. € der Deckung von Commercial-Paper-Emissionen zugeordnet.

Per 31. Dezember 2021 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 5 % der bestätigten, nicht in Anspruch genommenen Kreditlinien der Gruppe.

18.3.2 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für gewöhnliche Geschäftstätigkeiten

Die folgende Tabelle ist eine Analyse nicht abgezinster beizulegender Zeitwerte, die für Commodity-Derivate fällig und zu vereinnahmen und am Berichtsstichtag bei den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten in der Bilanz ausgewiesen sind.

Die Gruppe analysiert die restlichen vertraglich vereinbarten Fälligkeiten von Commodity-Derivaten, die in ihrem Portfolio-Management enthalten sind.

Bei derivativen Instrumenten für Handelsgeschäfte geht man davon aus, dass sie in weniger als einem Jahr liquide sind, sie erscheinen in der Bilanz bei den kurzfristigen Positionen.

In Millionen Euro	2022	2023	2024	2025	2026	mehr als 5 Jahre
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(13.392)	(16.779)	(3.343)	(1.077)	(319)	(632)
in Verbindung mit Handelsgeschäften Derivative Instrumente, aktiviert	(9.365)	-	-	-	-	-
in Verbindung mit Portfolio-Management	10.835	14.655	6.642	2.569	543	124
in Verbindung mit Handelsgeschäften	8.304	-	-	-	-	-
SUMME	(3.618)	(2.123)	3.299	1.492	225	(508)

In Millionen Euro	Summe per 31. Dez. 2021	Summe per 31. Dez. 2020
Derivative Instrumente, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(35.541)	(1.699)
in Verbindung mit Handelsgeschäften Derivative Instrumente, aktiviert	(9.365)	(8.483)
in Verbindung mit Portfolio-Management	35.368	1.975
in Verbindung mit Handelsgeschäften	8.304	7.059
SUMME	(1.234)	(1.149)

18.3.3 Verpflichtungen im Zusammenhang mit Kauf- und -verkaufskontrakten für Commodities, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen werden

Einige operativ tätige Unternehmen der Gruppe schlossen langfristige Verträge ab, von denen manche Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten. Sie bestehen in festen Verpflichtungen, bestimmte Mengen von Gas, Strom bzw. Dampf und zugehörige Dienstleistungen zu kaufen oder zu verkaufen im Austausch für die feste Verpflichtung der anderen Partei, besagte Mengen und Dienstleistungen zu liefern oder zu kaufen.

Diese Kontrakte sind dahingehend dokumentiert, dass sie nicht unter IFRS 9 fallen. Die folgende Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Verpflichtungen aus Kontrakten, die GBU Renewables und GEM geschlossen haben (in TWh).

In TWh	2022	2023-2026	Mehr als 5 Jahre	Summe per 31. Dez. 2021	Summe per 31. Dez. 2020
Feste Kaufverpflichtung	(385)	(771)	(766)	(1.922)	(1.829)
Feste Verkaufsverpflichtung	587	513	321	1.421	1.571

ANHANG 19 Eigenkapital

19.1 Aktienkapital

	Anzahl der Aktien			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Eigene Anteile	Im Umlauf befindlich	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Eigene Anteile
---	---	---	---	---	---	---
Per 31. Dezember 2020	2.435.285.011	(18.464.634)	2.416.820.377	2.435	31.291	(251)
Dividendenauszahlung in bar Dividende von eigenen Aktien	-	-	-	-	(1.296)	-
					(8)
Zuweisung des Vorjahresertrags	-	-	-	-	(3.928)	-
Kauf/Veräußerung eigener Anteile	-	-	-	-	-	-
Ausgabe eigener Aktien (Bonus)	-	3.381.485	3.381.485	-	-	52
Neubewertung	-	-	-	-	-	-
PER 31. DEZEMBER 2021	2.435.285.011	(15.083.149)	2.420.201.862	2.435	26.058	(199)

Die Änderungen der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien 2021 gehen ausschließlich auf die Veräußerung von 3,4 Millionen eigener Aktien als Teil der Bonusaktienpläne zurück.

19.1.1 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer Aktien der ENGIE SA bewirken

Seit 2017 hat die Gruppe keinen Aktienkauf- oder -zeichnungsoptionsplan mehr.

Aktien, die Performance Share-Programmen zugeordnet werden wie in Anhang 22 "Anteilsbasierte Vergütungen" beschrieben, sind durch vorhandene Aktien der ENGIE SA gedeckt.

19.1.2 Eigene Anteile

Bilanzierungsstandards

Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten erfasst und vom Eigenkapital abgezogen. Gewinne und Verluste aus Veräußerungen eigener Anteile werden direkt im Eigenkapital verbucht und wirken sich daher nicht auf den Ertrag der Periode aus.

Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 20. Mai 2021 dem Aufsichtsrat genehmigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10 % der Aktien vor, die das Aktienkapital der ENGIE SA am Tag dieser Hauptversammlung bilden. Der aggregierte Betrag der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, aus dem Programm darf 7,3 Mrd. € nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter 30 € pro Aktie ohne Erwerbskosten liegen.

Am 31. Dezember 2021 hielt die Gruppe 15,1 Millionen eigener Aktien. Bislang wurden alle Aktien zugeteilt, um die Aktienverpflichtungen der Gruppe gegenüber Mitarbeitern und Führungskräften zu decken.

Die mit einem Anbieter von Investmentdienstleistungen geschlossene Liquiditätsvereinbarung überträgt diesem die Aufgabe, das Tagesgeschäft auf dem Markt zu betreiben, indem er Aktien von ENGIE SA kauft oder verkauft, um für Liquidität und einen aktiven Markt für die Aktien an den Börsen in Paris und Brüssel zu sorgen. Bis heute beliefen sich die Mittel für die Umsetzung dieser Vereinbarung auf 50 Mio. €.

19.2 Sonstige Angaben zu Kapitalrücklage, konsolidierten Reserven und der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (Konzernanteil)

Die Gesamthöhe der Kapitalrücklage, der konsolidierten Reserven und der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (einschließlich Jahresüberschuss in diesem Jahr) belief sich am 31. Dezember 2021 auf 35.064 Mio. €, einschließlich 26.058 Mio. € Kapitalrücklage. Die Kapitalrücklage umfasst die Allokation des Nettoverlustes der ENGIE SA im Jahr 2020 in Höhe von 3.928 Mio. €, die Zahlung der Bardividende für 2020 in Höhe von 1.296 Mio. € sowie die Reklassifizierung von auf eigene Aktien nicht gezahlter Dividende in Höhe von 8 Mio. € in die konsolidierten Reserven.

Die konsolidierten Rücklagen umfassen den kumulierten Ertrag der Gruppe, die gesetzlichen und satzungsmäßigen Rücklagen der ENGIE SA, kumulierte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste nach Steuern und die Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Eigenkapitalinstrumenten mit Erfassung der Wertänderung im OCI.

Nach französischem Recht müssen 5% des Jahresüberschusses französischer Unternehmen der gesetzlich vorgeschriebenen Rücklage zugewiesen werden, bis sie 10% des Aktienkapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Aktionäre verteilt werden. Die gesetzliche Rücklage der ENGIE SA beträgt 244 Mio. €.

19.2.1 Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen

Im Juli 2021 nahm ENGIE SA eine vorzeitige Refinanzierung tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen vor. Das hieß:

―

eine Emission grüner tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen in Höhe von 750 Mio. € mit einem Kupon von 1,875 % und einer Option zur Tilgung ab Juli 2031, die mit einem Nettobetrag von 742,5 Mio. € im Eigenkapital verbucht ist;

―

die Tilgung der verbliebenen Hybrid-Schulden in Höhe von 363,4 Mio. € (Kupon von 4,750 %) am ersten Termin für die Option;

―

die teilweise vorzeitige Tilgung von zwei Tranchen tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen in Höhe von insgesamt 532,6 Mio. €:


―	Tilgung von 149,1 Mio. € (Kupon 3,875 %) eines restlichen Nennwerts von 542 Mio. €. Die erste Tilgungsoption für diese tief nachrangige, ewig laufende Schuld war für Juni 2024 vorgesehen,
―	die Tilgung von 383,5 Mio. € (Kupon 1,375 %) eines restlichen Nennwerts von 657,7 Mio. €. Die erste Tilgungsoption für diese tief nachrangige, ewig laufende Schuld ist für Januar 2023 vorgesehen.

Gemäß IAS 32 - Finanzinstrumente - Darstellung werden diese Instrumente wegen ihrer Merkmale im Eigenkapital des Konzernabschlusses angesetzt.

Am 31. Dezember 2021 betrug der ausstehende Nennwert tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen 3.767 Mio. €.

2021 zahlte die Gruppe den Inhabern dieser Anleihen 126,6 Mio. €, einschließlich 102,4 Mio. € für Kupons und 24,2 Mio. € als Vorfälligkeitsentschädigung. Dieser Betrag ist im Konzernabschluss als Abzug vom Eigenkapital bilanziert. Die entsprechende Steuerersparnis ist in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

19.2.2 Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA

Die Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA betrug per 31. Dezember 2021 insgesamt 27.758 Mio. € (im Vergleich zu 27.363 Mio. € per 31. Dezember 2020), einschließlich 26.058 Mio. € an Kapitalrücklage.

19.2.3 Dividenden

Vorgeschlagen wurde, dass die Hauptversammlung, die den Abschluss der ENGIE Gruppe für das am 31. Dezember 2020 beendete Jahr billigen sollte, einer Dividende von 0,53 € je Aktie zustimmt. Das entspricht einer Gesamtauszahlung von 1.283 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2020 in Umlauf befindlichen Aktien. Sie wurde für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2020 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung für 2020 gehalten werden.

Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2020 umlaufenden Aktien hat diese Erhöhung einen Wert von 13 Mio. €.

Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung am 21. April 2022, wird diese Dividende am 25. April 2022 abgetrennt und am 27. April 2022 gezahlt. Sie wird im Jahresabschluss per 31. Dezember 2021 nicht als Verbindlichkeit angesetzt, da der Jahresabschluss per Ende 2021 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.

Für 2021 vorgeschlagene Dividende

Auf der Hauptversammlung, die einberufen wird, um den Abschluss der ENGIE Gruppe für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr zu billigen, werden die Aktionäre aufgefordert, einer Dividende von 0,85 € je Aktie zuzustimmen. Das entspricht einer Gesamtauszahlung von 2.057 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2021 in Umlauf befindlichen Aktien. Sie wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2021 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung für 2021 gehalten werden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2021 umlaufenden Aktien hat diese Erhöhung einen Wert von 23 Mio. €.

19.2.4 Sonstige Geschäftsvorfälle

Am 22. Dezember 2021 verkaufte ENGIE 11,5 % der Beteiligung an GRTgaz an SIG (Société d'Infrastructures Gazières), so dass der Anteilsbesitz nun 60,81 % beträgt (38,60 % SIG, 0,51 % Altos-Mitarbeiterfonds, 0,08 % eigene Aktien). Für dieses Geschäft wurde das Eigenkapital der GRTgaz Gruppe mit 9,75 Mrd. € bewertet bei einem Unternehmenswert von 14,6 Mrd. €. Die Transaktion wirkte sich mit 477 Mio. € auf den Anteil der Gruppe am Eigenkapital aus (Gewinn aus dem Verkauf) und mit 1.025 Mio. € auf das konsolidierte Eigenkapital (Verkaufspreis, abzüglich Körperschaftssteuer auf den Kapitalgewinn, Erfolgsprämien und Eintragungsgebühren).

Am 26. Mai 2021 schloss die Gruppe den Teilverkauf von 10 % der Beteiligung an GTT ab und verringerte damit den Anteil von 40,4 % und die volle Konsolidierung auf 30,4 %, bilanziert nach der Equity-Methode. Die geänderte Konsolidierungsmethode bewirkte die Entnahme von Eigenkapital nicht beherrschender Beteiligungen in Höhe von 321 Mio. €.

Hier sei darauf verwiesen, dass die Gruppe am 2. Juli 2020 eine Vereinbarung über den Verkauf von 49 % eines Portfolios von 2,3 GW Leistung aus erneuerbaren Energieträgern (in Betrieb oder im Bau) in den Vereinigten Staaten an die amerikanische Gruppe Hannon Armstrong unterzeichnete, einen führenden Investor in umweltfreundliche Lösungen. ENGIE wird diese Vermögenswerte weiterhin voll konsolidieren, betreiben und verwalten. Aus dieser Vereinbarung hat die Gruppe per 31. Dezember 2021 64 Mio. € erhalten.

19.3 Im Eigenkapital (Konzernanteil) angesetzte Gewinne und Verluste

Alle Posten der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) am 31. Dezember 2021 und 31. Dezember 2020, die in späteren Perioden in den Ertrag umgegliedert werden können.

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Schuldinstrumente	9	30
Sicherungen von Nettoinvestitionen (1)	(371)	(156)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) (1)	(699)	(1.212)
Cashflow-Sicherungen für Commodities (1)	4.383	76
Latente Steuern auf die obigen Posten	(1.064)	357
Anteil der nach der Equity-Methode bilanzierten Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern (2)	(546)	(813)
Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern	118	(1)
SUMME DER UMGLIEDERBAREN POSTEN VOR UMRECHNUNGSDIFFERENZEN	1.831	(1.719)
Umrechnungsdifferenzen	(2.136)	(2.856)
Umrechnungsdifferenzen in Verbindung mit aufgegebenen Geschäftsbereichen	-	6
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN	(306)	(4.570)

(1) Vgl. Anhang 18 "Risiken durch Finanzinstrumente"

(2) Vgl. Anhang 4 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden"

19.4 Kapitalmanagement

ENGIE SA ist bestrebt, die Finanzstruktur ständig zu optimieren, um ein optimales Gleichgewicht zwischen der wirtschaftlichen Nettoschuld und dem EBITDA zu erreichen. Wichtigstes Ziel der Gruppe beim Management ihrer Finanzstruktur ist, den Wert für Aktionäre zu maximieren, die Kapitalkosten zu verringern und genügend finanzielle Flexibilität für die Gruppe zu sichern, die sie für die weitere Expansion benötigt. Die Gruppe organisiert ihre Finanzstruktur nach den vorherrschenden wirtschaftlichen Bedingungen und nimmt erforderliche Anpassungen vor. In diesem Kontext kann sie sich dafür entscheiden, die Höhe der an die Aktionäre gezahlten Dividenden anzupassen, einen Teil des Kapitals zurückzuzahlen, Aktien zurückzukaufen (vgl. Anhang 19.1.2 "Eigene Anteile"), neue Aktien zu emittieren, Programme zur anteilsbasierten Vergütung aufzulegen, ihr Investitionsbudget neu zu bemessen oder Vermögenswerte zu verkaufen, um die Nettoschuld herabzusetzen.

Politik der Gruppe ist, bei den Rating-Agenturen einen "starken Investment Grade" zu wahren.

Dazu gestaltet sie ihre Finanzstruktur mit Blick auf die Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil der Gruppe, ihre Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennzahlen. Eine der gebräuchlichsten Kennzahlen ist die, bei der der Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit, abzüglich Fremdkapitalkosten und gezahlter Steuern, im Zähler steht und die berichtigte Nettofinanzschuld im Nenner. Die Nettofinanzschuld wird hauptsächlich im Hinblick auf die Rückstellungen für die Kernenergie und Rückstellungen für Pensionen sowie auf 50 % der Hybrid-Schulden (tief nachrangige Anleihen) angepasst. Außerdem hat die Gruppe als Zielvorgabe ein "Verhältnis von wirtschaftlicher Nettoschuld zu EBITDA" von kleiner oder gleich 4x festgelegt.

Die Zielsetzungen und die Verfahren der Gruppe für das Kapitalmanagement haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.

ENGIE SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.

ANHANG 20 Rückstellungen

Bilanzierungsstandards

Allgemeine Grundsätze beim Ansatz einer Rückstellung

Die Gruppe setzt eine Rückstellung an, wenn eine gegenwärtige Verpflichtung (gesetzlich oder faktisch) gegenüber Dritten aufgrund vergangener Ereignisse besteht, die wahrscheinlich zu einem Abfluss von Ressourcen führt, um die Verpflichtung ohne eine erwartete Gegenleistung zu erfüllen.

Eine Rückstellung für Umstrukturierungskosten wird ausgewiesen, wenn die allgemeinen Kriterien für das Bilden einer Rückstellung erfüllt sind, d. h. wenn die Gruppe einen detaillierten förmlichen Plan für die Umstrukturierung hat und begründete Erwartungen bei den Betroffenen auslöst, dass sie die Umstrukturierung durchführt, indem sie den Plan umzusetzen beginnt oder sie die Betroffenen über seine Hauptzüge informiert.

Rückstellungen mit einer Fälligkeit von mehr als 12 Monaten werden abgezinst, wenn der Abzinsungseffekt wesentlich ist. Die wichtigsten langfristigen Rückstellungen der Gruppe sind die für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs, für den Abbruch von Anlagen, für die Kosten der Flächensanierung und Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen. Die angewandten Abzinsungen spiegeln die geltenden Marktbewertungen des Zeitwerts des Geldes und die Risiken für die spezielle Verbindlichkeit wider. Aufwendungen für den Aufzinsungseffekt der Rückstellung werden im sonstigen Finanzergebnis erfasst.

Schätzungen von Rückstellungen

Zu den Faktoren, die die Höhe von Rückstellungen maßgeblich beeinflussen, insbesondere beispielsweise die für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs und den Abbruch von Kernkraftwerken und Gasinfrastruktur in Frankreich, gehören:


―	Kostenschätzungen (vor allem das gewählte Szenario für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen) (vgl. Anhang 20.2);
―	der zeitliche Anfall von Ausgaben (vor allem für die Stromerzeugung in Kernkraftwerken, den Zeitplan für die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente und für den Abbruch der Anlagen sowie den Zeitplan zum Ausstieg aus dem Gasgeschäft für die wichtigsten Gasinfrastrukturgeschäfte in Frankreich) (vgl. Anhänge 20.2 und 20.3) und
―	der auf Zahlungsströme angewandte Abzinsungssatz.

Diese Faktoren beruhen auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe heute als die zutreffendsten ansieht. Änderungen bestimmter Faktoren könnten eine maßgebliche Berichtigung dieser Rückstellungen nach sich ziehen.

In Millionen Euro	Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und Abbruch von Anlagen für Kernenergie	Abbruch von Anlagen ohne Kernenergie	Sonstige Eventualfälle	Summe
Per 31. Dezember 2020	8.941	14.677	1.112	2.342	27.073
Zuflüsse (1)	378	223	30	726	1.357
Verwendungen (1)	(329)	(202)	(90)	(587)	(1.208)
Auflösungen (1)	(1)	-	-	(12)	(13)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(6)	-	-	(11)	(18)
Auswirkung von Aufzinsungsanpassungen	64	421	26	16	528
Umrechnungsdifferenzen	2	-	22	5	29
Sonstige (2)	(2.050)	-	71	(310)	(2.289)
PER 31. DEZEMBER 2021	7.000	15.119	1.172	2.169	25.459
Langfristig	6.919	14.909	1.172	394	23.394
Kurzfristig	81	210	-	1.775	2.066

(1) Nettozuführungen zu Rückstellungen in Verbindung mit den EQUANS-Geschäften werden am 31. Dezember 2021 in Höhe von 23 Mio. € in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" angesetzt

(2) Einschließlich 666 Mio. € Rückstellungen in Verbindung mit den EQUANS-Geschäften, das als "aufgegebe Geschäftsbereiche" klassifiziert sind (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur")

Der Beitrag aus Aufzinsungsanpassungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für die Leistungsverpflichtung, abzüglich des Zinsertrags auf Planvermögen.

Die Zeile "Sonstige" enthält vor allem versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses 2021 im "Sonstigen Gesamtergebnis" sowie Rückstellungen für Vermögenswerte für Abbruch oder Flächensanierung.

Zugänge, Verwendungen, Auflösungen und der Effekt von Aufzinsungsanpassungen werden in der konsolidierten Gewinn- und -Verlustrechnung wie folgt dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021
Ertrag/	(159)
Sonstiges Finanzergebnis	(526)
SUMME	(686)

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.

