ENGIE — Audit Report / Information 2009

Nov 5, 2012

Publication

GDF SUEZ Energie Deutschland AG

(vormals: GDF SUEZ Energie Deutschland GmbH)

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum 31. Dezember 2009 gemäß § 291 HGB

GDF Suez SA, Paris (Frankreich)

Das ist eine freie, unverbindliche Übersetzung des in französischer Sprache erstellten Konzernabschlusses der GDF SUEZ S.A. ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern.

KONZERNABSCHLUSS 2009

ENERGIE NEU ENTDECKEN

LAGEBERICHT¹

1 (1) Sofern nicht anders angegeben, basieren alle Angaben auf dem Konzernabschluss, der in Übereinstimmung mit den IFRS aufgestellt wurde.

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

Die Angaben zu Gewinn- und Verlustrechnung und Kapitalfluss für das am 31. Dezember 2008 beendete Jahr basieren auf einer nicht geprüften Proforma-Finanzinformation, die so erstellt wurde, als habe die Verschmelzung von Gaz de France und SUEZ am 1. Januar 2008 stattgefunden. Die Proforma-Information und die Grundlage für die Erarbeitung dieser Information werden in Abschnitt 20.4 des Referenzdokuments 2008 dargestellt.

Trotz ungünstiger Trends bei den Rohstoffpreisen und der Auswirkungen der globalen Wirtschaftskrise, die die Sparte Energy Services und SUEZ Environnement besonders hart trafen, haben sich die Unternehmen des Konzerns im Jahr 2009 behauptet. Die operativen Indikatoren weisen eine bescheidene Verbesserung auf, hauptsächlich dank der Rekordergebnisse des zum 31. Dezember 2008 endenden Geschäftsjahrs, das als Vergleichszeitraum für den Konzern dient.

Das EBITDA stieg um 0,9% auf über €14 Mrd. und spiegelt so die Anpassungsfähigkeit des Konzerns angesichts der großen wirtschaftlichen Herausforderungen, ungünstiger Trends bei den Energiepreisen und eines besonders warmen Jahres (5,1 TWh) in Frankreich wider. Dieses Abschneiden gelang hauptsächlich dank des vom Konzern eingeführten Kostensenkungsprogramms von Efficio.

Bereinigt um die Auswirkungen der Verpflichtungszusagen blieb das Konzernjahresergebnis im Jahresvergleich mit €4.477 Mio. stabil. Die robuste Geschäftsdynamik des Konzerns und die Kapitalzuwächse, die 2009 zu verzeichnen waren, wirkten dem negativen Einfluss von Änderungen beim beizulegenden Zeitwert von Rohstoffderivaten im Vergleich zum Jahr 2008 entgegen.

Mit dem Betrag, der für die Beilegung des Rechtsstreits zwischen E.ON und GDF SUEZ gezahlt wurde, belief sich der Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern auf €13.016 Mio., -2,0% gegenüber 2008. Der Freie Cashflow1 nach Zinsen auf Fremdkapital und Ertragssteuer stieg über das Jahr mit 127% auf €9.643 Mio., angeregt durch eine deutliche Verbesserung beim Betriebsmittelbedarf.

Die Nettoverschuldung blieb trotz des anhaltenden Wachstumsschubs des Konzerns mit Gesamtinvestitionen von €11,2 Mrd. in diesem Jahr (Instandhaltung, Entwicklung und Neuerwerbungen) mit €29.967 Mio. unter €30 Mrd.

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	79.908	83.053	-3,8%
EBITDA	14.012	13.886	0,9%
Abschreibung und Rückstellungen	(5.183)	(4.885)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(263)	(241)
Anteilsbasierte Vergütung	(218)	(199)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.347	8.561	-2,5%

1 Cashflow aus Geschäftstätigkeit, bereinigt um Veränderungen beim Betriebsmittelbedarf, gezahlte Nettozinsen und Ertragssteuer und Instandhaltungsinvestitionen.

Die Umsatzerlöse des Konzerns betrugen 2009 €79.908 Mio., -3,8% gegenüber 2008. Organisch betrachtet (ohne Änderungen der Wechselkurse und der Konzernstruktur), sanken die Umsatzerlöse in diesem Jahr um 5,3%.