20.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Vgl. Anhang 21 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".

20.2 Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung aus Kernenergie

Im Rahmen ihrer Stromerzeugung aus Kernenergie hat die Gruppe Verpflichtungen für das Management des Back-Ends des Kernbrennstoffkreislaufs und des Abbruchs von kerntechnischen Anlagen.

20.2.1 Rechtlicher Rahmen

Das belgische Gesetz vom 11. April 2003 übertrug der Konzerntochter Synatom die Verantwortung für das Management von Rückstellungen für die Abbruchkosten von Kernkraftwerken und für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen aus diesen Anlagen. Aufgabe der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP), die im Nachgang zu dem genannten Gesetz entstand, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und Verwaltung dieser Rückstellungen.

Damit die CNP in ihrer Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die wichtigsten Größen zur Bewertung dieser Rückstellungen hervorgehen. Kommt es zwischen den Dreijahresberichten zu Veränderungen, die sich wesentlich auf die benutzten finanziellen Größen auswirken könnten, d. h. auf das Industrie-Szenarium, geschätzte Kosten und Zeitplan, kann die CNP ihre Auffassung überdenken, und die Gruppe berichtigt gegebenenfalls die Gewinn- und Verlustrechnung.

Am 12. September 2019 legte Synatom der CNP den Dreijahresbericht vor. Die CNP gab dazu am 12. Dezember 2019 ihre Stellungnahme ab, die im Abschluss für das am 31. Dezember 2019 beendete Jahr Berücksichtigung fand. Die von der Gruppe angesetzten Rückstellungen wurden innerhalb des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens ermittelt, der die Betriebsdauer des Reaktors Tihange 1 und der Reaktoren Doel 1 und 2 mit 50 Jahren und die der anderen Reaktoren mit 40 Jahren festlegt. Diese Rückstellungen haben sich seitdem nicht maßgeblich geändert, abgesehen von dem Einfluss wiederkehrender Faktoren, wie dem Verlauf der Zeit (Unwinding) und Verwendungen von und Zuflüssen zu Rückstellungen für abgebrannte Brennelemente im Laufe des Jahres.

Entsprechend den geltenden Regelungen werden sie Ende 2022 erneut überprüft.

Die Rückstellungen beinhalten in ihren Annahmen alle bestehenden oder geplanten gesetzlichen Anforderungen an den Umweltschutz auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene. Würden künftig neue Gesetze verabschiedet, könnten sich die Kostenschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, ändern.

Die geschätzten Rückstellungsbeträge enthalten Margen für Eventualfälle und sonstige Risiken, die in Verbindung mit dem Management des Abbruchs und dem der abgebrannten Brennelemente entstehen können. Die Margen für Eventualfälle im Zusammenhang mit der Abfallentsorgung werden von der ONDRAF festgesetzt und sind in ihren Gebühren enthalten. Die Gruppe schätzt auch angemessene Margen für jede Kostenkategorie.

Die Gruppe ist der Auffassung, dass sich die neuesten Annahmen, die von der CNP geprüft und genehmigt sind, am besten für die Festlegung dieser Rückstellungen eignen. Doch legte die CNP in ihrer Stellungnahme vom 12. Dezember 2019 dar, dass Unsicherheit in Bezug auf bestimmte Kosten besteht, die grundsätzlich durch die Margen für Eventualfälle gedeckt sind. Dennoch hat sie ein Programm zur weiteren Bearbeitung und Analyse ab 2020 aufgestellt, das bei der Überprüfung 2022 eine Rolle spielen kann. Die Rückstellungen können später je nach Änderungen der hier aufgeführten Größen angepasst werden.

Verteilung von Rückstellungen für Abbruch auf Synatom und Electrabel:

In Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	31. Dez. 2021
Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen - Synatom	75	6.270	6.345
Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs - Synatom	134	7.895	8.030
Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen - Electrabel	-	744	744
SUMME	210	14.909	15.119

20.2.2 Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs

Bilanzierungsstandards

Zuweisungen zu Rückstellungen für das Back-End des Kernbrennstoffkreislaufs werden nach den Durchschnittskosten für die Mengen berechnet, deren Verbrauch bis zum Ende der Betriebsdauer der Anlagen erwartet wird, angewendet auf die am Bilanzstichtag verbrauchten Mengen. Eine jährliche Allokation wird auch für die Aufzinsung von Rückstellungen angesetzt.

Werden abgebrannte Brennelemente aus einem Reaktor entfernt und zeitweilig vor Ort gelagert, ist eine Konditionierung möglicherweise nach der Wiederaufbereitung (1) erforderlich, bevor sie in ein Langzeitlager verbracht werden.

Am 9. Februar 2018 schlug die ONDRAF vor, dass ein geologisches Tiefenlager als nationale Politik für den Umgang mit hochradioaktivem bzw. langlebigem radioaktivem Abfall zu erklären sei. Wenn die Bundesagentur für Nuklearkontrolle (Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire - AFCN) ihre Stellungnahme abgegeben hat, muss die belgische Regierung dem Vorschlag noch zustimmen.

Zudem ist ENGIE der Auffassung, dass das von der CNP übernommene "gemischte" Szenario weiterhin gilt, wonach ein Teil des Brennstoffs wiederaufbereitet und der Rest direkt ohne Wiederaufbereitung entsorgt wird.

Die Rückstellungen der Gruppe für die Wiederaufbereitung und Lagerung von Kernbrennstoff decken alle Kosten in Verbindung mit dem "gemischten" Szenario, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung, Konditionierung, externe Lagerung und unterirdische Entsorgung. Sie sind auf der Grundlage folgender Prinzipien und Größen berechnet:


―	die Kosten für die Lagerung umfassen in erster Linie die für Bau und Betrieb zusätzlicher Trockenlager und das Betreiben bestehender Anlagen wie auch die Kosten für den Ankauf von Behältern;
―	ein Teil der abgebrannten radioaktiven Brennelemente wird zur Wiederaufbereitung gebracht. Wiederaufbereitetes Plutonium und Uran werden an Dritte zu regelmäßig überprüften Kosten verkauft;
―	abgebrannte und nicht wiederaufbereitete radioaktive Brennelemente müssen konditioniert werden. Dazu sind Konditionierungsanlagen nach den von der ONDRAF genehmigten Kriterien zu errichten. Die Empfehlungen der ONDRAF hinsichtlich der Kosten dieser Anlagen wurden vollständig berücksichtigt;
―	die Rückstände aus der Wiederaufbereitung und konditionierte abgebrannte Brennelemente werden an ONDRAF übergeben;
―	die Kosten für das Verbringen von Brennelementen in geologische Tiefenlager werden ausgehend von der durch die ONDRAF festgelegte Lizenzgebühr geschätzt, die auf Gesamtkosten für die Endlagerstätte von 10,7 Mrd. €2017 beruht. Die geschätzten Kosten für die Umsetzung einer vorläufigen AFCN-Empfehlung für eine zusätzliche Bohrung wurden aufgrund von Empfehlungen der ONDRAF ebenfalls aufgenommen. Weitere Anpassungen zur Betriebssicherheit der Entsorgungsstätte werden mit der ONDRAF diskutiert und können zu einer Überprüfung der Kosten führen, wenn sie die Beträge überschreiten, die durch die Margen für Eventualfälle gedeckt sind, die in der Bewertung durch die ONDRAF bereits enthalten sind.
―	die langfristige Verpflichtung berechnet sich nach den geschätzten internen und externen Kosten, die nach Angeboten Dritter bewertet werden;
―	das Referenzszenario beinhaltet das jüngste Szenario der ONDRAF, wonach die unterirdische Lagerung etwa 2070 beginnt und etwa 2.135 endet.
―	als Abzinsungssatz wurden 3,25 % angewandt. Er berücksichtigt (i) eine Analyse von Trends für die langfristigen Referenzzinssätze und ihrer historischen und prognostizierten Mittelwerte sowie (ii) die Langfristigkeit der Verbindlichkeiten angesichts der Konditionierung und Entsorgung abgebrannter Brennelemente, die bis 2070 aufgeschoben wurde.

Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen von den Schätzungen abweichen. Der gegenwärtige rechtliche Rahmen in Belgien gestattet keine Wiederaufbereitung und hat auch ein geologisches Tiefenlager als Politik für den Umgang mit mittel- und hochradioaktivem Abfall noch nicht bestätigt.

Im Hinblick auf ein Szenario der teilweisen Wiederaufbereitung wurden nach Annahme eines Beschlusses der Abgeordnetenkammer 1993 die Verträge über die Wiederaufbereitung, die noch nicht in Kraft getreten waren, ausgesetzt und 1998 gekündigt. Das akzeptierte Szenario beruht auf der Annahme, dass die belgische Regierung Synatom gestattet, abgebrannte Brennelemente wiederaufzubereiten, und dass sich Belgien und Frankreich dahingehend einigen, dass Orano (früher: Areva) die Verantwortung für diese Wiederaufbereitung übertragen wird. Ein Szenario, das die direkte Abfallentsorgung ohne Wiederaufbereitung annimmt, würde die Rückstellung im Vergleich zu einer Rückstellung für das "gemischte" Szenario verringern, wie es derzeit von der CNP benutzt wird und genehmigt ist;

Die belgische Regierung hat noch keinen Beschluss dazu gefasst, ob der Abfall in ein geologisches Tiefenlager oder in ein Langzeitlager verbracht werden soll. Am 27. November 2019 sandte die Europäische Kommission eine begründete Stellungnahme nach Belgien und verletzte damit das Verfahren gemäß Artikel 258 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union mit der Begründung, dass Belgien noch kein nationales Programm für den Umgang mit radioaktivem Abfall verabschiedet hat, das den verschiedenen Erfordernissen in der Richtlinie über den Umgang mit abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen Rechnung trägt (Richtlinie des Rates 2011/70/Euratom). In diesem Stadium gibt es daher nur ein nationales Programm für die sichere Lagerung abgebrannter Brennelemente, die auf die Wiederaufbereitung oder eine Langzeitlagerung warten. Das von der CNP angenommene Szenario basiert darauf, dass der Abfall in ein geologisches Tiefenlager an einem noch zu findenden und zu klassifizierenden Ort in Belgien verbracht wird.

Empfindlichkeit

Rückstellungen für das Back-End des Kernbrennstoffkreislaufs bleiben für Annahmen in Bezug auf Kosten, zeitliche Abläufe und Ausgaben wie auch auf Abzinsungssätze empfindlich:


―	eine Gebührenerhöhung der ONDRAF um 10 % über die Lizenzgebühr für die Entsorgung von hochradioaktivem bzw. langlebigem Abfall bei unverändertem Spielraum für unvorhergesehene Ausgaben würde zu größeren Rückstellungen von etwa 175 Mio. € führen;
―	um fünf Jahre vorgezogene Ausgaben der ONDRAF für vorübergehende Lagerung, Konditionierung und Langzeitlagerung von hochradioaktivem bzw. langlebigem radioaktivem Abfall würde zu höheren Rückstellungen von etwa 170 Mio. € führen. Eine Verzögerung im Zahlungsplan für diese verschiedenen Ausgaben um fünf Jahre hätte eine Verringerung von weniger als diesem Betrag zur Folge;
―	eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um 10 Basispunkte könnte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für das Back-End des Kernbrennstoffkreislaufs von etwa 260 Mio. € führen. Eine Senkung der Abzinsungssätze würde zu einer Zunahme ausstehender Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Abzinsungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.

Diese Empfindlichkeiten sind eine rein finanzielle Kalkulation und daher angesichts der Vielzahl sonstiger Größen - einige davon können interdependent sein - bei der Evaluierung mit Vorsicht zu interpretieren.

20.2.3 Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen

Bilanzierungsstandards

Eine Rückstellung wird erfasst, wenn die Gruppe eine gegenwärtige gesetzliche oder faktische Verpflichtung hat, Anlagen abzubauen oder Flächen zu sanieren. Der Barwert der Verpflichtung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme stellt den Anfangsbetrag der Rückstellung für den Abbruch dar, wobei auf der anderen Seite ein Vermögenswert in gleicher Höhe steht, der in den Buchwert der betreffenden Anlagen einfließt. Dieser Vermögenswert wird planmäßig über die Betriebsdauer der Anlagen abgeschrieben und gehört zu den Vermögenswerten, die auf Werthaltigkeit getestet werden. Berichtigungen der Rückstellung infolge späterer Änderungen (i) des erwarteten Abflusses von Ressourcen, (ii) des zeitlichen Anfalls von Aufwendungen für den Abbruch oder (iii) des Abzinsungssatzes werden von den Kosten des entsprechenden Vermögenswerts abgezogen oder ihnen unter bestimmten Umständen hinzugefügt. Die Auswirkungen der Aufzinsung werden für die Periode als Aufwand erfasst.

Eine Rückstellung wird auch für die kerntechnischen Anlagen verbucht, für die die Gruppe ein Kapazitätsrecht hat, und zwar bis zu ihrem Anteil an den erwarteten Abbruchkosten, den die Gruppe zu tragen hat.

Kernkraftwerke müssen am Ende ihrer Betriebsdauer demontiert werden. Rückstellungen werden im Abschluss der Gruppe gebildet, um alle Kosten für (i) die Abschaltphase mit Abtransport der abgebrannten radioaktiven Brennelemente vom Standort und (ii) die Abbruchphase abzudecken, zu der die Außerbetriebsetzung und die Reinigung des Standorts gehören.

Die Abbruchstrategie basiert auf dem Abbruch von Anlagen (i) gleich nach Abschaltung des Reaktors, (ii) in der Masse statt standortweise und (iii) komplett, so dass die Fläche danach bis zur grünen Wiese zurückgebaut wird.

Rückstellungen für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen werden nach folgenden Grundsätzen und Vorgaben berechnet:


―	die Laufzeit für Tihange 1 und Doel 1 und 2 beträgt 50 Jahre, die für die anderen Anlagen 40 Jahre;
―	der Beginn der technischen Abschaltmaßnahmen hängt von der jeweiligen Anlage und dem Betriebsfahrplan für den Kernreaktor als Ganzes ab. Nach den Abschaltmaßnahmen beginnen sofort die Abbrucharbeiten;
―	das angenommene Szenario beruht auf einem Abbruchprogramm und Zeitplänen, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen müssen. Mit der AFCN hat ein Dialog über die Sicherheitsbedingungen für die Phasen der Außerbetriebsetzung und des Abbruchs von Kraftwerken begonnen. Die Kosten können sich je nach Ergebnis dieser Gespräche und dem detaillierten Zeitplan für die Umsetzung dieser Phasen ändern, der gerade erarbeitet wird;
―	langfristig zu tragende Kosten werden unter Bezug auf die geschätzten Kosten für jede kerntechnische Anlage berechnet, ausgehend von einer Untersuchung durch unabhängige Gutachter, falls die Anlagen in der Masse abgebaut werden. Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des zeitlichen Anfalls von Zahlungen von den Schätzungen abweichen;
―	Gebühren für den Umgang mit Abbruchabfall der Klassen A - geringe oder mittlere Aktivität und kurzlebig - und B - geringe oder mittlere Aktivität und langlebig - werden auf Grundlage der von der ONDRAF festgelegten Lizenzgebühren ermittelt und enthalten von der ONDRAF empfohlene Spannen für das Risiko der Umklassifizierung von Abfall in Anbetracht der Ungewissheit hinsichtlich der Definition von Kriterien für die Zuordnung zu solchen Klassen. Die Schwierigkeit, Betriebsgenehmigungen zur Lagerung von Abfällen der Klasse A zu erlangen, hat die ONDRAF veranlasst, eine neue technische Lösung für die Lagerung zu finden und 2022 eine neue Bewertung vorzulegen;
―	für die verschiedenen Phasen wird die Einbeziehung normaler Spielräume für Eventualfälle, die die ONDRAF und die CNP überprüfen, berücksichtigt; eine weitere Studie der Unsicherheiten und Eventualfälle, die mit diesen Margen abzudecken sind, wird im Zuge der nächsten Revision durchgeführt;
―	bis zum Ende der Abbruchverpflichtungen wird zur Ermittlung des Wertes der künftigen Verpflichtung eine Inflationsrate von 2,0 % angesetzt;
―	ein Abzinsungssatz von 2,5 % (einschließlich 2,0 % Inflation) wird angesetzt, um den Nettobarwert (NBW) der Verpflichtung zu bestimmen. Er berücksichtigt (i) eine Trendanalyse für konsistente Referenzzinssätze und ihrer historischen und prognostizierten Mittelwerte sowie (ii) die Laufzeit des Abbruchprogramms, das bis Ende 2040 geplant ist.

Empfindlichkeit

Ausgehend von den derzeit benutzten Größen zur Schätzung von Kosten und zum Zeitplan von Zahlungen könnte eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um 10 Basispunkte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Abbruch von etwa 62 Mio. € führen. Sinkende Abzinsungssätze hätten eine Erhöhung der ausstehenden Rückstellungen zur Folge.

Um 10 % steigende Kosten für Stilllegung und Abbruch könnten den Saldo der Abbruch-Rückstellungen um etwa 635 Mio. € ändern.

Diese Empfindlichkeit ist eine rein finanzielle Kalkulation und daher angesichts der Vielzahl sonstiger Größen - einige davon können interdependent sein - bei der Evaluierung mit Vorsicht zu interpretieren.

20.2.4 Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von kerntechnischen Anlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken

20.2.4.1 Grundsätze, Ziele und Unternehmensführung

Wie bereits erwähnt, räumte das belgische Gesetz vom 11. April 2003 Synatom, einer 100%igen Tochter der Gruppe, die Verantwortung für Management und Investition von Geldern ein, die Betreiber von Kernkraftwerken in Belgien zahlen und die die Kosten für den Abbruch von Kernkraftwerken und den Umgang mit spaltbarem radioaktivem Material decken sollen. Nach diesem Gesetz kann Synatom Betreibern von Kernkraftwerken für bis zu 75% dieser Gelder Kredite gewähren, sofern sie bestimmte Bonitätskriterien erfüllen. Den Anteil der Abgaben, die keine Darlehen an Betreiber kerntechnischer Anlagen darstellen, investiert Synatom entweder in externe finanzielle Vermögenswerte oder in Darlehen an Unternehmen, die die gesetzlich vorgeschriebenen "Bonitätskriterien" erfüllen.

Ab Oktober 2019 hat Electrabel keine weiteren Kredite für Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs aufgenommen und zugesichert, alle dafür aufgenommenen Kredite bis 2025 zurückzuzahlen. 2021 investierte Synatom daher fast 1,3 Mrd. € in externe finanzielle Vermögenswerte, um die künftigen Kosten für den Umgang mit spaltbarem radioaktivem Material zu decken.

Unter den Bedingungen der Diversifizierung, der Risikominimierung und der Verfügbarkeit, wie im Gesetz vom 11. April 2003 vorgesehen, besteht das Ziel von Synatom bei der Investition in diese Vermögenswerte darin, langfristig und mit einem akzeptablen Risiko eine ausreichende Rendite zu erzielen, um die Abbruchkosten und den Umgang mit spaltbarem radioaktivem Material abzudecken.

Im Einklang mit dem Gesetz vom 11. April 2003 und nach Rücksprache mit der CNP sind der Aufsichtsrat von Synatom und der Investitionsausschuss für die Bestimmung der Investitionspolitik von Synatom verantwortlich. Auf der Grundlage einer strikten Risikosteuerung beaufsichtigt der Investitionsausschuss Investitionsentscheidungen, deren Management bei einem Team liegt, an dessen Spitze ein Geschäftsführer für Investitionen steht.

20.2.4.2 Strategische Allokation und Zusammensetzung von finanziellen Vermögenswerten

Über die strategische Allokation finanzieller Vermögenswerte wird auf der Grundlage regelmäßiger Analysen von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten entschieden, bei denen es darum geht, die Kategorien von Vermögenswerten und ihr jeweiliges Gewicht zu bestimmen, um das Renditeziel zu erreichen und den Risikorahmen einzuhalten, der für jede Art von Verbindlichkeit festgelegt ist.

Diese Allokation sieht je nach Art der Verbindlichkeit und den unterschiedlichen Investitionshorizonten und Abzinsungssätzen anders aus. Eigene Risikoprofile gelten für:


―	Vermögenswerte im Zusammenhang mit Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken;
―	Vermögenswerte im Zusammenhang mit Rückstellungen für den Umgang mit spaltbarem radioaktivem Material.

Das von den zwei genannten Risikoprofilen ausgehende Allokationsziel von Planvermögen sieht so aus:

In %	Umgang mit spaltbarem radioaktivem Material	Abbruch
Aktien	40 %	30 %
Anleihen	40 %	70 %
Nicht notierte Wertpapiere	20 %	0 %
SUMME	100 %	100 %

Börsennotierte Aktien bestehen aus internationalen Wertpapieren. Börsennotierte Anleihen bestehen aus internationalen Staatsanleihen und internationalen Industrieanleihen. Nicht an der Börse notierte Vermögenswerte bestehen aus Wertpapieren, die für Fonds oder Immobilien, Private Equity, Infrastruktur- oder Private-Debt-Anlageinstrumente stehen. Die Investitionen werden von speziellen Asset-Management-Unternehmen verwaltet.

Synatom ist der Überzeugung, dass die Einbeziehung von ökologischen und sozialen Prinzipien und Grundsätzen der guten Unternehmensführung (ESG) in Investitionsentscheidungen für ein besseres Management nicht finanzieller Risiken sorgt, um langfristig nachhaltige Renditen zu erzielen. Die Aufnahme von ESG-Prinzipien bedeutet eine umfassendere Sicht auf Risiken und Chancen, die die finanzielle Performance beeinflussen können. Auch bei der Wahl externer Manager spielen ESG-Prinzipien eine Rolle.

Zur Umsetzung dieser Investitionspolitik hat Synatom einen Geldmarktfonds (SICAV) nach Luxemburger Recht, einen Investitionsfonds für Kernenergie und einen neu geschaffenen Geldmarktfonds nach belgischem Recht, den Belgian Nuclear Liabilities Fund ("BNLF").

20.2.4.3 Änderungen der finanziellen Vermögenswerte 2021

Der Wert der finanziellen Vermögenswerte zur Deckung der Rückstellungen für Kernenergie belief sich am 31. Dezember 2021 auf 5.501 Mio. €, die Rendite lag für dieses Jahr bei 7,63 %. Die Haupttreiber für diese Performance waren Aktien, denn der weltweite Aktienmarkt profitierte von guten wirtschaftlichen Aussichten und den Ergebnissen für den Konzern, die höher als erwartet ausfielen. Bei den Anleihen lief es eher verhalten, die Rendite verbesserte sich aber am langfristigen Ende der Ertragskurve.

20.2.4.4 Bewertung finanzieller Vermögenswerte 2021

Kredite an konzernfremde Unternehmen und sonstige Bareinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Kredite an Dritte	8	11
Kredit an Sibelga	8	11
Sonstige Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	167	332
Schuldinstrumente - verfügungsbeschränkte Barmittel	167	332
Summe Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet	174	343
Eigenkapital- und Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.509	406
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	11	-
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.520	406
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	2.254	1.895
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	1.552	1.191
Schuldinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert	3.806	3.086
Summe Eigenkapital- und Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert bewertet	5.326	3.492
Derivative Instrumente	4	20
TOTAL (1)	5.505	3.855

(1) Ohne Uranvorräte im Wert von 414 Mio. € am 31. Dezember 2021 (540 Mio. € am 31. Dezember 2020)

Kredite an konzernfremde Unternehmen und Zahlungsmittel, die von Geldmarktfonds gehalten werden (OPCVM), stehen in der Bilanz unter "Kredite und Forderungen, zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet". Geldmarktanleihen und zugehörige Sicherungsinstrumente, die Synatom hält, sind bei den Eigenkapital- oder Schuldinstrumenten dargestellt (vgl. Anhang 17.1 "Finanzielle Vermögenswerte").

Aufgliederung der Änderung des kumulativen beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte von Synatom:

	Kumulative Änderung des beizulegenden Zeitwerts gebundener finanzieller Vermögenswerte
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---
Eigenkapitalinstrumente, bewertet zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis	116	17
Eigenkapitalinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	-	-
Schuldinstrumente, zum beizulegenden Zeitwert mit Erfassung der Wertänderungen im sonstigen Gesamtergebnis bewertet	51	32
Schuldinstrumente, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet	154	45
SUMME	321	95

Der von diesen Vermögenswerten für die Periode generierte Jahresüberschuss betrug 2021 228 Mio. € (2020 waren es negative 31 Mio. €).

	Auswirkungen auf die Rendite gebundener finanzieller Vermögenswerte
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
---	---	---
Veräußerungserlöse	50	21
Vereinnahmte Dividenden	45	34
Vereinnahmte Zinsen	7	6
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung designiert sind	(115)	(6)
Erfolgswirksame Änderung des beizulegenden Zeitwerts gebundener Vermögenswerte	241	(87)
SUMME	228	(31)

20.3 Abbruch von Kraftwerken ohne Kernenergie und von Maschinen und Flächensanierung

20.3.1 Abbruchverpflichtungen für Kraftwerke ohne Kernenergie und von Maschinen

Bestimmte Anlagen und Maschinen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Übertragungs- und Verteilungsleitungen, Speicherstätten und LNG-Terminals, müssen am Ende ihrer Betriebsdauer abgebaut oder zumindest sicher stillgelegt werden. Diese Verpflichtungen ergeben sich aus geltenden Umweltschutzbestimmungen in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung der Gruppe. Das wichtigste Problem der Gruppe ist die Gasinfrastruktur in Frankreich.

Die politischen und gesellschaftlichen Leitlinien für die Energiewende in Frankreich zielen auf die Klimaneutralität bis 2050, indem man Treibhausgasemissionen senkt und erneuerbare Energieträger oder sogenannte grüne Energie, insbesondere Biomethan und Wasserstoff, fördert. Die verschiedenen Szenarien für die Klimaneutralität, vor allem die Nationale Strategie für kohlenstoffarme Energie in Frankreich oder die Studie zu energetischen Zukunftsperspektiven "Futurs énergétiques" des Stromnetzbetreibers RTE - sie alle führen zu einer maßgeblichen Verringerung des Gasverbrauchs. Die Gruppe analysiert diese Aussichten sehr genau, insbesondere, um ihre Strategie zu erarbeiten und die Nutzungsdauer von Gasinfrastruktur abzuschätzen und Rückstellungen für den Abbruch zu bewerten.

Im Einklang mit dem Ziel der Klimaneutralität bis 2050 hat sich die Gruppe auf ein langfristiges Szenario festgelegt, mit dem sie ihre Strategie umsetzt. Sie kombiniert eine angemessene Stromerzeugung, d. h. knapp unter 50 % des Endbedarfs 2050, mit der ambitionierten Entwicklung einer breiten Palette grüner Gase (Biomethan, synthetisches e-CH4, Erdgas mit CO2-Sequestrierung und reiner Wasserstoff). Angesichts der Bedeutung dieser grünen Gase für den Energiemix 2050 und später in Frankreich wird die Gasinfrastruktur weitgehend erforderlich bleiben und für die Flexibilität des Energiesystems wesentlich sein. Die Anpassung und Umstellung dieser Infrastruktur auf grüne Gase bedeutet, dass sie in der sehr fernen Zukunft verwendet werden kann. Also ist der Barwert von Rückstellungen für ihren Abbruch fast gleich null, ausgenommen der Sonderfall von LNG-Terminals und nicht regulierten Lagerstätten. Rückstellungen für den Abbruch von LNG-Terminals und Lagerstätten beliefen sich am 31. Dezember 2021 auf 402 Mio. € im Vergleich zu 367 Mio. € am 31. Dezember 2020.

In Anbetracht des zeitlichen Horizonts und der vielen zugrunde liegenden Daten (insbesondere mehr Wissen über die Kompatibilität der Gasinfrastruktur mit Wasserstoff und Änderungen der staatlichen Politik in Frankreich und Europa) beurteilt die Gruppe das langfristige Szenario weiterhin regelmäßig, das sie in die Lage versetzt, bis 2050 klimaneutral zu werden. Diese Einschätzungen werden mit einer Überprüfung der Bewertung von Rückstellungen für Abbruch einhergehen.

20.3.2 Kraftwerk und Kohlebergwerk Hazelwood (Australien)

Die Gruppe und ihr Geschäftspartner Mitsui verkündeten im November 2016 ihren Beschluss zur Stilllegung des Kohlekraftwerks Hazelwood und die Beendigung des Kohleabbaus im angrenzenden Tagebau für Ende März 2017. Die Gruppe ist mit 72 % an dem früheren 1.600-MW-Kraftwerk und dem angrenzenden Tagebau beteiligt, die als gemeinschaftliche Tätigkeit konsolidiert wurden.

Per 31. Dezember 2021 belief sich der Anteil der Gruppe (72 %) an der Rückstellung für die Verpflichtung zu Abbruch und Flächensanierung des Tagebaus auf 251 Mio. €.

Abbruch und Flächensanierung begannen 2017. Der Schwerpunkt lag auf: Management der Standortkontamination; Planung der umwelttechnischen Standortsanierung; Demontage und Abbruch aller Industrieanlagen am Standort, einschließlich des früheren Kraftwerks; stetes Abpumpen des Wassers und spezielle Erdarbeiten im Tagebau, um die Sohle zu sichern und die Stabilität zu verbessern, denn langfristig soll ein Tagebausee entstehen.

Mehrere Leitlinien und Gesetze mit direkter oder indirekter Auswirkung auf die Rekultivierung des Tagebaus und auf die Behörden, die sie umsetzen, wurden jüngst überarbeitet. Infolgedessen müssen die geltenden regulatorischen Verpflichtungen möglicherweise während der Projektdauer revidiert werden, was sich bei den Rückstellungen bemerkbar machen würde.

Für die Höhe der Rückstellungen gilt eine durchschnittliche Abzinsung von 2,04 %.

Die angesetzte Rückstellung basiert auf der derzeit besten Schätzung der Gruppe von Abbruch- und Sanierungskosten, die für Hazelwood vermutlich anfallen. Doch muss die Höhe dieser Rückstellung künftig eventuell angepasst werden, um Änderungen entscheidender Parameter zu berücksichtigen.

20.4 Sonstige Eventualfälle

Diese Position umfasst im Wesentlichen Rückstellungen für handelsrechtliche Auseinandersetzungen, Steuerforderungen und Streitigkeiten (ohne Ertragsteuer nach IFRIC 23) sowie Rückstellungen für belastende Verträge im Zusammenhang mit Verträgen über die Reservierung von Speicher- und Transportkapazität.

ANHANG 21 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Bilanzierungsstandards

Je nach geltender Gesetzgebung und Praxis in den Ländern, in denen die Gruppe tätig ist, haben die Unternehmen der Gruppe Verpflichtungen im Hinblick auf Pensionen, Vorruhestandszahlungen, Ruhestandsprämien und sonstige Leistungspläne. Solche Verpflichtungen gelten generell gegenüber allen Arbeitnehmern in den jeweiligen Unternehmen.

Die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und andere Leistungen an Arbeitnehmer werden nach IAS 19 angesetzt und bewertet. Demnach:

―

werden die Kosten der beitragsorientierten Pläne ausgehend von der Beitragshöhe, die in der Periode zu zahlen ist, als Aufwand gebucht;

―

werden die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer aus den leistungsorientierten Plänen versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. Diese Berechnungen beruhen auf Annahmen zu Sterblichkeitsrate, Personalfluktuation und geschätzten künftigen Lohnerhöhungen sowie auf den speziellen wirtschaftlichen Bedingungen in jedem Land oder Unternehmen der Gruppe. Die Abzinsungssätze werden mit Bezug auf die Rendite von Unternehmensanleihen mit Investment Grade am Bewertungstag in der jeweiligen geografischen Region ermittelt (oder von Staatsanleihen in Ländern, in denen es keinen repräsentativen Markt für solche Unternehmensanleihen gibt).

Pensionsverpflichtungen werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Die Gruppe ist der Auffassung, dass die Annahmen zur Bewertung ihrer Verpflichtungen nachvollziehbar und dokumentiert sind. Änderungen dieser Annahmen könnten jedoch eine maßgebliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

Rückstellungen werden angesetzt, wenn Verpflichtungen aus diesen Plänen den beizulegenden Zeitwert des Planvermögens übersteigen. Ist der Wert des Planvermögens (nötigenfalls gedeckelt) größer als die entsprechenden Verpflichtungen, wird der Überschuss unter "Sonstige Vermögenswerte" als (kurzfristiger oder langfristiger) Vermögenswert erfasst.

Für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses gilt, dass versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt werden. Berichtigungen aus der Anwendung der Wertobergrenze auf die Nettovermögenswerte bei überfinanzierten Plänen sind gegebenenfalls auf ähnliche Weise zu behandeln. Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus sonstigen langfristigen Leistungen wie Treueprämien werden jedoch unmittelbar im Ertrag ausgewiesen.

Der Nettozins auf die Nettoverbindlichkeit (den Vermögenswert) aus einem leistungsorientierten Plan wird im Nettofinanzergebnis dargestellt.

21.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne

21.1.1 Unternehmen der Strom- und Gasbranche in Frankreich

Seit 1. Januar 2005 ist die CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières) mit den Leistungsplänen für Pensionierung, Erwerbsunfähigkeit, Todesfall, Arbeitsunfall und Berufskrankheit für die Unternehmen der Strom- und Gasindustrie (im Folgenden "EGI") in Frankreich befasst. Die CNIEG ist ein gesetzliches Sozialversicherungsorgan privaten Rechts in der gemeinsamen Verantwortung der Ministerien, die für die Sozialversicherung und den Haushalt zuständig sind.

Beschäftigte und Rentner aus Unternehmen des EGI-Sektors sind seit 1. Januar 2005 vollständig der CNIEG angeschlossen. Die wichtigsten angegliederten Unternehmen der Gruppe sind ENGIE SA, GRDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, ENGIE Thermique France, CPCU, CNR und SHEM.

Infolge der Finanzierungsreform des EGI-Sonderpensionsplans gemäß Gesetz Nr. 2004-803 vom 9. August 2004 und seinen Durchführungsbestimmungen wurden den verschiedenen EGI-Unternehmen spezielle Leistungen (Pensionsleistungen zusätzlich zu den gesetzlichen Standardleistungen) zugeteilt, die am 31. Dezember 2004 bereits erdient waren ("in der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen"). In der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) im regulierten Übertragungs- und Verteilungsgeschäft ("regulierte in der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen") werden durch eine Abgabe auf die Übertragungs- und Verteilungsleistungen für Gas und Strom (Contribution Tarifaire d' Acheminement) finanziert und stellen daher keine Verpflichtung der ENGIE-Gruppe mehr dar. In der Vergangenheit erworbene nicht regulierte Ansprüche auf Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) werden von Unternehmen des EGI-Sektors in dem Umfang finanziert, wie er in der Verordnung Nr. 2005-322 vom 5. April 2005 festgesetzt ist.

Der EGI-Sonderpensionsplan ist eine gesetzliche Rentenversicherung, die neuen Mitgliedern offensteht.

Entsprechend ihrem Anteil an den Lohnkosten innerhalb des EGI-Sektors finanzieren die Unternehmen des EGI-Sektors die aus dem Plan ab 1. Januar 2005 erdienten Sonderleistungen vollständig.

Da es sich hier um einen leistungsorientierten Plan handelt, hat die Gruppe eine Pensionsrückstellung für Sonderleistungen gebildet, die den Arbeitnehmern im nicht regulierten Bereich gezahlt werden, und für Sonderleistungen, die Arbeitnehmer im regulierten Geschäft seit 1. Januar 2005 erdient haben. Diese Rückstellung deckt auch die Vorruhestandsverpflichtungen der Gruppe ab. Die Höhe der Rückstellung kann in Abhängigkeit vom Anteil der Unternehmen der Gruppe am EGI-Sektor schwanken. Pensionsleistungsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG bewertet.

Per 31. Dezember 2021 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 3,9 Mrd. €.

Die Dauer der Pensionsleistungsverpflichtung aus dem EGI-Pensionsplan beträgt 23 Jahre.

21.1.2 Unternehmen der Strom- und Gasindustrie in Belgien

In Belgien werden die Ansprüche der Beschäftigten der Strom- und Gasunternehmen, hauptsächlich von Electrabel, Laborelec sowie einiger Arbeitnehmer-Kategorien von ENGIE Energy Management Trading und ENGIE CC, in Tarifverträgen geregelt.

Diese Verträge, die für Tarifbeschäftigte gelten, die vor dem 1. Juni 2002 eingestellt wurden, und für Führungskräfte, die vor dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden, sehen Leistungen vor, die Arbeitnehmer zu einer Zusatzrente in Höhe von 75 % ihres letzten Jahreseinkommens bei voller Versicherungszeit zusätzlich zu der gesetzlichen Rente berechtigen. Diese zusätzlichen Rentenzahlungen aus leistungsorientierten Pensionsplänen dienen teilweise der Hinterbliebenenversorgung. In der Praxis werden die Leistungen für die Mehrheit der Planbegünstigten in Form einer Pauschale gezahlt. Die meisten Verpflichtungen aus diesen Pensionsplänen werden aus Pensionsfonds, die für den Strom- und Gassektor eingerichtet wurden, und durch bestimmte Versicherungsgesellschaften finanziert. Vorfinanzierte Pensionspläne werden aus Beiträgen von Arbeitgebern und Arbeitnehmern finanziert. Die Arbeitgeberbeiträge werden jährlich auf der Grundlage versicherungsmathematischer Bewertungen errechnet.

Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31. Dezember 2021 etwa 20 % der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt 11 Jahre.

Für Tarifbeschäftigte, die nach dem 1. Juni 2002 und Führungskräfte, die (i) nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden oder die (ii) die Übernahme in beitragsorientierte Pläne gewählt haben, gelten beitragsorientierte Pläne. Vor dem 1. Januar 2017 sah das Gesetz eine durchschnittliche jährliche Mindestrendite vor (3,75 % für Beiträge aus Löhnen und 3,25 % für Arbeitgeberbeiträge), wenn die Sparpläne aufgelöst werden.

Das Gesetz über Zusatzpensionen, das am 18. Dezember 2016 verabschiedet wurde und am 1. Januar 2017 in Kraft getreten ist, sieht nun eine Mindestrendite je nach der tatsächlichen Rendite belgischer Staatsanleihen im Bereich von 1,75 % bis 3,25 % vor (die Höhe gilt jetzt für die Arbeitnehmer- und Arbeitgeberbeiträge gleichermaßen). 2021 lag die Mindestrendite bei 1,75 %.

Die Aufwendung für diese beitragsorientierten Pläne war 2021 mit 38 Mio. € angesetzt (2020: 37 Mio. €).

21.1.3 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber

Beschäftigte einiger Unternehmen der Gruppe sind gemeinschaftlichen Pensionsplänen mehrerer Arbeitgeber zugeordnet.

Bei gemeinschaftlichen Plänen mehrerer Arbeitgeber sind die Risiken auf eine Weise gepoolt, dass der Plan durch einen einzigen Beitragssatz für alle angegliederten Unternehmen und für alle Arbeitnehmer finanziert wird.

Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber sind in den Niederlanden besonders verbreitet, wo von den Beschäftigten üblicherweise verlangt wird, einem Pflichtsystem der Branchen beizutreten. Diese Pläne gelten für eine erhebliche Zahl von Arbeitgebern, so dass sich die Auswirkung eines potenziellen Ausfalls eines Mitgliedsunternehmens in Grenzen hält. Bei einem Ausfall werden die erdienten Ansprüche in speziellen Teilvermögen gehalten und nicht auf die anderen Mitglieder übertragen. Refinanzierungspläne können aufgestellt werden, um einen Ausgleich der Mittel zu sichern.

Die ENGIE Gruppe bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne.

Der 2021 für gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber angesetzte Aufwand blieb mit 74 Mio. € im Vergleich zu 2020 stabil.

21.1.4 Sonstige Pensionspläne

Die meisten sonstigen Unternehmen der Gruppe gewähren ihren Beschäftigten ebenfalls Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung ist der Anteil der leistungsorientierten und der beitragsorientierten Pläne innerhalb der Gruppe fast gleich groß.

Die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe außerhalb Frankreichs, Belgiens und der Niederlande betreffen:


―	Großbritannien: Die große Mehrheit leistungsorientierter Pensionspläne lässt keine neuen Beitritte mehr zu, Leistungen aus diesen Plänen können nicht mehr erdient werden. Alle Unternehmen haben beitragsorientierte Pläne. Die Pensionsverpflichtungen der Tochtergesellschaften von International Power in Großbritannien werden durch einen speziellen Pensionsplan für den Stromversorgungsbereich (Electricity Supply Pension Scheme - ESPS) abgedeckt. Die Vermögenswerte dieses leistungsorientierten Plans sind in separate Fonds investiert. Seit 1. Juni 2008 ist dieser Plan geschlossen, für Neueinstellungen gibt es einen beitragsorientierten Plan;
―	Deutschland: Die deutschen Tochtergesellschaften der Gruppe haben ihre leistungsorientierten Pläne für Neueinstellungen geschlossen und bieten jetzt beitragsorientierte Pläne an;
―	Brasilien: ENGIE Brasil Energia hat einen eigenen Pensionsplan. Es ist ein zweigliedriges System. Ein Teil ist leistungsorientiert (geschlossen), der andere beitragsorientiert und steht Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen.

21.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen

21.2.1 Sonstige Leistungen für gegenwärtige und frühere Beschäftigte des EGI-Sektors

Zu den sonstigen Leistungen für Beschäftigte des EGI-Sektors zählen:

―

Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:

―


―	niedrigere Energiepreise,
―	Abfindungen bei Rentenantritt,
―	Zusatzurlaub,
―	Sterbegeld;

―

Langfristige Leistungen:

―


―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten,
―	Beihilfen bei zeitweiliger oder dauerhafter Erwerbsunfähigkeit,
―	Treueprämien.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen der Gruppe beschrieben.

21.2.1.1 Niedrigere Energiepreise

Nach Artikel 28 der nationalen Satzung für Beschäftigte der Strom- und Gasindustrie haben alle Beschäftigten (gegenwärtige und frühere Beschäftigte, die eine bestimmte Betriebszugehörigkeit nachweisen können) Anspruch auf Sachleistungen in Form geringerer Energiepreise, die als "Mitarbeitertarife" bezeichnet werden.

Diese Leistung berechtigt Beschäftigte zu einer Strom- und Gasversorgung zu einem niedrigeren Preis. Für pensionierte Beschäftigte stellt diese Bestimmung eine Leistung nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses dar. Pensionierte Beschäftigte haben nur dann Anspruch auf den ermäßigten Tarif, wenn sie mindestens 15 Dienstjahre in Unternehmen des EGI-Sektors vollendet haben.

Gemäß den Vereinbarungen mit EDF von 1951 liefert ENGIE Gas an alle gegenwärtigen und früheren Beschäftigten von ENGIE und EDF, während EDF dieselben Begünstigten mit Strom versorgt. ENGIE zahlt den Ausgleichsbeitrag (oder erhält ihn) für seine Beschäftigten infolge des Energietauschs zwischen beiden Versorgern.

Die Verpflichtung zur Energielieferung zum ermäßigten Tarif an gegenwärtige und frühere Beschäftigte wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und gewährten Vorzugstarifen bewertet.

Die für ermäßigte Energiepreise gebildete Rückstellung belief sich am 31. Dezember 2021 auf 3,8 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 24 Jahre.

21.2.1.2 Abfindungen bei Rentenantritt

Beschäftigte, die in Rente gehen (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit), haben Anspruch auf Abfindungen, die sich mit der Dauer der Zugehörigkeit zum EGI-Sektor steigern.

21.2.1.3 Vergütungen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Beschäftigte des EGI-Sektors haben Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufskrankheiten oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten berücksichtigt werden.

21.2.2 Sonstige Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien

Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren Arbeitnehmern auch andere Leistungen, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte für Strom und Gas sowie Treueprämien und Vorruhestandsregelungen.

Diese Leistungen sind nicht vorfinanziert, mit Ausnahme eines speziellen Übergangsgeldes ("allocation transitoire"), das als Abfindung bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses betrachtet wird.

21.2.3 Sonstige Tarifvereinbarungen

Die meisten anderen Unternehmen der Gruppe gewähren ihrem Personal ebenfalls Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Vorruhestandsregelungen, medizinische Versorgung, Sachleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen wie Prämien bei Dienstjubiläen und für Betriebszugehörigkeit.

21.3 Leistungsorientierte Pläne

21.3.1 Beträge in der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung

Nach IAS 19 ergibt sich die in der Bilanz dargestellte Information über Verpflichtungen aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen aus der Differenz zwischen dem Bruttoanwartschaftsbarwert und dem beizulegenden Zeitwert von Planvermögenswerten. Eine Rückstellung ist ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), während vorausgezahlte Versorgungsaufwendungen in der Bilanz erscheinen, wenn die Differenz negativ ist, sofern die Bedingungen für den Ansatz vorausgezahlter Versorgungsaufwendungen erfüllt sind.

Änderungen bei den Rückstellungen für Pensionspläne, Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen, für Planvermögenswerte und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen:

In Millionen Euro	Rückstellungen	Planvermögenswerte	Erstattungsansprüche
Per 31. Dezember 2020	(8.941)	36	188
Wechselkursdifferenzen	(34)	2	(1)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	372	(63)	37
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	1.719	84	-
Periodenbezogener Pensionsaufwand	(541)	(5)	1
Wertobergrenze	-	-	-
Gezahlte Beiträge/Leistungen	426	19	3
PER 31. DEZEMBER 2021	(6.999)	72	229

Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".

Die für die Periode angesetzten Kosten beliefen sich für 2021 auf 547 Mio. € (2020: 441 Mio. €). Die Bestandteile dieser Kosten für leistungsorientierte Pläne in der Periode sind in Anhang 21.3.3 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.

Die Euro-Zone machte 98 % der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2021 aus, (98 % per 31. Dezember 2020).

Kumulierte im Eigenkapital angesetzte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2021 auf 4.232 Mio. € gegenüber 6.037 Mio. € am 31. Dezember 2020.

Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Differenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile stehen, stellten einen versicherungsmathematischen Gewinn von 1.803 Mio. € für 2021 und einen Verlust von 1.519 Mio. € für 2020 dar.

Änderungen des Konsolidierungskreises beziehen sich vorwiegend auf die Klassifizierung der EQUANS-Geschäfte als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte".

21.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen

Die Tabelle unten zeigt die Höhe des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, Änderungen dieser Posten während der dargestellten Perioden und ihre Überleitung auf die in der Bilanz ausgewiesenen Beträge:

	31. Dez. 2021
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen (1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (2)	Langfristige Leistungsverpflichtungen (3)	Summe
---	---	---	---	---
A - Änderung des Anwartschaftsbarwerts
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(9.186)	(5.167)	(565)	(14.919)
Dienstzeitaufwand	(353)	(88)	(80)	(521)
Zinsaufwand	(85)	(39)	(3)	(126)
Gezahlte Beiträge	(13)	-	-	(13)
Berichtigungen	(2)	-	-	(2)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.108	4	58	1.170
Plankürzung/Abgeltungen	13	1	-	13
Einmaleffekte	-	-	-	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	869	533	32	1.434
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(230)	2	11	(217)
Gezahlte Leistungen	389	107	47	543
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(78)		(1)	(78)
Anwartschaftsbarwert A am 31. Dezember	(7.566)	(4.649)	(499)	(12.715)
B - Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	6.034	-	-	6.034
Zinsertrag auf Planvermögen	58	-	-	58
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	629	-	-	629
Vereinnahmte Beiträge	198	-	-	198
Änderungen des Konsolidierungskreises	(862)	-	-	(862)
Abgeltungen	(11)	-	-	(11)
Gezahlte Leistungen	(283)	-	-	(283)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	81			81
Beizulegender Zeitwert B von Planvermögen am 31. Dezember	5.843			5.843
C - Finanzierungsstatus A+B	(1.723)	(4.649)	(499)	(6.872)
Wertobergrenze	(55)	-	-	(55)
Nettoleistungsverpflichtung	(1.779)	(4.649)	(499)	(6.927)
ABGEGRENZTE VORSORGE VERPFLICHTUNGEN	(1.850)	(4.649)	(499)	(6.999)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	72	-	-	72

	31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen (1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (2)
---	---	---
A - Änderung des Anwartschaftsbarwerts
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(8.570)	(4.470)
Dienstzeitaufwand	(303)	(79)
Zinsaufwand	(115)	(57)
Gezahlte Beiträge	(16)	-
Berichtigungen	(19)	4
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-
Plankürzung/Abgeltungen	125	1
Einmaleffekte	-	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(789)	(678)
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(56)	8
Gezahlte Leistungen	405	104
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	152
Anwartschaftsbarwert A am 31. Dezember	(9.186)	(5.167)
B - Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	6.169	-
Zinsertrag auf Planvermögen	86	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(4)	-
Vereinnahmte Beiträge	206	-
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-
Abgeltungen	9	-
Gezahlte Leistungen	(308)	-
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(124)
Beizulegender Zeitwert B von Planvermögen am 31. Dezember	6.034
C - Finanzierungsstatus A+B	(3.153)	(5.167)
Wertobergrenze	(21)	-
Nettoleistungsverpflichtung	(3.174)	(5.167)
ABGEGRENZTE VORSORGE VERPFLICHTUNGEN	(3.210)	(5.137)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	36	-

	31. Dez. 2020
In Millionen Euro	Langfristige Leistungsverpflichtungen (3)	Summe
---	---	---
A - Änderung des Anwartschaftsbarwerts
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(531)	(13.572)
Dienstzeitaufwand	(50)	(432)
Zinsaufwand	(5)	(177)
Gezahlte Beiträge	-	(16)
Berichtigungen	(1)	(16)
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-
Plankürzung/Abgeltungen	1	127
Einmaleffekte	-	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(31)	(1.498)
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(6)	(55)
Gezahlte Leistungen	57	566
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	2	154
Anwartschaftsbarwert A am 31. Dezember	(565)	(14.919)
B - Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	-	6.169
Zinsertrag auf Planvermögen	-	86
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	-	(4)
Vereinnahmte Beiträge	-	206
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-
Abgeltungen	-	9
Gezahlte Leistungen	-	(308)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)		(124)
Beizulegender Zeitwert B von Planvermögen am 31. Dezember		6.034
C - Finanzierungsstatus A+B	(565)	(8.885)
Wertobergrenze	-	(21)
Nettoleistungsverpflichtung	(565)	(8.906)
ABGEGRENZTE VORSORGE VERPFLICHTUNGEN	(595)	(8.941)
VORAUSGEZAHLTE VORSORGEAUFWENDUNGEN	-	36

(1) Pensionen und Ruhestandsprämien

(2) Ermäßigte Energietarife Gesundheitsvorsorge außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

(3) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen

21.3.3 Bestandteile der periodenbezogenen Nettopensionsaufwendungen

Die für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2021 und 2020 beendeten Jahre angesetzten periodenbezogenen Aufwendungen gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Laufender Dienstzeitaufwand	521	432
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste (1)	(43)	37
Planänderungen	-	-
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	-	(120)
Einmaleffekte	-	-
Bilanzierte Summe im kurzfristigen Betriebsergebnis, einschließlich operativer Marktbewertung, und Anteil am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	479	350
Nettozinsaufwand	68	91
In den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) bilanzierte Summe	68	91
SUMME	547	441

(1) bei der langfristigen Leistungsverpflichtung

21.3.4 Finanzierungspolitik und -strategie

Zur Finanzierung leistungsorientierter Pläne wird das entsprechende Planvermögen in Rentenfonds und/oder bei Versicherungsgesellschaften investiert, je nach Investitionspraxis in dem jeweiligen Land. Die Investitionsstrategien für diese leistungsorientierten Pläne zielen auf die richtige Balance zwischen Anlagenrendite und vertretbarem Risiko ab.

Diese Strategien haben zwei Ziele: genügend Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen vorzuhalten und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Abzinsungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.

Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managements. Wird Planvermögen für französische Unternehmen in ein Versicherungsunternehmen investiert, verwaltet es das Investment-Portfolio für fondsgebundene oder in Euro denominierte Policen so, dass es dem Risiko und der Langfristigkeit der Verbindlichkeiten angepasst ist.

Analyse der Finanzierung dieser Verpflichtungen in jeder der dargestellten Perioden:

In Millionen Euro	Anwartschaftsbarwert	Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	Wertobergrenze	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit Unterdeckung	(5.891)	4.671	(50)	(1.271)
Pläne mit Überdeckung	(1.116)	1.172	(5)	51
Nicht finanzierte Pläne	(5.708)	-	-	(5.708)
PER 31. DEZEMBER 2021	(12.715)	5.843	(55)	(6.927)
Pläne mit Unterdeckung	(7.671)	5.192	(21)	(2.500)
Pläne mit Überdeckung	(606)	842	-	236
Nicht finanzierte Pläne	(6.641)	-	-	(6.641)
Per 31. Dezember 2020	(14.918)	6.034	(21)	(8.905)

Die Zuordnung von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:

In %	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Kapitalbeteiligungen	29	26
Investitionen in Staatsanleihen	21	23
Investitionen in Unternehmensanleihen	27	29
Geldmarktwertpapiere	3	3
Immobilien	2	2
Sonstige Vermögenswerte	18	16
SUMME	100	100

Alle Planvermögenswerte waren am 31. Dezember 2021 in einem aktiven Markt notiert.

Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2021 bei positiven 13,4 %.

2021 betrug die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen etwa 10,4 % bei der Versicherung der Gruppe und positive 6,8 % bei Pensionsfonds.

Die Zuordnung von Planvermögenskategorien nach geografischem Gebiet der Investition lässt sich wie folgt analysieren:

In %	Europa	Nordamerika	Lateinamerika	Asien - Ozeanien	Rest der Welt	Summe
Kapitalbeteiligungen	55	29	3	8	4	100
Investitionen in Staatsanleihen	76	1	17	2	4	100
Investitionen in Unternehmensanleihen	70	19	2	4	4	100
Geldmarktwertpapiere	89	-	3	9	-	100
Immobilien	94	1	4	1	-	100
Sonstige Vermögenswerte	68	7	3	22	-	100

21.3.5 Versicherungsmathematische Annahmen

Versicherungsmathematische Annahmen werden einzeln nach Land und Unternehmen in Zusammenarbeit mit unabhängigen Versicherungsmathematikern ermittelt. Gewichtete Abzinsungssätze für die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen:

		Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungsverpflichtungen
		2021	2020	2021	2020	2021
---	---	---	---	---	---	---
Abzinsungssatz	Eurozone	1,2 %	0,6 %	1,2 %	0,6 %	1,2 %
	UK-Zone	1,6 %	1,6 %	-	-	-
Inflationsrate	Eurozone	1,8 %	1,8 %	1,8 %	1,8 %	1,8 %
	UK-Zone	3,6 %	3,2 %	-	-	-

	Langfristige Leistungsverpflichtungen	Summe Leistungsverpflichtungen
	2020	2021	2020
---	---	---	---
Abzinsungssatz	0,6 %	1,2 %	0,6 %
	-	-	-
Inflationsrate	1,8 %	1,8 %	1,8 %
	-	-	-

21.3.5.1 Abzinsungssatz und Inflationsrate

Die angesetzte Abzinsung wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag von Unternehmensanleihen mit Investment Grade und Fälligkeiten ermittelt, die zur Laufzeit des Plans passen.

Die Sätze wurden für jedes Währungsgebiet ausgehend von Angaben zu Erträgen von mit AA bewerteten Unternehmensanleihen festgelegt. Für die Eurozone werden Daten (von Bloomberg) für Erträge aus Staatsanleihen mit langfristigen Fälligkeiten extrapoliert.

Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 100 Basispunkte zu einer Änderung von etwa 27 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

Für jedes Währungsgebiet wurde die Inflationsrate bestimmt. Eine Erhöhung oder Senkung der Inflationsrate um 100 Basispunkte würde (bei unverändertem Abzinsungssatz) zu einer Änderung von etwa 18 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

21.3.5.2 Sonstige Annahmen

Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 1 % geschätzt.

Eine Änderung der angenommenen Erhöhung der medizinischen Aufwendungen um 100 Basispunkte hätte folgende Auswirkungen:

In Millionen Euro	Erhöhung um 100 Basispunkte	Senkung um 100 Basispunkte
Auswirkung auf Aufwendungen	-	-
Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen	1	(1)

21.3.6 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2022 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Die Gruppe erwartet, 2022 etwa 199 Mio. € als Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne einzuzahlen, einschließlich 121 Mio. € für Unternehmen des EGI-Sektors. Die jährlichen Beitragszahlungen für die Unternehmen des EGI-Sektors erfolgen im Verhältnis zu den im Laufe des Jahres erdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.

21.4 Beitragsorientierte Pläne

2021 erfasste die Gruppe einen Aufwand von 122 Mio. € für Einzahlungen in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe (2020: 248 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

ANHANG 22 Anteilsbasierte Vergütungen

Bilanzierungsstandards

Nach IFRS 2 gehören anteilsbasierte Vergütungen als Gegenleistung für erbrachte Dienste zu den Personalkosten. Diese Dienste werden nach dem beizulegenden Zeitwert der bewilligten Instrumente bewertet.

Der beizulegende Zeitwert von Bonusaktienprogrammen wird nach dem Aktienpreis am Tag der Gewährung geschätzt, wobei zu berücksichtigen ist, dass über die Anwartschaftsdauer keine Dividende gezahlt wird. Die Grundlage sind der geschätzte Umsatzanteil der jeweiligen Mitarbeiter und die Wahrscheinlichkeit, dass die Gruppe ihre Erfolgsziele erfüllen wird. Die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts berücksichtigt auch die Nichtübertragbarkeitszeit bei diesen Instrumenten. Die Kosten für den Mitarbeitern zugeteilte Aktien werden über den Erdienungszeitraum der Rechte als Aufwand gebucht und mit dem Eigenkapital verrechnet.

Ein Monte-Carlo-Preismodell wird für Performance-Aktien genutzt, die nach freiem Ermessen gewährt werden und externen Leistungskriterien unterliegen.

Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen:

	Aufwand für das Jahr
In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020 (1)
---	---	---
Ausgaben von Mitarbeiteraktien (2)	(1)	(1)
Bonus-/Performance-Aktienprogramme(3)(4)	(47)	(41)
Pläne sonstiger Unternehmen der Gruppe	-	(4)
SUMME	(48)	(47)

(2) Einschließlich Share Appreciation Rights, die in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt wurden

(3) Davon eine Auflösung von 0,3 Mio. € für 2021, weil die Leistungsbedingungen nicht erfüllt waren (6 Mio. € 2020)

(4) Davon eine Auflösung von 4 Mio. € für 2021, weil die Bedingung der fortbestehenden Beschäftigung in der Gruppe nicht erfüllt war (2020: 5 Mio. €)

22.1 Performance-Shares

22.1.1 Neuzuteilungen 2021

ENGIE-Performance-Share-Plan vom 16. Dezember 2021

Am 16. Dezember 2021 billigte der Aufsichtsrat die Zuteilung von 5 Millionen Performance Shares für die Unternehmensführung und das Senior-Management der Gruppe in drei Tranchen:


―	Performance Shares mit einer Vesting-Periode bis 14. März 2025 und einer Sperrfrist von einem Jahr;
―	Performance Shares mit einer Vesting-Periode bis 14. März 2025 ohne Sperrfrist und
―	Performance Shares mit einer Vesting-Periode bis 14. März 2026 ohne Sperrfrist

Zusätzlich zu der Bedingung, dass die Mitarbeiter bei Ablauf der Vesting-Periode bei der Gruppe beschäftigt sind, besteht jede Tranche aus Instrumenten, die vier verschiedenen Bedingungen unterliegen, mit Ausnahme der ersten 150 Performance Shares für Begünstigte (ausgenommen das Top-Management), für die keine Leistungsbedingungen gelten. Bedingungen für die Performance:


―	die Bedingung einer Markt-Performance, bei der die Gesamtaktienrendite von ENGIE der einer Referenzgruppe von sechs Unternehmen in der Zeit von Dezember 2021 bis Februar 2025 entspricht, die 25 % der Gesamtzuteilung ausmacht;
―	eine interne Leistungsbedingung, die sich auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss im Vergleich zu dem einer Referenzgruppe von sechs Unternehmen in der Zeit von der zweiten Hälfte 2021 bis der ersten Hälfte 2024 bezieht und 25 % der Gesamtzuteilung ausmacht;
―	eine interne Leistungsbedingung, die sich auf den Kapitalertrag (ROCE) 2024 bezieht und 30 % der Gesamtzuteilung ausmacht;
―	eine interne Leistungsbedingung, die sich auf nicht finanzielle Kriterien bezieht, wie Ziele für Treibhausgasemissionen aus der Energieerzeugung, Steigerung des Anteils von Kapazitäten für erneuerbare Energieträger und ein höherer Anteil von Frauen im Management, bewertet für die Zeit von Dezember 2021 bis Dezember 2024, was 20 % der Gesamtzuteilung ausmacht.

Dieser Plan sieht auch vor, Performance Shares ohne Bedingungen für die Gewinner des Innovations- und Inkubationsprogramms zu vergeben (15.450 zuerkannte Aktien).

22.1.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen

Die Berechnung des beizulegenden Zeitwerts der neuen 2021 von ENGIE bewilligten Pläne beruht auf folgenden Annahmen:

Zuteilungstag	Vesting-Termin	Ende der Sperrfrist	Preis am Tag der Zuteilung	Erwartete Dividende	Finanzierungsaufwendungen für den Mitarbeiter	Kosten der Nichtübertragbarkeit
16. Dezember 2021	14. März 2025	14. März 2025	13,0	0,83	3,7 %	0,22
16. Dezember 2021	14. März 2025	14. März 2025	13,0	0,83	3,7 %	0,22
16. Dezember 2021	14. März 2025	14. März 2025	13,0	0,83	3,7 %	0,41
16. Dezember 2021	14. März 2026	14. März 2026	13,0	0,83	3,7 %	0,22
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 16. Dezember 2021

Zuteilungstag	Marktbezogene Leistungsbedingung	Beizulegender Zeitwert je Einheit
16. Dezember 2021	ja	8,79
16. Dezember 2021	ja	9,15
16. Dezember 2021	nein	10,36
16. Dezember 2021	ja	8,31
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 16. Dezember 2021		9,28

22.1.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne

Zusätzlich zum fortbestehenden Beschäftigungsverhältnis in der Gruppe unterliegt die Teilnahme an bestimmten Bonusaktien- und Performance-Share-Plänen einer internen Leistungsbedingung. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern zugeteilten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne ausgewiesen wird. Leistungsbedingungen werden am Ende jeder Berichtsperiode überprüft.

2020 entschied die Gruppe, die Auswirkung der COVID-19-Krise auf die Erfüllung der internen Leistungsbedingungen für die Performance-Share-Pläne, die im Dezember 2017 und Dezember 2018 mit dem Jahr 2020 als Referenzjahr zugeteilt wurden, zugunsten der Mitarbeiter anzupassen. Nach Anwendung der berichtigten Zahlen für die Erfüllung setzte die Gruppe einen Ertrag von 6 Mio. € an.

ANHANG 23 Geschäfte zwischen nahestehenden Unternehmen und Personen

Dieser Anhang beschreibt wesentliche Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und nahestehenden Unternehmen und Personen.

Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 24 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.

Transaktionen mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen sind in Anhang 4 "Investitionen in Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" beschrieben.

Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäftsvorfälle beschrieben.

23.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats sind

23.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Der französische Staat war am 31. Dezember 2021 mit 23,64 % - unverändert gegenüber dem Vorjahr - an der Gruppe beteiligt. Damit hat er Anspruch auf drei von 14 Sitzen im Aufsichtsrat (ein Aufsichtsratsmitglied, das den Staat vertritt, wird per Dekret ernannt, zwei auf Vorschlag des Staats von der Hauptversammlung).

Der französische Staat hält 33,20 % der theoretischen Stimmrechte (33,36 % der ausübbaren Stimmrechte) gegenüber 33,19 % Ende 2020.

Am 22. Mai 2019 wurde das PACTE-Gesetz ("Aktionsplan für Wachstum und Wandel von Unternehmen") verabschiedet, nach dem der französische Staat seine ENGIE-Aktien ohne Einschränkungen veräußern kann.

Außerdem hält der französische Staat eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und die Kontinuität und die Sicherheit der Lieferungen im Energiesektor zu wahren. Die goldene Aktie ist dem französischen Staat auf unbegrenzte Zeit gewährt und berechtigt ihn, gegen Beschlüsse von ENGIE ein Veto einzulegen, wenn er der Auffassung ist, dass sie den Interessen Frankreichs schaden.

Der Auftrag zum Erbringen öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor ist im Gesetz vom 3. Januar 2003 definiert.

Alle Übertragungsgebühren durch das Transportnetz von GRTgaz und das Gasverteilungsnetz in Frankreich wie auch die Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals und Erlöse aus Speicherkapazitäten sind reguliert.

Das am 8. November 2019 verabschiedete Gesetz "Energie und Klima" beendet die regulierten Gastarife und schränkt die regulierten Stromtarife für Verbraucher und Kleinunternehmen ein. Das Ende der regulierten Gaspreise kommt am 1. Juli 2023.

23.1.2 Beziehungen zu EDF

Nach der Gründung des französischen Netzbetreibers für die Verteilung von Gas und Strom am 1. Juli 2004 (EDF Gaz de France Distribution) haben Gaz de France SA und EDF am 18. April 2005 eine Vereinbarung geschlossen, die ihre Beziehungen hinsichtlich des Verteilungsgeschäfts regelt. Das Gesetz vom 7. Dezember 2006 über den Energiesektor organisierte das Verteilungsnetz für Erdgas und Strom neu.

Enedis SA, ein Tochterunternehmen der EDF SA, und GRDF SA, eine Tochtergesellschaft von ENGIE SA, wurden am 1. Januar 2007 bzw. am 1. Januar 2008 gegründet. Sie agieren im Einklang mit der zuvor von den beiden marktbeherrschenden Betreibern geschlossenen Vereinbarung.

23.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières)

Die Beziehungen der Gruppe zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte der Gruppe regelt, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées- ENN), sind in Anhang 21 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

ANHANG 24 Vergütung von Führungskräften

Die im Folgenden dargestellte Vergütung von Führungskräften umfasst die Vergütung für den geschäftsführenden Vorstand und den Aufsichtsrat der Gruppe.

Am 31. Dezember 2021 hatte der geschäftsführende Vorstand 11 Mitglieder (am 31. Dezember 2020: 10 Mitglieder).

Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Kurzfristige Leistungen	22	29
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	1	-
Anteilsbasierte Vergütungen	3	2
Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses	7	7
SUMME	33	38

Gemäß der EU-Richtlinie vom 16. April 2014 beendete die französische Verordnung Nr. 2019-697 zu Zusatzrenten, die am 4. Juli 2019 veröffentlicht wurde, den bestehenden Pensionsplan L.137-11 (als "Article 39" bekannt) und verbot ab diesem Tag das Ansammeln weiterer Ansprüche und die Aufnahme neuer Mitglieder.

Nach Schließung des Plans und Einfrieren der Mitnahmeansprüche 2019 wandelte die Gruppe die Mitnahmeansprüche der Begünstigten, einschließlich der Mitglieder des geschäftsführenden Vorstands der Gruppe 2020 in einen beitragsorientierten Plan um, der als "Article 82" bekannt ist.

ANHANG 25 Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige

Verbindlichkeiten

Bilanzierungsstandards

Nach IAS 1 werden die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten der Gruppe getrennt in der Konzernbilanz ausgewiesen. Für die meisten Geschäftstätigkeiten der Gruppe beruht die Zuordnung zu kurzfristigen und langfristigen Posten darauf, wann zu erwarten ist, dass Vermögenswerte realisiert oder Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Verwertung, oder Schulden, deren Tilgung innerhalb eines Zeitraums von 12 Monaten ab Ende der Berichtsperiode zu erwarten sind, gelten als kurzfristig, während alle sonstigen Posten als langfristig klassifiziert sind.

Vorräte

Vorräte werden mit dem niedrigeren Wert aus Kosten und Nettoveräußerungswert bewertet. Der realisierbare Nettowert entspricht dem geschätzten Verkaufspreis in der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, abzüglich der geschätzten Fertigstellungskosten und der geschätzten Kosten, die nötig sind, damit der Verkauf zustande kommt.

Die Kosten der Vorräte werden nach der Methode First-in-first-out oder der Durchschnittsmethode bestimmt.

Eingekaufte Brennelemente verbrauchen sich über eine Reihe von Jahren im Prozess der Stromerzeugung. Der Verbrauch dieses Brennelementevorrats wird auf der Grundlage von Schätzungen der erzeugten Strommenge je Brennelementeeinheit ausgewiesen.

Gasvorräte

In Untergrundspeicher injiziertes Gas umfasst Arbeitsgas, das entnommen werden kann, ohne dem weiteren Betrieb der Speicherstätten abträglich zu sein, und Kissengas, das untrennbar zu den Speicherstätten gehört und wesentlich für deren Betrieb ist (vgl. Anhang 16 "Sachanlagen").

Arbeitsgas wird bei den Vorräten eingestuft und zum gewichteten durchschnittlichen Kaufpreis bei Einspeisung in das Gasleitungsnetz bewertet, unabhängig von seiner Herkunft, einschließlich etwaiger Regasifizierungskosten.

Abflüsse aus den Vorräten der Gruppe werden nach der Durchschnittsmethode bewertet.

Bestimmte Vorräte dienen Handelszwecken. Sie werden nach IAS 2 zum beizulegenden Zeitwert abzüglich Verkaufskosten angesetzt. Änderungen dieses beizulegenden Zeitwerts erscheinen in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung für das Jahr, in dem sie eintreten.

Treibhausgasemissionszertifikate, Energiesparzertifikate und grüne Zertifikate

Da es für die Bilanzierung von Treibhausgasemissionszertifikaten, Energiesparzertifikaten und grünen Zertifikaten keine IFRS-Standards oder IFRIC-Interpretationen gibt, hat die Gruppe entschieden, Zertifikate zu ihren Anschaffungs- oder Herstellungskosten bei Vorräten anzusetzen. Am Ende der Berichtsperiode wird eine Verbindlichkeit ausgewiesen, wenn die Zertifikate der Gruppe nicht reichen, um die Verpflichtung zur Rückgabe von Zertifikaten an die französische Regierung zu erfüllen. Wird die Verbindlichkeit durch die bei den Vorräten erfassten Zertifikate nicht gedeckt, wird sie nach dem Marktwert oder gegebenenfalls ausgehend vom Preis künftiger Verträge bemessen.

Tax Equity

Die ENGIE Gruppe finanziert ihre Projekte für erneuerbare Energien in den Vereinigten Staaten mit Hilfe von Tax-Equity-Konstrukten, bei denen ein Teil der nötigen Gelder von einem Steuer-Partner bereitgestellt wird. Der Tax-Equity-Partner erhält im Wesentlichen bis zu einer bestimmten Höhe ein Vorzugsrecht auf Steuergutschriften für das Projekt, die er von seiner eigenen Bemessungsgrundlage abziehen kann.

Die Investitionen des Tax-Equity-Partners erfüllen die Definition einer Verbindlichkeit nach IFRS. Da die Tax-Equity-Verbindlichkeit, die diesen Steuervorteilen entspricht, nicht zu einem Barmittelabfluss für die Projektgesellschaft führt, stellt sie keine Finanzschuld dar und wird bei den "Sonstigen Verbindlichkeiten" bilanziert.

Abgesehen vom Unwinding-Effekt ändert sich die Verbindlichkeit hauptsächlich je nach den Steuergutschriften, die dem Tax-Equity-Partner zugeteilt und im Gewinn oder Verlust erfasst werden.

25.1 Zusammensetzung der Änderung des Working-Capital-Bedarfs

In Millionen Euro	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2021	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2020 (1)
Vorräte	(2.349)	(476)
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	(11.043)	(55)
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, netto	10.676	(545)
Steuer- und arbeitnehmerbezogene Forderungen/Verbindlichkeiten	364	(58)
Einschussforderungen und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern	(706)	(109)
Sonstige	680	340
SUMME	(2.377)	(902)

25.2 Vorräte

In Millionen Euro	31. Dez. 2021	31. Dez. 2020
Vorräte an Erdgas, netto	3.079	1.146
Uranbestände (1)	408	530
CO2-Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Energiesparzertifikate, netto	1.526	1.070
Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto	1.161	1.395
SUMME	6.175	4.140

(1) Finanzielle Sicherungsinstrumente werden durch diese Uranbestände gedeckt und stellten am 31. Dezember 2021 einen Negativbetrag von 9 Mio. € dar

25.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

	31. Dez. 2021				31. Dez. 2020
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	478	13.202	(2.341)	(16.752)	396	8.990
Steueransprüche/-forderungen	-	10.628	-	(11.316)	-	6.274
Arbeitnehmeransprüche/-forderungen	300	18	(2)	(2.033)	222	51
Dividendenansprüche/-forderungen	-	15	-	(9)	-	17
Sonstige	178	2.541	(2.339)	(3.395)	174	2.649

	31. Dez. 2020
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Sonstige Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	(2.004)	(12.545)
Steueransprüche/-forderungen	-	(6.960)
Arbeitnehmeransprüche/-forderungen	(6)	(2.667)
Dividendenansprüche/-forderungen	-	(76)
Sonstige	(1.998)	(2.841)

Am 31. Dezember 2021 gehörte zu den sonstigen langfristigen Vermögenswerten auch eine Forderung an EDF Belgien, die Kernenergierückstellungen von 96 Mio. € betrifft (31. Dezember 2020: 94 Mio. €).

Unter die sonstigen Verbindlichkeiten fallen Investitionen von 1.229 Mio. € durch Tax-Equity-Partner als Teil der Finanzierung von Projekten mit erneuerbaren Energieträgern in den Vereinigten Staaten mit Hilfe von Tax Equity (am 31. Dezember 2020: 1.123 Mio. €).

ANHANG 26 Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden (einschließlich Steuerbehörden).

Die im Folgenden dargestellten wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen sind als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualforderungen oder -verbindlichkeiten.

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe in eine Reihe von Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen vor staatlichen Gerichten, Schiedsgerichten oder Aufsichtsbehörden involviert. Die Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen, die sich wesentlich auf die Gruppe auswirken könnten, sind im Folgenden dargestellt.

26.1 Renewables

26.1.1 Mexiko - Energie aus erneuerbaren Energieträgern

In den vergangenen Monaten haben die mexikanische Regierung und staatliche Stellen Positionen bezogen und gesetzgeberische und regulierende Maßnahmen ergriffen, die private Player in der Energiebranche direkt betreffen (insbesondere Energieerzeuger aus erneuerbaren Energieträgern) und sich gegen Geist und Buchstaben der jüngsten Reformen der Energiebranche richten, die 2013 und 2014 durchgeführt wurden. Die Verfassungsmäßigkeit und Rechtmäßigkeit einiger dieser Maßnahmen haben Nichtregierungsorganisationen und private Investoren in Gerichtsverfahren angefochten, insbesondere Tochterunternehmen von ENGIE, die Projekte mit erneuerbaren Energieträgern im Land entwickeln oder umsetzen. Diese Verfahren laufen gegenwärtig. Der mexikanische Präsident hat auch einen Entwurf für eine Verfassungsänderung vorgelegt, die den regulatorischen Rahmen für die Strombranche grundlegend ändern würde. Die Diskussionen dazu führt das Parlament in den kommenden Wochen.

26.2 Networks

26.2.1 Prüfung des Regulierungsmechanismus für Erdgasspeicherung in Frankreich

Am 29. Februar 2020 kündigte die Europäische Kommission an, dass sie eine eingehende Prüfung des Regulierungsmechanismus für Erdgasspeicherung eingeleitet hat, der am 1. Januar 2018 eingeführt worden war, um die Versorgung Frankreichs mit Erdgas zu sichern. Storengy und Géométhane stellten der Kommission alle nötigen Informationen zur Stützung ihrer Analysen zur Verfügung. Die Europäische Kommission beendete ihre Prüfung und erklärte in einer Pressemitteilung vom 28. Juni 2021, dass sie zu dem Schluss gekommen sei, dass der Regulierungsmechanismus für die Erdgasspeicherung mit den EU-Vorschriften für staatliche Beihilfen vereinbar sei. Diese Entscheidung wird zu einem späteren Zeitpunkt veröffentlicht.

26.3 Energy Solutions

26.3.1 Spanien - Púnica

Im Fall Púnica (einer Untersuchung zur Auftragsvergabe) leitete der mit dem Fall befasste Untersuchungsrichter Ermittlungen gegen 15 Mitarbeiter von Cofely España und das Unternehmen selbst ein. Die strafrechtlichen Ermittlungen waren am 19. Juli 2021 abgeschlossen. Der Ermittlungsrichter verlangte, dass Cofely España und acht (frühere) Mitarbeiter vor Gericht gestellt würden. Cofely España hat gegen diese Entscheidung Berufung eingelegt.

26.3.2 Italien - Wettbewerbsverfahren

Am 9. Mai 2019 verhängte die italienische Wettbewerbsbehörde (die Behörde) über ENGIE Servizi SpA und ENGIE Energy Services International S.A. gesamtschuldnerisch eine Geldstrafe von 38 Mio. € für bestimmte angeblich unlautere Wettbewerbspraktiken im Zusammenhang mit der Vergabe des Vertrags Consip FM4 2014. Vor dem regionalen Verwaltungsgericht Lazio (RAC Lazio) wurde Beschwerde eingelegt. Am 18. Juli 2019 setzte das RAC Lazio die Zahlung der Strafe aus, und am 27. Juli 2020 hob es die Entscheidung der Behörde sowohl zu ENGIE Servizi SpA als auch zu ENGIE Energy Services International SA auf. Am 17. November 2020 legte die Behörde vor dem obersten Verwaltungsgericht Italiens Revision gegen die Entscheidung des RAC Lazio ein. Das Verfahren vor dem obersten Verwaltungsgericht Italiens ist noch anhängig.

26.3.3 Konzessionen in Buenos Aires und Santa Fe

2003 strengten ENGIE und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung in Buenos Aires und Santa Fe, zwei Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat vor dem International Center for Settlement of Investment Disputes (ICSID - Internationales Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten) an. Gegenstand der Verfahren war eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen, die auf der Grundlage bilateraler Investitionsschutzabkommen seit Beginn der Konzession getätigt wurden.

Bekanntlich haben ENGIE und SUEZ (vormals SUEZ Environnement) vor dem Börsengang von SUEZ Environnement Company eine Vereinbarung darüber geschlossen, dass die Rechte und Pflichten aus dem Anteilsbesitz von ENGIE an Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe wirtschaftlich auf SUEZ übergehen, einschließlich der Rechte und Pflichten aus dem Schiedsverfahren.

Am 9. April 2015 ordnete das ICSID an, dass der argentinische Staat 405 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires zu zahlen habe (einschließlich 367 Mio. USD an ENGIE und die Tochterunternehmen), und am 4. Dezember 2015 die Zahlung von 225 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge für Santa Fe.

Der argentinische Staat versuchte, diese Urteile aufheben zu lassen. Mit Beschluss vom 5. Mai 2017 wurde die Forderung nach Aufhebung des Urteils zu Buenos Aires zurückgewiesen. Die Forderung, das Urteil im Fall Santa Fe aufzuheben, wurde mit Beschluss vom 14. Dezember 2018 zurückgewiesen. Somit sind beide Sprüche des ICSID nun endgültig und ein Schritt zur Beilegung des Rechtsstreits.

Die argentinische Regierung und verschiedene Aktionäre von Aguas Argentinas schlossen einen Vergleich gemäß Schiedsspruch vom 9. April 2015 bezüglich der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires und setzten ihn um. Gemäß der oben genannten Vereinbarung über die wirtschaftliche Übertragung der Rechte und Pflichten von ENGIE an SUEZ erhielten SUEZ und die Tochterunternehmen 224,1 Mio. € in bar. Zudem muss die Entscheidung vom 14. Dezember 2018 über die Aguas Provinciales de Santa Fe gewährten Konzessionen zur Wasserversorgung und Abwasserbehandlung noch angewendet werden.

Der Vergleich bei der Konzession für Aguas Provinciales de Santa Fe hat für ENGIE keine finanzielle Bedeutung mehr, da die Beteiligung an SUEZ verkauft wurde.

26.4 Supply

26.4.1 Kundenwerbung

Am 20. Juli 2017 verklagte EDF ENGIE vor dem Handelsgericht Nanterre auf 13,5 Mio. € Schadenersatz für behauptete Verluste durch unfaire Wettbewerbspraktiken, die ENGIE vor allem mit den Haustür-Werbekampagnen verfolge. In seinem Urteil vom 14. Dezember 2017 verurteilte das Gericht ENGIE zur Zahlung von 150.000 € an EDF, denn es war der Auffassung, dass ENGIE des unfairen Wettbewerbs schuldig war. Es erkannte aber an, dass es keine Herabsetzung von EDF gegeben habe und dass ENGIE Absprachen zu Schulung und Kontrolle mit den Partnern getroffen habe.

ENGIE legte gegen das Urteil Berufung ein, und EDF legte eine Anschlussberufung ein, in der für den behaupteten Verlust ein Schadenersatz von 94,7 Mio. € gefordert wurde. Das Berufungsgericht Versailles urteilte am 12. März 2019, dass ENGIE 1 Mio. € an EDF zu zahlen habe. Es ordnete auch an, dass ENGIE alle parasitären Geschäftspraktiken und Herabsetzungen zum Nachteil von EDF zu unterlassen habe, andernfalls drohe eine Strafe von 10.000 € je Verstoß für die Dauer eines Jahres.

Am 6. Juli 2020 ersuchte EDF den Vollstreckungsrichter am Gericht Nanterre die vom Berufungsgericht Versailles auferlegte Strafe zu prüfen und wollte die Zahlung von 106,89 Mio. € durch ENGIE und eine endgültige Zahlung von 50.000 € je Verstoß für die Dauer eines Jahres erwirken. Am 11. Dezember 2020 ordnete der Vollstreckungsrichter an, dass ENGIE an EDF 230.000 € zu zahlen habe und legte eine neue einstweilige Strafe von 15.000 € je neuen Verstoß für die Dauer eines Jahres ab Zustellung des Urteils an EDF fest.

Am 22. Dezember 2020 legte EDF gegen die Entscheidung des Vollstreckungsrichters Berufung vor dem Berufungsgericht Versailles ein. Das Berufungsgericht Versailles verkündete sein Urteil am 1. Juli 2021. Es setzte die Geldstrafe für ENGIE auf 190.000 € herab, denn es war der Auffassung, dass ENGIE nachweislich Maßnahmen umgesetzt habe, deren Wirksamkeit wahrscheinlich sei, und dass die aufgetretenen Schwierigkeiten größtenteils auf das Verhalten von Dienstleistern/Partnern und Vertretern bei Haustürgeschäften zurückzuführen seien. Es hob die neue einstweilige Strafe auf und wies die Forderung von EDF zurück, eine endgültige Strafe festzusetzen. EDF legte am 29. Juli 2021 beim französischen Kassationshof Beschwerde gegen das Urteil ein.

26.4.2 Provision

Das Kundenmanagement im Auftrag des Netzmanagers in der Strombranche betreffend (in diesem Fall ERDF, heute ENEDIS), urteilte der Conseil d'État nach einem von ENGIE angestrengten Verfahren am 13. Juli 2016, dass der Grundsatz anzuwenden sei, wonach der Netzmanager den Lieferanten vergütet. In derselben Entscheidung sprach der Conseil d'État der CRE das Recht ab, eine Obergrenze für Kunden festzulegen, über die hinaus keine Vergütung zu zahlen ist, weshalb ENGIE bislang keine Vergütung erhalten hat.

Angesichts dieser Entscheidung verklagte ENGIE ENEDIS, um die Bezahlung dieser Kundenmanagementleistungen zu erlangen. Der Gesetzgeber hat einen Beschluss verabschiedet, der rückwirkend die mit ENEDIS geschlossenen Verträge für gültig erklärt und Forderungen nach Vergütung für unbezahltes Kundenmanagement ausschließt. In seinem Urteil vom 19. April 2019 verkündete das Verfassungsgericht, dass diese Bestimmung verfassungsgemäß war. Das Verfahren gegen ENEDIS läuft noch.

26.5 Thermal

26.5.1 Italien - Vado Ligure

Am 11. März 2014 beschlagnahmte und schloss das Gericht in Savona die mit Kohle betriebenen Blöcke VL3 und VL4 des Wärmekraftwerks Vado Ligure der Tirreno Power S.p.A. (TP), eines Unternehmens, das sich zu 50 % im Besitz der ENGIE Gruppe befindet. Dieses Urteil wurde als Teil einer strafrechtlichen Ermittlung gegen die gegenwärtigen und früheren Geschäftsführer von TP wegen Verstoßes gegen den Umweltschutz und Gefährdung der öffentlichen Gesundheit erlassen.

Die Untersuchung wurde am 20. Juli 2016 abgeschlossen. Der Fall wurde zur Verhandlung in der Hauptsache dem Gericht in Savona übertragen. Das Verfahren vor dem Gericht erster Instanz begann am 11. Dezember 2018 und dauert das Jahr 2022 über an.

26.5.2 Forderung zu Umsatzsteuerberichtigungen in Brasilien

Am 14. Dezember 2018 übersandten die brasilianischen Steuerbehörden ENGIE Brasil Energia S.A. Steuernachforderungen für die Geschäftsjahre 2014, 2015 und 2016. Sie gingen davon aus, dass das Unternehmen für die PIS- und COFINS-Steuern (bundesstaatliche Mehrwertsteuern) auf die Erstattung für bestimmte Brennstoffe haftbar sei, die für die Stromerzeugung in Wärmekraftwerken verbraucht werden. Die Berichtigungen beliefen sich auf insgesamt 528 Mio. brasilianische Real, einschließlich 229 Mio. brasilianische Real an Steuern, zu denen Strafgelder und Zinsen hinzukamen.

ENGIE Brasil Energia ficht diese Steuernachforderungen an und machte 2019 Steuerforderungen geltend, die die Steuerbehörden jedoch abgewiesen haben. Eine letzte Forderung erhob ENGIE Brasil Energia im Januar 2020 auf Verwaltungsebene (vor möglichen Beschwerden bei Steuergerichten auf Justizebene).

26.5.3 Forderung der niederländischen Steuerbehörden im Zusammenhang mit Wertminderungsaufwand bei einem Kraftwerk

Die niederländischen Steuerbehörden haben den Steuerabzug von Wertminderungsaufwendungen für Vermögenswerte abgelehnt, die ENGIE Energie Nederland NV in den Steuererklärungen 2010-2013 ausgewiesen hat. Die Behörden bestritten die Zurechnungszeit für die Wertminderungsaufwendungen und die Höhe. Daher rechneten sie den vollen Betrag der kumulierten Wertminderungsaufwendungen für Vermögenswerte über den genannten Zeitraum hinzu. Das ist ein Betrag von 1,9 Mrd. €.

ENGIE hat die Position der Steuerbehörden sowohl hinsichtlich des Zeitraums als auch der Höhe angefochten und im November 2018 eine Verwaltungsbeschwerde eingereicht, die im Februar 2019 abgewiesen wurde. In der zweiten Hälfte 2021 einigten sich ENGIE und die Steuerbehörden auf eine Summe von 44 Mio. €, um die Streitigkeiten beizulegen.

26.6 Nuclear

26.6.1 Wiederaufnahme und Verlängerung des Betriebs von Kernkraftwerken

Verschiedene Verbände haben vor dem Verfassungsgericht, dem Conseil d' État und normalen Gerichten gegen die Gesetze und Verwaltungsentscheidungen geklagt, die die Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und 2 und Tihange 1 genehmigt haben. Das Appellationsgericht Brüssel wies mit Urteil vom 12. Juni 2018 die Forderungen von Greenpeace ab. Greenpeace legte beim Kassationshof Beschwerde gegen das Urteil ein. Der Kassationshof wies diese Beschwerde am 9. Januar 2020 ab. Somit ist die Entscheidung des Brüsseler Appellationsgerichts vom 12. Juni 2018 nun endgültig. Im Hinblick auf die Klage vor dem Verfassungsgericht am 22. Juni 2017 verwies das Gericht den Fall an den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH) für eine Vorabentscheidung. Am 29. Juli 2019 urteilte der EuGH, dass das belgische Gesetz über die Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und Doel 2 (Gesetz über die Verlängerung der Laufzeit von Doel 1 und Doel 2) verabschiedet wurde, ohne dass es zuvor die erforderlichen Umweltverträglichkeitsprüfungen gab, dass aber die Rechtswirksamkeit des Gesetzes über die Verlängerung zeitweilig gegeben sein könnte, falls eine schwerwiegende und tatsächliche Gefahr einer Unterbrechung der Stromversorgung droht, und dann auch nur für den Zeitraum, der absolut notwendig ist, um diese Gefahr abzuwenden. In seinem Beschluss vom 5. März 2020 hob das Verfassungsgericht das Gesetz über die Verlängerung der Laufzeit von Doel 1 und Doel 2 auf, sah es aber als rechtswirksam an, bis der Gesetzgeber ein neues Gesetz verabschiedet, nachdem bis spätestens 31. Dezember 2022 die erforderlichen Umweltverträglichkeitsprüfungen, einschließlich einer grenzüberschreitenden öffentlichen Anhörung, durchgeführt wurden. Die Beschwerde vor dem Conseil' État ist noch anhängig.

Zudem haben einige lokale Behörden und verschiedene Organisationen die Genehmigung zur Wiederaufnahme des Betriebs des Reaktors Tihange 2 angefochten. Am 9. November 2018 wies der Conseil d'État die Klage einiger lokaler deutscher Behörden ab, die die Aufhebung dieser Entscheidung verlangten. Zivilverfahren waren noch vor dem Brüsseler Gericht erster Instanz anhängig. Am 3. September 2020 urteilte das Gericht, dass der Fall zulässig, aber unbegründet sei.

26.7 Sonstige

26.7.1 Quellensteuer

In ihrer Steuernachforderung vom 22. Dezember 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des regresslosen Verkaufs einer Quellensteuer(précompte)-Forderung durch SUEZ (heute ENGIE) 2005 in Höhe von 995 Mio. €. (Die Forderung bezieht sich auf die précompte, die für die Steuerjahre 1999-2003 gezahlt wurde.) Das Verwaltungsgericht Montreuil fällte im April 2019 ein Urteil zugunsten von ENGIE, was die französischen Steuerbehörden veranlasste, die Entscheidung vor dem Berufungsgericht Versailles anzufechten, das das frühere Gerichtsurteil am 22. Dezember 2021 aufhob. Das Gericht erkannte zwar das fiskale Wesen der verkauften Forderung an, bewertete aber die Steuerbefreiung des Verkaufspreises nicht, weil es diesbezüglich weder eine Regelung noch einen Grundsatz gäbe und weil der Verkauf nicht vom Staat genehmigt war.

Den Streit über den précompte selbst betreffend, wies der Conseil d'État die Beschwerde vor dem Kassationshof am 1. Februar 2016 zurück, mit der die Rückzahlung des précompte für die Steuerjahre 1999, 2000, und 2001 erreicht werden sollte. Am 23. Juni 2020 entschied das Verwaltungsberufungsgericht Versailles zugunsten von ENGIE, soweit es die Fälle der précompte-Rückzahlung für die Geschäftsjahre 2002 und 2003 angeht, wies aber den Fall des Geschäftsjahrs 2004 ab. Da die précompte-Forderungen für 2002/2003 abgetreten wurden, werden die entsprechenden Beträge an die Banken als Abtretungsempfänger zurückgezahlt. Beide Parteien haben den Fall dem Conseil d'État vorgelegt. Wegen eines Antrags auf eine mit Vorrang zu behandelnde Vorabentscheidung zur Verfassungsmäßigkeit beschloss der Conseil d'État am 23. Oktober 2020, um eine Vorabentscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union zu ersuchen um festzustellen, ob die Richtlinie 90/435/EWG von 1990 der Einbehaltung der précompte auf die Weiterverteilung von Dividenden einer Muttergesellschaft entgegensteht, die sie von in der Europäischen Union ansässigen Tochtergesellschaften vereinnahmt hat.

Nachdem sich ENGIE und verschiedene französische Konzerne beschwert hatten, übermittelte die Europäische Kommission dem französischen Staat am 28. April 2016 zudem eine begründete Stellungnahme als Teil des Verletzungsverfahrens, in der sie die Auffassung vertrat, dass sich der Conseil' État nicht an das Recht der Europäischen Union halte, wenn er Urteile zu Streitigkeiten über den précompte verkündet, wie solche, die ENGIE betreffen. Am 10. Juli 2017 verwies die Europäische Kommission die Angelegenheit wegen der Nichteinhaltung durch Frankreich an den Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH). Am 4. Oktober 2018 entschied der Gerichtshof der Europäischen Union teilweise zugunsten der Europäischen Kommission. Danach muss Frankreich sein Vorgehen bei der Festlegung von précompte-Rückzahlungen für abgeschlossene und anhängige Rechtssachen überprüfen.

26.7.2 Luxemburg - Untersuchung einer staatlichen Beihilfe

Am 19. September 2016 kündigte die Europäische Kommission ihren Beschluss an, eine Untersuchung darüber einzuleiten, ob zwei verbindliche Steuerauskünfte des Staates Luxemburg 2008 und 2010 zu zwei ähnlichen Transaktionen zwischen mehreren Tochterunternehmen der Gruppe in Luxemburg eine staatliche Beihilfe darstellen. Am 20. Juni 2018 traf die Europäische Kommission endgültig die ungünstige Entscheidung, dass Luxemburg für ENGIE eine staatliche Beihilfe geleistet habe. Am 4. September 2018 beantragte ENGIE die Aufhebung des Beschlusses bei den europäischen Gerichten, weil es das Bestehen eines selektiven Vorteils bestritt.

Da dieses Verfahren keine aufschiebende Wirkung hat, zahlte ENGIE am 22. Oktober 2018 123 Mio. € in Bezug auf eine dieser beiden Transaktionen auf ein Ander-Konto ein, da bei der anderen tatsächlich keine Beihilfe geflossen ist. Nach dem Verfahren vor den europäischen Gerichten wird diese Summe an ENGIE zurückerstattet oder an den luxemburgischen Staat gezahlt, in Abhängigkeit davon, ob die Entscheidung der Kommission aufgehoben wird. Am 12. Mai 2021 wies das Gericht die Beschwerden des Staates Luxemburg und von ENGIE ab und bestätigte so die Position der Europäischen Kommission dahingehend, dass den luxemburgischen Tochterunternehmen der Gruppe eine staatliche Beihilfe gewährt wurde. Am 22. Juli 2021 legte ENGIE die Angelegenheit dem Gerichtshof der Europäischen Union vor, um die Aufhebung des Gerichtsurteils zu erreichen. Das Verfahren läuft noch.

26.7.3 Polen - Wettbewerbsverfahren

Am 7. November 2019 wurde ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG (EEMHS) in einem von der polnischen Wettbewerbsbehörde (UOKiK) angestrengten Verfahren eine Geldstrafe von 172 Mio. polnischer Zloty (40 Mio. €) wegen des Versäumnisses auferlegt, einer Aufforderung zur Offenlegung von Unterlagen gegenüber der UOKiK nachzukommen, denn sie vermutete eine mögliche Nichtmitteilung durch EEMHS und andere Finanzinvestoren, die an der Finanzierung der Pipeline Nord Stream 2 beteiligt sind (Hauptverfahren). EEMHS legte Beschwerde beim Kartellgericht ein. Das Beschwerdeverfahren ist anhängig.

Im Zusammenhang mit dem Hauptverfahren ordnete das UOKiK am 6. Oktober 2020 an, dass EEMHS eine Geldbuße von 55,5 Mio. polnische Zlotys (etwa 12,3 Mio. €) zu zahlen habe. Das UOKiK ordnete auch die Kündigung der Finanzierungsvereinbarungen für das Nord-Stream-2-Projekt an. Am 5. November 2020 legte EEMHS Beschwerde gegen diese Entscheidung beim Kartellgericht ein. Mit der Beschwerde wird automatisch die Vollstreckung aller von der UOKiK angeordneten Geldbußen ausgesetzt. Das Beschwerdeverfahren ist anhängig.

26.7.4 Verkauf von 29,9 % des Kapitals von SUEZ an Veolia

Im Zusammenhang mit dem Verkauf von 29,9 % des Kapitals von SUEZ an Veolia durch ENGIE am 6. Oktober 2020 wurde ENGIE für verschiedene Verfahren vorgeladen, zu Eilverfahren wie auch zu Verhandlungen in der Sache, die sowohl Arbeitsrechts- auch Handelsrechtsfragen betreffen. Das Hauptverfahren betraf Veolia und SUEZ und wurde von SUEZ angestrengt, das allein oder gemeinsam mit den Personalvertretungen agierte.

Alle diese Verfahren endeten nach der Vereinbarung zwischen Veolia und SUEZ am 14. Mai 2021. ENGIE hat in jeder Beziehung sein Recht wahrgenommen, hat keine der Verpflichtungen verletzt, und es gibt keine Unregelmäßigkeiten in Form oder Inhalt des nun endgültigen Verkaufs an Veolia, die seine Rechtsgültigkeit beeinträchtigen könnten.

26.7.5 Forderung der niederländischen Steuerbehörden im Zusammenhang mit der Abzugsfähigkeit von Zinsen

Aufgrund einer strittigen Auslegung einer Gesetzesänderung, die 2007 in Kraft trat, lehnen die niederländischen Steuerbehörden die Abzugsfähigkeit eines Teils (1,1 Mrd. €) der Zinsen ab, die für einen Finanzierungsvertrag zum Erwerb von Investments in den Niederlanden seit 2000 gezahlt wurden. Nach der Abweisung der Verwaltungsbeschwerde zum Steuerbescheid 2007 durch die niederländischen Steuerbehörden wurde im Juni 2016 vor dem Gericht erster Instanz in Arnhem Klage erhoben. Am 4. Oktober 2018 entschied das Gericht zugunsten der Steuerbehörden.

Am 26. Oktober 2020 hat das Berufungsgericht Arnhem das Urteil bestätigt. ENGIE Energie Nederland Holding BV ist der Auffassung, dass dem Gericht Rechtsfehler unterlaufen seien und dass die Entscheidung nach niederländischem wie nach europäischem Recht rechtswidrig sei. Daher hat das Unternehmen beim Kassationshof Beschwerde gegen das Urteil eingelegt. Die Verhandlung fand im Juni 2021 statt, ein Urteil wird für die erste Hälfte 2022 erwartet.

26.7.6 Verrechnungspreis für Gas

Die Steuerfahndung der belgischen Steuerbehörden hat zwei Steuernachforderungen zu steuerpflichtigen Einnahmen in den Steuerjahren 2012 und 2013 in Höhe eines aggregierten Betrags von 706 Mio. € geltend gemacht, denn sie ist der Auffassung, dass der für die Gaslieferung von ENGIE (damals GDF SUEZ) an Electrabel S.A. angesetzte Preis überhöht war.

ENGIE und Electrabel S.A. fechten diese Berichtigung an und haben einen Antrag auf einen Vergleich gestellt, den Frankreich und Belgien im Mai 2018 akzeptiert haben. Die beiden Staaten betreiben das Verfahren weiter, ohne dass es 2021 zu größeren Fortschritten gekommen wäre.

26.7.7 Italien - Steuerstreit wegen Verbrauchsteuer und Umsatzsteuer von ENGIE Italia (vorher: GDF SUEZ Energie)

2017 fochten die italienischen Steuerbehörden den Rechtsverzicht auf Verbrauchsteuer für von ENGIE Italia SpA (ENGIE Italia) für Industriekunden in Italien erbrachte Gasweiterleitungen mit der Begründung an, dass das Unternehmen keine Genehmigung für diese Kunden habe. Die Behörden haben vor, einen neuen Steuerbescheid über insgesamt 126 Mio. € zu erteilen (Verbrauchsteuer, Umsatzsteuer, Strafen für Zahlungsverzug und Zinsen). ENGIE Italia bestritt die Rechtmäßigkeit dieses Vorgehens sowohl nach italienischem als auch nach europäischem Recht. In jedem Fall sei die Sanktion für ein Formerfordernis unverhältnismäßig.

2018 wandte sich ENGIE Italia an das Gericht erster Instanz in Perugia und verlangte die Aufhebung des Steuerbescheids.

Im Oktober 2018 wies das Gericht der ersten Instanz den Antrag auf Aufhebung ab. Es berief sich einfach auf einen veralteten Ministerialerlass und ignorierte die rechtlichen Argumente von ENGIE Italia.

ENGIE Italia legte im November 2018 Rechtsmittel gegen das Urteil ein, und das Appellationsgericht entschied im November 2019 mit der Begründung zu seinen Gunsten, dass die von den italienischen Steuerbehörden verlangten Dokumente nicht rechtmäßig waren und dass die Behörden die faktische Situation des Steuerzahlers bedenken müssten, um festzustellen, ob Verbrauchsteuer zu zahlen sei. 2020 legten die Steuerbehörden den Fall dem Kassationshof vor. Im August 2021 wurde eine förmliche Vereinbarung mit den italienischen Steuerbehörden getroffen, die zur Zahlung von 3,2 Mio. € für Verbrauchssteuern führte. Gespräche gibt es weiterhin, um Fragen der Mehrwertsteuer und lokalen Steuern auf die Verbrauchsteuern endgültig zu lösen.

ANHANG 27 Ereignisse nach der Berichtsperiode

Veräußerung der restlichen Beteiligung von ENGIE an SUEZ

Am 18. Januar 2022 brachte die Gruppe ihre verbliebene Beteiligung von 1,8 % an SUEZ als Teil des von der VEOLIA Gruppe gestarteten öffentlichen Angebots ein. Diese Transaktion wird sich nicht auf die Ergebnisse der Gruppe für 2022 auswirken, denn der Anteil wurde am 31. Dezember 2021 zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Sie verringert die Nettofinanzschuld der Gruppe 2022 um 227 Mio. €.

ANHANG 28 Honorare für Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netze

Gemäß Artikel 222-8 der Verordnung der französischen Finanzmarktaufsichtsbehörde (AMF) informiert die folgende Tabelle über die Honorare, die ENGIE SA, ihre voll konsolidierten Tochterunternehmen und Joint Operations jedem der Wirtschaftsprüfer gezahlt haben, die mit der Prüfung der Jahresabschlüsse und des Konzernabschlusses der ENGIE Gruppe beauftragt waren.

Die Hauptversammlung der ENGIE SA beschloss am 14. Mai 2020, das Mandat von Deloitte und EY als Abschlussprüfer um die Dauer von sechs Jahren von 2020-2025 zu verlängern.

	Deloitte			EY
In Millionen Euro	Deloitte & Associés	Netzwerk	Summe	EY et Autres	Netzwerk	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	6,8	8,5	15,4	6,7	11,7	18,4
• ENGIE SA	2,8	-	2,8	3,5	-	3,5
• Beherrschte Unternehmen	4,1	8,5	12,6	3,2	11,7	14,9
Nichtprüfungsleistungen	0,6	8,2	8,7	1,0	0,7	1,7
• ENGIE SA	0,5	7,5	8,0	0,8	0,0	0,8
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	0,3	-	0,3	0,3	-	0,3
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,2	-	0,2	0,4	-	0,4
davon Überprüfungen interner Prüfungen	-	-	-	-	-	-
davon Due Diligence-Leistungen	-	7,5	7,5	0,1	-	0,1
davon steuerliche Leistungen	-	-	-	-	0,0	0,0
• Beherrschte Unternehmen	0,1	0,7	0,7	0,2	0,7	0,8
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	-	0,3	0,3	0,1	0,2	0,3
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,1	0,1	0,1	0,0	0,3	0,3
davon Überprüfungen interner Prüfungen	-	0,1	0,1	-	-	-
davon Due Diligence-Leistungen	-	-	-	-	-	-
davon steuerliche Leistungen	-	0,3	0,3	-	0,2	0,2
SUMME	7,4	16,7	24,1	7,7	12,4	20,1

In Millionen Euro	Summe
Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	33,8
• ENGIE SA	6,3
• Beherrschte Unternehmen	27,5
Nichtprüfungsleistungen	10,4
• ENGIE SA	8,8
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	0,6
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,6
davon Überprüfungen interner Prüfungen	-
davon Due Diligence-Leistungen	7,6
davon steuerliche Leistungen	0,0
• Beherrschte Unternehmen	1,6
davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen	0,6
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,4
davon Überprüfungen interner Prüfungen	0,1
davon Due Diligence-Leistungen	-
davon steuerliche Leistungen	0,5
SUMME	44,2

ANHANG 29 Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind

Einige Unternehmen der berichtspflichtigen Segmente Resteuropa und Sonstige veröffentlichen ihren Jahresabschluss nicht und stützen sich dabei auf nationale Bestimmungen des luxemburgischen (Artikel 70 des Gesetzes vom 19. Dezember 2002) und niederländischen Rechts (Artikel 403 des Zivilgesetzbuches) über die Freistellung von der Forderung nach Veröffentlichung des geprüften Jahresabschlusses.

Die freigestellten Unternehmen sind im Wesentlichen: ENGIE Energie Nederland NV, ENGIE Energie Nederland Holding BV, ENGIE Nederland Retail BV, ENGIE United Consumers Energie BV, Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Treasury Management SARL und ENGIE Invest International SA.

6.3 Bestätigungsvermerk der Abschlussprüfer für den Konzernabschluss

Das ist eine freie Übersetzung des Bestätigungsvermerks der Abschlussprüfer für den in französischer Sprache erstellten Konzernabschluss ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Adressaten das Verständnis zu erleichtern.

Dieser Bestätigungsvermerk der Abschlussprüfer enthält Informationen, die nach europäischer Verordnung und französischem Recht gefordert werden, wie Informationen über die Bestellung von Abschlussprüfern oder die Kontrolle von Informationen über die Gruppe, die im Lagebericht dargestellt sind.

Dieser Bestätigungsvermerk ist im Zusammenhang mit dem französischen Recht sowie den in Frankreich geltenden beruflichen Prüfstandards zu lesen und dementsprechend auszulegen.

Das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr

An die Hauptversammlung von ENGIE

Prüfungsurteil

In Erfüllung des uns von Ihrer Hauptversammlung übertragenen Auftrags haben wir den beigefügten Konzernabschluss von ENGIE für das am 31. Dezember 2021 beendete Jahr geprüft.

Nach unserer Beurteilung vermittelt der Konzernabschluss ein zutreffendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gruppe per 31. Dezember 2021 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards, wie sie die Europäische Union übernommen hat.

Das oben abgegebene Prüfungsurteil steht mit unserem Bericht an den Prüfungsausschuss in Einklang.

Grundlage für das Prüfungsurteil

Kontrollrahmen

Wir haben unsere Prüfung nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Unsere Verantwortung nach diesen Standards ist im Abschnitt "Verantwortung der Abschlussprüfer für die Prüfung des Konzernabschlusses" unseres Berichts weitergehend beschrieben.

Unabhängigkeit

Wir haben unsere Prüfung im Einklang mit den Regeln für die Unabhängigkeit gemäß dem französischen Handelsgesetzbuch (Code de Commerce) und dem französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de déontologie) für die Zeit vom 1. Januar 2021 bis zum Datum unseres Berichts durchgeführt. Insbesondere haben wir keine Nichtprüfungsleistungen erbracht, die nach Artikel 5(1) der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 verboten sind.

Begründung von Beurteilungen - besonders wichtige Prüfungssachverhalte

Aufgrund der weltweiten Krise im Zusammenhang mit der COVID-19-Pandemie wurden die Abschlüsse für diese Periode unter besonderen Bedingungen erstellt und geprüft. Diese Krise und die im Kontext der gesundheitlichen Notlage getroffenen außergewöhnlichen Maßnahmen hatten zahlreiche Konsequenzen für Unternehmen, insbesondere für ihre Geschäftstätigkeit und Finanzierung, und führten zu größerer Unsicherheit für ihre Zukunft. Einige dieser Maßnahmen, wie Reisebeschränkungen und ortsungebundenes Arbeiten, wirkten sich auch auf ihre interne Organisation und die Durchführung von Prüfungen aus.

In diesem komplexen und veränderlichen Kontext geben wir Ihnen im Einklang mit den Anforderungen der Artikel L.823-9 und R.823-7 des französischen Handelsgesetzbuches, die sich auf die Begründung unserer Beurteilungen beziehen, die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte zur Kenntnis, bei denen Risiken einer wesentlichen falschen Darstellung bestehen, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen die bedeutsamsten bei unserer Prüfung des Konzernabschlusses sind, sowie unseren Umgang mit diesen Risiken.

Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt. Wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu speziellen Posten des Konzernabschlusses ab.

Bewertung des erzielbaren Betrags für den Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

[Anhänge 1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen, 10.1 Wertminderungsaufwendungen, 14 Geschäfts- oder Firmenwert, 15 Immaterielle Vermögenswerte und 16 Sachanlagen]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Am 31. Dezember 2021 belief sich der Nettobuchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts, immaterieller Vermögenswerte und Sachanlagen auf 70,7 Mrd. € (nach Ansatz von Wertminderungsaufwendungen von 1 Mrd. € für 2021) bzw. 31,4 % der Gesamtvermögenswerte und gliedert sich wie folgt:


―	Geschäfts- oder Firmenwert: 12,8 Mrd. €;
―	Immaterielle Vermögenswerte: 6,8 Mrd. €;
―	Sachanlagen: 51,1 Mrd. €.

Nach der Etablierung der neuen Organisation ab 1. Februar 2021 vertrat Ihre Gruppe die Auffassung, dass die Geschäftstätigkeiten, die den Global Business Units (GBU) zugrunde liegen, Geschäftssegmenten im Sinne von IFRS 8 Geschäftssegmente entsprechen und daher die unterste Ebene darstellen, auf der der Geschäfts- oder Firmenwert für die Zwecke des internen Managements überwacht wird. Daher teilte Ihre Gruppe den Geschäfts- oder Firmenwert der früher geografisch geordneten Business Units den Geschäftstätigkeiten zu, die den GBU zugrunde liegen, und folgt damit IAS 36 - Wertminderung von Vermögenswerten.

Am 31. Dezember 2021 verteilt sich daher der Geschäfts- oder Firmenwert wie folgt auf die verschiedenen Geschäftssegmente:


―	Infrastructures 5,3 Mrd. €;
―	Renewables 2,2 Mrd. €;
―	Supply: 1,8 Mrd. €;
―	Energy Solutions: 1,3 Mrd. €;
―	Thermal: 1,1 Mrd. €;
―	Nuclear: 0,8 Mrd. € und
―	Sonstige: 0,3 Mrd. €.

Bei betrieblichen Einheiten, die Ihre Gruppe langfristig und nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag in den meisten Fällen dem Nutzungswert, der wie folgt ermittelt wurde:

―

mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2022 und des vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplans 2023-2024 und

―

über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten künftigen Cashflow-Projektionen auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten), von Modellen des fundamentalen Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage, langfristigen Projektionen für CO2, die das Ziel, bis 2030 die Emissionen um 55 % zu verringern, und das von der Europäischen Kommission als Teil des "European Green Deal" im Dezember 2019 und im Juli 2021 vorgestellte Ziel der Klimaneutralität bis 2050 berücksichtigen sowie von Preisprojektionen aus dem Referenzszenario der Gruppe für 2025-2040, wie sie der Geschäftsführende Vorstand genehmigt hat.

Diese erzielbaren Beträge basieren auf den in Anhang 14.4 dargestellten Grundannahmen zu Marktaussichten und Änderungen des regulatorischen Umfelds. Hier können Veränderungen einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen haben.

Für den Geschäfts- oder Firmenwert, für den nach unserer Beurteilung die größte Gefahr einer Wertminderung bestand, beruhten die Bewertungen primär auf folgenden entscheidenden Annahmen:


―	hinsichtlich der Geschäfte von Nuclear die Werte, die dem Preis für Brennstoff und CO2, der Nachfrage nach Strom und Preistrends, der Verfügbarkeit von Kraftwerken und künftigen Marktaussichten sowie dem regulatorischen Rahmen zugewiesen wurden. Die Gruppe berücksichtigte insbesondere (i) einen schrittweisen Ausstieg aller Betriebsstätten in Belgien bis 2025 und (ii) die Verlängerung der Vereinbarungen über Entnahmerechte an französischen Kernkraftwerken über die gegenwärtigen Betriebszeiten hinaus;
―	hinsichtlich der Tätigkeit bei Renewables die Erneuerung der Konzessionsvereinbarungen für Wasserkraftwerke und Änderungen der Strompreise über die Liquiditätsperiode hinaus.
―	Für Betriebsstätten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der erzielbare Betrag für die jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten.

Unsere Antwort

Bei unserer Vorgehensweise prüften wir die Bedingungen, unter denen Zahlungsmittel generierende Einheiten definiert wurden, und die Grundsätze und Methoden der Zuteilung von Geschäfts- oder Firmenwert zu den Geschäftstätigkeiten, die der neuen GBU zugrunde liegen. Wir haben die Maßnahmen der Gruppe beurteilt, mit denen Anzeichen für oder Aufholungen von Wertminderungen identifiziert werden, wie auch die Verfahrensweisen des Managements zur Billigung von Schätzungen.

Wir haben die Daten und Grundannahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags für Vermögenswerte untersucht, die Empfindlichkeit der Bemessungen aufgrund dieser Annahmen beurteilt und mit Hilfe unserer Bewertungsexperten die Berechnungen der Gruppe überprüft.

Unsere Prüfungshandlungen bei den Nutzungswerten erstreckten sich im Wesentlichen auf:

―

die Annahmen für das langfristige Referenzszenario der Gruppe (Trends bei Strom- und Gaspreisen und Nachfrage, Preis für CO2, Kohle und Öl, Inflation), deren Konsistenz mit externen Studien von internationalen Organisationen oder Energieexperten wir beurteilt haben;

―

die Annahmen zur betrieblichen Tätigkeit und regulatorische Annahmen, mit denen die Cashflow-Prognosen erstellt wurden, für die wir die Konsistenz der Betriebsbedingungen der Vermögenswerte und deren intrinsische Leistung sowie die bislang geltenden Vorschriften und deren erwartete Änderungen beurteilt haben;

―

Methoden zur Bestimmung von Cashflow-Prognosen, für die wir beurteilt haben:

―


―	die Konsistenz der Referenzdaten mit dem Haushalt, dem mittelfristigen Business-Plan und darüber hinaus mit dem langfristigen Szenario der Gruppe;
―	die Konsistenz mit früheren Geschäftsergebnissen und Marktaussichten;

―

die Abzinsungssätze, deren Ermittlungsmethoden und Konsistenz mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt wir mit Hilfe interner Spezialisten überprüft haben;

―

die Sensibilitätsanalyse des Managements für die wichtigsten operativen, regulatorischen und Preisannahmen, deren Relevanz wir beurteilt haben;

―

Bei Betriebsstätten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, schätzten wir die hohe Wahrscheinlichkeit eines solchen Verkaufs und die Posten ein, die in Betracht gezogen wurden, um den erzielbaren Betrag zu beurteilen, sowie den Klassifizierungsablauf gemäß IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche.

Schließlich beurteilten wir die Eignung der Angaben in den Anhängen 1.3, 10.1, 14.4, 15 und 16 zum Konzernabschluss, vor allem zu Sensibilitätsanalysen der Gruppe.

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Wir sahen die Bewertung des erzielbaren Betrags für Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an, da sie für den Abschluss der Gruppe wesentlich sind. Wir betrachteten die Empfindlichkeit von Bewertungen der branchenbezogenen und finanziellen makroökonomischen Annahmen und die daraus abgeleiteten Beurteilungen und Schätzungen, die das Management in einem Kontext abgeben muss, der auf Trends im Energiemarkt empfindlich reagiert und dessen Konsequenzen mittelfristig wirtschaftlich schwer abzusehen sind.

Unsere Antwort

Bewertung von Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und den Abbruch von kerntechnischen Anlagen in Belgien

[Anhänge 1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen, 20 Rückstellungen und 20.2 Verpflichtungen im Zusammenhang mit kerntechnischen Anlagen]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Ihre Gruppe hat Verpflichtungen der Wiederaufarbeitung und Lagerung abgebrannter radioaktiver Brennelemente und des Abbruchs von in Belgien betriebenen kerntechnischen Anlagen. Gemäß dem belgischen Gesetz vom 11. April 2003 liegt das Management entsprechender Rückstellungen in den Händen von Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe; die der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) alle drei Jahre einen Bericht vorlegt, der die Kerngrößen für die Bewertung dieser Rückstellungen beschreibt. Die CNP gibt ihre Stellungnahme dazu ab, die auf der Stellungnahme der belgischen Agentur für radioaktiven Abfall und angereichertes spaltbares Material (ONDRAF) basiert, die alle Merkmale und technischen Parameter des Berichts prüft.

Per 31. Dezember 2021 beliefen sich diese mittel- und langfristigen Kernenergieabgaben für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen auf 8 Mrd. € und für den Abbruch von Kernkraftwerken auf 6,3 Mrd. €. Diese Rückstellungen werden ausgehend vom gegenwärtigen rechtlichen und vertraglichen Rahmen und auf der Grundlage der Stellungnahme der CNP vom 12.Dezember 2019 als Teil der dreijährlichen Überprüfung geschätzt, wie in den Gesetzen und Verordnungen festgelegt. Werden Veränderungen, die die angewandten Finanzparameter maßgeblich beeinflussen, zwischen zwei dreijährlichen Bewertungen im Industrieszenario und der Kostenschätzung oder beim Zeitplan beobachtet, kann die Kommission ihre Stellungnahme revidieren. Das würde sich auf den Gewinn der Gruppe für diese Periode auswirken.

Wir betrachteten die Bemessung dieser Rückstellungen wegen ihrer wesentlichen Höhe und ihres empfindlichen Einflusses auf die benutzten Industrieszenarios und Schätzungen der damit verbundenen Kosten als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt, insbesondere Kosten:

―

im Hinblick auf Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs. Hier muss die belgische Regierung letztendlich Entscheidungen über den Umgang mit abgebrannten Brennelementen (Wiederaufbereitung eines Teils der abgebrannten Brennelemente oder direkte Entsorgung ohne vorherige Wiederaufbereitung) und den langfristigen Umgang mit Brennelementen (Kosten für das Verbringen von Brennelementen in geologische Tiefenlager oder die langfristige Lagerung vor Ort) treffen;

―

im Hinblick auf Rückstellungen für den Abbruch kerntechnischer Anlagen, das Abbruchprogramm und die Zeitpläne, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen oder nicht.

Diese Bemessung reagiert auch empfindlich auf die angewandten makroökonomischen Annahmen (Inflation und Abzinsung).

Unsere Antwort

Nach der letzten dreijährlichen Überprüfung der Rückstellungen 2019 untersuchten wir (i) die Schlussfolgerungen, Beobachtungen und Empfehlungen aus den Stellungnahmen von ONDRAF und CPN, überprüften wir (ii) die Grundlagen für die Bewertung der Rückstellungen und bewerteten (iii) die Empfindlichkeit von Bemessungen für die technischen Annahmen und Industrieszenarios, insbesondere für den Umgang mit radioaktiven Brennelementen, sowie Annahmen für Kosten, Zeitpläne für den Ablauf der Arbeiten und Inflation und Abzinsungssätze für Cashflows.

Da die dreijährliche Überprüfung oder Änderungen fehlen, die die Ende 2021 benutzten Finanzkennzahlen, das Industrieszenario und die Kostenschätzung oder den Zeitplan maßgeblich verändern könnten, und in Anbetracht der Prüfungshandlungen, die bereits während der letzten dreijährlichen Überprüfung der Rückstellungen 2019 vorgenommen wurden, bestand unsere Arbeit im Wesentlichen in der Beurteilung:


―	der Konsistenz von Industrieszenarios angesichts der von Ihrer Gruppe oder den Behörden getroffenen Entscheidungen oder in Betracht gezogenen Schritte und der Konsistenz von Prognosen für Kosten je nach Art und Prognosen von Zahlungsmittelabflüssen;
―	der Konsistenz von Abzinsungssätzen mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt.

Schließlich bewerteten wir die Eignung der Angaben in den Anhängen 1.3, 20 und 20.2 zum Konzernabschluss, vor allem zur Sensibilität der Bewertung von Rückstellungen für Änderungen der Grundannahmen.

Wichtige Schätzungen und Ermessensentscheidungen bei Erlösen

[Anhänge 1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen, 8.1 Erlöse und 8.2.1 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen Vermögenswerte aus Verträgen]

Besonders wichtiger Prüfungssachverhalt

Ihre Gruppe nimmt Schätzungen vor und trifft Ermessensentscheidungen vor allem bei der Erfassung von (i) Verkäufen von geliefertem Strom und Gas, das nicht abgelesen und nicht in Rechnung gestellt ist (bekannt unter dem Begriff "abgelesene Energie") und in dem Sonderfall des am 31. Dezember 2021 beendeten Geschäftsjahrs (ii) bei Gasverkäufen in Frankreich mit dem Tarifschutz-Mechanismus der Regierung.

Erlöse aus nicht abgelesenen und nicht in Rechnung gestellten gelieferten Strom- und Gasverkäufen ("Energie auf dem Zähler"):

Die Bewertung von Erlösen aus Verkäufen von Strom und Gas an Kunden, die nur während des Abrechnungszeitraums abgelesen werden, stellt eine wesentliche Schätzung am Jahresende dar. Da die Netzmanager die Ableseergebnisse mitunter nämlich erst mehrere Monate nach der tatsächlichen Lieferung mitteilen, muss Ihre Gruppe die Energie, die geliefert, aber nicht abgelesen wurde, am Jahresende schätzen. Per 31. Dezember 2021 beliefen sich Forderungen für Erlöse auf dem Zähler (Strom und Gas, geliefert, aber nicht abgelesen und nicht abgerechnet) auf 4,6 Mrd. €. Das betrifft hauptsächlich Frankreich und Belgien.

Diese Forderungen werden auf der Basis einer Methode ermittelt, die eine Schätzung des Verbrauchs bei den Kunden ausgehend von der früheren Abrechnung oder der letzten noch nicht abgerechneten Ablesung einbezieht, entsprechend dem Energievolumen, das die Netzmanager zugeordnet haben. Dabei kommen von Ihrer Gruppe entwickelte Mess- und Modellier-Tools zum Einsatz.

Die Volumen werden zum durchschnittlichen Energiepreis bewertet, der die Kundenkategorie und den Zeitraum berücksichtigt, über den die gelieferte und nicht in Rechnung gestellte Energie auf dem Zähler ist.

Kompensation für Gasverkäufe in Frankreich mit dem Tarifschutz-Mechanismus der französischen Regierung

Die starke Volatilität auf den Energiemärkten und der daraus resultierende maßgebliche Anstieg der Erdgaspreise veranlasste die französische Regierung, ab 1. November 2021 zeitlich begrenzt bis 30. Juni 2022 die regulierten Gasverkaufspreise auf dem Niveau vom 1. Oktober 2021 mit einem Tarifschutz-Mechanismus zu kappen, der mit dem Finanzgesetz für 2022 (Gesetzes Nr. 2021-1900 vom 30. Dezember 2021) eingeführt wurde. Verluste von Erlösen, die Ihrem Unternehmen ab dem 1. November 2021 entstanden sind, stellen Belastungen dar, die den Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung zuzuordnen sind und einer Kompensation durch eine unwiderrufliche Bürgschaft des französischen Staates unterliegen. In diesem Kontext hat Ihre Gruppe die Bilanzierungsmethoden für die diesbezüglich zu vereinnahmende Kompensation nach Ermessen entschieden, deren Höhe per 31. Dezember 2021 auf 248 Mio. € geschätzt wird.

Angesichts der Beträge, um die es geht, der Empfindlichkeit der Schätzung für die Annahmen, die für die Volumen und die durchschnittlichen Energiepreise benutzt wurden, sahen wir (i) die Schätzung des Erlösanteils, der geliefert und nicht erfasst wurde, wie auch (ii) die am Schlusstag des Preisschutzmechanismus zu vereinnahmende Kompensation als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an.

Unsere Antwort

Erlöse aus nicht abgelesenen und nicht in Rechnung gestellten gelieferten Strom- und Gasverkäufen ("Energie auf dem Zähler")

Die Prüfungshandlungen hinsichtlich der Schätzung von nicht abgelesenen Erlösen, die in Frankreich und Belgien angesetzt wurden, bestanden hauptsächlich:


―	im Nachvollziehen der von der Gruppe eingeführten internen Kontrollverfahren für den Abrechnungsprozess und die Vorgehensweise für eine zuverlässige Schätzung zur Bilanzierung der Energie auf dem Zähler;
―	in der Beurteilung der von Ihrer Gruppe benutzten Modelle und der Berechnungsmodalitäten der geschätzten Volumen. Dafür haben wir einen Experten für Algorithmen in unser Prüfungsteam aufgenommen.

Wir haben auch:


―	die Information über die gelieferten und von der Gruppe ermittelten Volumen mit den von den Netzbetreibern übermittelten Messdaten verglichen;
―	geprüft, dass die Berechnungsmethoden des Durchschnittspreises für den nicht abgelesenen gelieferten Strom das Alter auf dem Zähler und die verschiedenen Arten von Kunden berücksichtigen;
―	die Konsistenz der Volumen für die betriebliche Tätigkeit (Verkäufe, Einspeisungen und Bestände) mit den Energieressourcen (Einkäufe, Entnahmen und Bestände) im Netz analysiert;
―	die regelmäßige Begleichung der abgelesenen Energie über die Periode beurteilt;
―	das Alter der Energie auf dem Zähler am Jahresende beurteilt.

Kompensation für Gasverkäufe in Frankreich mit dem Tarifschutz-Mechanismus der französischen Regierung

Angesichts der Auswirkungen, die aus der Umsetzung des Tarifschutzmechanismus in Frankreich entstehen, bestanden unsere Prüfungshandlungen hauptsächlich darin:


―	den Regierungserlass vom 23. Oktober 2021 und die gesetzgeberischen Bestimmungen aus dem Finanzgesetz 2022 ("Loi de Finance 2022") zu untersuchen;
―	die finanziellen Konsequenzen zu analysieren, die Ihr Unternehmen aus der Anwendung der verschiedenen Bestimmungen zur Regelung des Tarifschutzes gezogen hat, und die Einnahmeverluste für die Zeit vom 1. November 2021 bis 31. Dezember 2021 zu bewerten;
―	die rechnungslegerische Behandlung und die Darstellungsmethoden des in der Gewinn- und Verlustrechnung auszuweisenden Jahresüberschusses und die entsprechende Forderung per 31. Dezember 2021 zu beurteilen.

Schließlich beurteilten wir die Eignung der Angaben in den Anhängen 1.3, 8.1 und 8.2.1 zum Konzernabschluss.

Spezielle Prüfungen

Wie nach französischem Recht gefordert, haben wir auch nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards die die Gruppe betreffenden Informationen geprüft, die im Lagebericht des Aufsichtsrats gegeben werden.

Wir haben keine Einwände in Bezug auf die Übereinstimmung mit den tatsächlichen Verhältnissen und seine Konsistenz mit dem Konzernabschluss.

Wir bestätigen, dass die nichtfinanzielle Konzernerklärung nach Artikel L.225-102-1 des französischen Handelsgesetzbuches in den Angaben zur Gruppe im Lagebericht enthalten ist. Dazu ist auszuführen, dass wir gemäß Artikel L.823-10 des Handelsgesetzbuches nicht die Zuverlässigkeit der Information in dieser Erklärung oder ihre Konsistenz mit dem Konzernabschluss überprüft haben. Diese Prüfung muss Gegenstand des Berichts eines unabhängigen Dritten sein.

Sonstige rechtliche und aufsichtsrechtliche Überprüfungen oder Informationen

Berichtsformat für den konsolidierten Abschluss, der in den Jahresfinanzbericht aufgenommen werden soll

Nach dem in Frankreich geltenden Berufsstandard für das Prüfverfahren des Wirtschaftsprüfers in Bezug auf den Jahresabschluss und den Konzernabschluss, der im europäischen einheitlichen elektronischen Format dargestellt wird, haben wir auch überprüft, dass die Darstellung des Konzernabschlusses, der in den Jahresfinanzbericht laut Artikel L.451-1-2, I des französischen Gesetzbuches über das Währungs- und Finanzwesen (Code monétaire et financier) aufgenommen werden soll und in der Verantwortung des Vorstandsvorsitzenden erstellt wurde, dem einheitlichen elektronischen Format entspricht, wie es in der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 vom 17. Dezember 2018 festgelegt ist. Da sie sich auf Konzernabschlüsse bezieht, beinhaltet unsere Arbeit auch zu überprüfen, dass die Auszeichnung dieses Konzernabschlusses dem Format entspricht, das in der Delegierten Verordnung definiert ist.

Ausgehend von den von uns erbrachten Leistungen ziehen wir den Schluss, dass die Darstellung des konsolidierten Abschlusses, der in den Jahresfinanzbericht aufgenommen werden soll, in allen wesentlichen Aspekten dem europäischen einheitlichen elektronischen Format entspricht.

Wir tragen keine Verantwortung dafür zu überprüfen, dass der Jahresabschluss, den Ihr Unternehmen letztendlich in den Jahresfinanzbericht aufnimmt, der bei der AMF eingereicht wird, mit dem übereinstimmt, an dem wir unsere Prüfungshandlungen vollzogen haben.

Bestellung als Abschlussprüfer

Ihre Hauptversammlung hat uns für Ernst & Young et Autres am 19. Mai 2008 und am 16. Juli 2008 für Deloitte & Associés als Abschlussprüfer für ENGIE bestellt.

Per 31. Dezember 2021 wurde unseren Unternehmen vierzehn Jahre in Folge das Mandat erteilt.

Ernst & Young Audit war zuvor von 1995 bis 2007 Abschlussprüfer.

Verantwortung des Managements und der mit der Unternehmensführung Beauftragten für den Konzernabschluss

Das Management ist für die Erarbeitung und zutreffende Darstellung des Abschlusses nach den International Financial Reporting Standards verantwortlich, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, um interne Kontrollen umzusetzen, die für die Erstellung des Konzernabschlusses ohne wesentliche falsche Angaben, ob beabsichtigt oder unbeabsichtigt, für nötig erachtet werden.

Bei der Erstellung des Konzernabschlusses ist das Management dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen, indem es gegebenenfalls Sachverhalte im Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit offenlegt und den Rechnungslegungsgrundsatz der Fortführung der Unternehmenstätigkeit anwendet, es sei denn, es besteht die Absicht, das Unternehmen zu liquidieren oder die Geschäftstätigkeit einzustellen.

Der Prüfungsausschuss ist für die Überwachung der Finanzberichterstattung und die Wirksamkeit interner Kontrollen und Risikomanagementsysteme und gegebenenfalls seiner internen Prüfung der Rechnungslegungs- und Finanzberichterstattungsverfahren verantwortlich.

Der Konzernabschluss ist vom Aufsichtsrat genehmigt worden.

Die Verantwortung der Prüfer für die Prüfung des Konzernabschlusses

Ziel und Ansatz der Prüfung

Unsere Aufgabe ist die Erteilung eines Bestätigungsvermerks für den Konzernabschluss. Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen ist. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit den Berufsstandards durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Wie in Artikel L.823-10-1 des französischen Handelsgesetzbuches festgelegt, beinhaltet unsere Abschlussprüfung nicht die Zusicherung der Rentabilität des Unternehmens oder der Qualität des Managements der Angelegenheiten des Unternehmens. Als Teil einer nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführten Prüfung übt der Abschlussprüfer während der Prüfung sein pflichtgemäßes Ermessen aus. Zudem:


―	identifiziert und beurteilt er die Risiken einer wesentlichen Falschdarstellung des Konzernabschlusses, beabsichtigt oder nicht, plant und führt Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch und erlangt Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für sein Prüfungsurteil zu dienen. Das Risiko, dass eine wesentliche falsche Darstellung nicht aufgedeckt wird, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können.
―	erlangt er ein Verständnis des für die Prüfung relevanten internen Kontrollsystems, um Prüfungshandlungen zu planen, die den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit der internen Kontrolle abzugeben;
―	beurteilt er die Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der buchhalterischen Schätzungen und damit zusammenhängender Angaben durch das Management im Konzernabschluss;
―	beurteilt er die Angemessenheit des vom Management angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Diese Beurteilung basiert auf dem zum Datum seines Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweis. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass das Unternehmen seine Geschäftstätigkeit nicht fortführen kann. Kommt der Abschlussprüfer zu dem Schluss, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, ist er verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben nicht gemacht wurden oder unzureichend sind, das dort abgegebene Prüfungsurteil zu modifizieren;
―	bewertet er die Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses und ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird;
―	holt er ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Finanzinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten der Gruppe ein, um ein Prüfungsurteil zum Konzernabschluss abzugeben. Der Abschlussprüfer ist für die Leitung, Beaufsichtigung und Durchführung der Prüfung des Konzernabschlusses wie auch für das Prüfungsurteil verantwortlich.

Bericht an den Prüfungsausschuss

Wir legen dem Prüfungsausschuss einen Bericht vor, der insbesondere eine Beschreibung des Umfangs der Prüfung, des ausgeführten Prüfungsprogramms sowie die Ergebnisse unserer Prüfungshandlungen beinhaltet. Wir berichten gegebenenfalls auch über maßgebliche Mängel der internen Kontrolle von Verfahrensweisen bei der Rechnungslegung und der Finanzberichterstattung, die wir festgestellt haben.

Unser Bericht an den Prüfungsausschuss beinhaltet die Risiken von wesentlichen Falschangaben, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen von größter Bedeutung für die Prüfung des Konzernabschlusses der laufenden Periode und daher besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind, die wir in diesem Bestätigungsvermerk beschreiben müssen.

Wir geben gegenüber dem Prüfungsausschuss die Erklärung gemäß Artikel 6 der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 ab, die unsere Unabhängigkeit im Sinne der in Frankreich geltenden Vorschriften bestätigt, wie sie insbesondere in den Artikeln L.822-10 bis L.822-14 des französischen Handelsgesetzbuches und im französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer festgelegt sind. Wir erörtern mit dem Prüfungsausschuss gegebenenfalls die Risiken, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.

Paris-La Défense, 4. März 2022 Die Wirtschaftsprüfer

**Das französische Original wurde unterzeichnet von

DELOITTE & ASSOCIES**

Patrick E. Suissa

Nadia Laadouli

ERNST & YOUNG et Autres

Charles-Emmanuel Chosson

Guillaume Rouger

AI assistant

ENGIE — Annual Report 2021

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ENGIE Deutschland AG

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2021 bis zum 31.12.2021

ENGIE S.A.

Courbevoie/ Frankreich

befreiender Konzernabschluss der ENGIE S.A. zum 31.12.2021 gem. § 291 HGB

6 Finanzinformationen

6.1 Prüfung der Finanzlage

6.1.1 Lagebericht

6.1.1.1 Ergebnisse 2021 für ENGIE

Finanzergebnisse 2021 für ENGIE

Strategie in Aktion

Geschäftliche Höhepunkte

Finanzergebnis

6.1.1.1.1 Wichtige Finanzkennzahlen am 31. Dezember 2021

6.1.1.1.2 Aussichten und Zielsetzungen 2022-2024

6.1.1.1.2.1 Annahmen

6.1.1.1.2.2 Finanzziele für 2022-2024

6.1.1.1.2.3 Überblick über die Hauptziele

CAPEX

Performance

Veräußerungen

Entwicklung des EBIT

Die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung 2022 nach Geschäftsfeld

Die wichtigsten Treiber der EBIT-Entwicklung 2021-2024 nach Geschäftsfeld

6.1.1.1.3 Dividendenpolitik bekräftigt und Vorschlag von 0,85 € je Aktie für 2021

6.1.1.1.4 Umsetzung des Strategieplans, Fundament für langfristigen Erfolg

Beschleunigung bei Renewables, Energy Solutions und internationale Entwicklung bei Networks

Die Umsetzung des Veräußerungsplans kommt voran

Vereinfachen und einen neuen Fokus setzen

Neugewichtung bei Infrastructures

Disziplinierte Kapitalzuweisung

Erfüllung des Performance-Plans

6.1.1.1.5 Neues zu den kerntechnischen Anlagen in Belgien

6.1.1.1.6 Fortschritte auf dem Weg zur Netto-Null und die wichtigsten ESG-Ziele

Fortschritt beim Kohleausstieg unterstützt das Streben nach der Netto-Null

Wichtige ESG-Ziele

Mitspracherecht bei Klimaresolution

6.1.1.1.7 Gesundheit und Sicherheit

6.1.1.1.8 Betriebsergebnis und Finanzlage

6.1.1.1.8.1 Erträge

Beitrag zu Erträgen nach Eliminierung konzerninterner Geschäfte

6.1.1.1.8.2 EBITDA

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

6.1.1.1.8.3 EBIT

EBIT-Beitrag nach Geschäftstätigkeit

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie

Renewables: Ausnutzen des Preisaufschwungs und Beitrag neu in Betrieb genommener Anlagen

Networks: kälteres Wetter in Europa und ein höherer internationaler Beitrag

Energy Solutions: positive Geschäftsentwicklung und verbesserte Performance, gedämpft durch höhere Kosten bei EVBox

Thermal: Gegenwind in Chile, größere Spreads und Zusatzleitungen dank flexibler Assets in Europa

Supply: geringere Margen und Auflösung positiver Einmaleffekte 2020, die teilweise durch größere Volumen ausgeglichen wurden

Nuclear: außergewöhnliche Performance durch höhere Preise und bessere Verfügbarkeit

Sonstige: starke kommerzielle und Handels-Performance und geringere Konzernaufwendungen

EQUANS, aufgegebene Geschäftsbereiche

6.1.1.1.9 Analyse des organischen Wachstums auf vergleichbarer Basis

6.1.1.2 Sonstige Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

6.1.1.3 Änderung der Nettofinanzverschuldung

Änderungen der wirtschaftlichen Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:

6.1.1.3.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

6.1.1.3.2 Nettoinvestitionen

Investitionsausgaben (CAPEX) nach Unternehmenssparte

Die wichtigsten Vorhaben (Mrd. €)

Darstellung nach Geschäftsfeld/Geografie:

6.1.1.3.3 Dividenden und Eigenkapitalbewegungen

6.1.1.3.4 Nettofinanzschuld per 31. Dezember 2021

6.1.1.3.5 Rating

6.1.1.4 Sonstige Posten der Bilanz

6.1.1.5 Jahresabschluss der Muttergesellschaft

Information über Zahlungsfristen

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden gemäß Artikel D.441-4 des französischen Handelsgesetzbuches

6.1.2 Kapitalausstattung

6.1.2.1 Darlehenskonditionen und Finanzstruktur für den Darlehensgeber

6.1.2.1.1 Schuldenstruktur

6.1.2.1.2 Wichtige Transaktionen 2021

6.1.2.1.3 Ratings

6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital

ENGIE Annual Report 2021