Änderungen in der Konzernstruktur wirkten sich mit €1.670 Mio. positiv aus.

―	Zugänge zum Konsolidierungskreis in diesem Jahr vergrößerten die Umsatzerlöse um €2.411 Mio., hauptsächlich bei Energy Benelux & Germany (Stadtwerke Wuppertal), Energy Europe (die ersten Entnahmen virtueller Kraftwerkskapazität (VPP) in Italien; Akquisitionen der Unternehmen Izgaz, Elettrogreen und Teesside; Änderung der Konsolidierungsmethode für Reti), Energy North America (2008 Erwerb von Firstlight) und Energy Middle East, Asia & Africa (2008 Erwerb von Senoko) und im Geschäftsbereich Global Gas & LNG (Integration der Explorations- und Produktions-Assets von NAM/NOGAT).
―	Abgänge aus dem Konsolidierungskreis hatten einen negativen Einfluss von €741 Mio. und betrafen im Wesentlichen den Verkauf von Vertriebstätigkeiten im wallonischen Teil von Belgien und den Verkauf von Kernenergiekapazität an SPE als Teil der Vereinbarung Pax Electrica II.

Wechselkurzschwankungen hatten einen negativen Einfluss von €494 Mio., hauptsächlich durch den Absturz des Pfund Sterling, des rumänischen Leu und des ungarischen Forint, teilweise abgefangen durch einen stärkeren US-Dollar.

Während die Sparte Infrastructures (+16,4%) Fortschritte bei Verkäufen auf Rechnung Dritter berichtete und über das ganze Jahr Zuwachsraten erzielte, mussten Energy France (-3,9%), Energy Europe & International (-9,3%) und Global Gas & LNG (-4,1%) Umsatzerlöse hinnehmen, die durch sinkende Preise und gegenläufige Volumen-Trends schrumpften. Die Sparte Energy Services (-3,4%) meldete einen leichten Rückgang der Erlöse, die durch ihre Dienstleistungen, Installations- und Wartungstätigkeiten nach unten gingen. Im Gegensatz dazu kamen aus den Engineering-Tätigkeiten weitere Zuwächse. Die Erlöse bei SUEZ Environnement (-1,8%) blieben alles in allem stabil. Fortschritte gab es in den Bereichen Water Europe und International. Doch musste die Sparte mit schwierigen Geschäftsbedingungen zurechtkommen, insbesondere mit einem volumenmäßigen Rückgang an bei den Kunden erzeugtem Abfall und mit sinkenden Preisen für zurückgewonnene Sekundärrohstoffe.

Das EBITDA schob sich um 0,9% auf €14.012 Mio. Rechnet man die Auswirkungen von Veränderungen der Wechselkurse und der Konzernstruktur heraus, ging das EBITDA um 3,0% zurück.

Änderungen in der Konzernstruktur wirkten sich mit einem Netto von €645 Mio. positiv aus.

―	Zugänge zum Konsolidierungskreis im Jahre 2009 fügten dem EBITDA €771 Mio. hinzu. Sie betrafen in der Hauptsache Global Gas & LNG (Wirkung des Erwerbs der NAM/NOGAT-Assets in den Niederlanden), Energy Europe (vollständige Konsolidierung von Reti, Wirkung von Teesside und Start der virtuellen Kraftwerkskapazität in Italien) und Energy International (First Light).
―	Abgänge aus dem Konsolidierungskreis hatten einen negativen Einfluss von €126 Mio. und betrafen hauptsächlich die Auswirkungen des Verkaufs von 250 MW Kernenergiekapazität an SPE auf der Basis gemeinschaftlichen Besitzes als Teil der Vereinbarung Pax Electrica II.

Negative Auswirkungen von €106 Mio. aus Wechselkursen gehen auf die gleichen Faktoren zurück wie zuvor für die Erlöse beschrieben.

Organisch betrachtet verlor das EBITDA €414 Mio. bzw. 3%:

―	Energy France (+45,3%) legte zu, weil die Wirkungen aus unangemessenen Erhöhungen der Preise für die öffentliche Gasversorgung weniger negativ waren. Doch ließ das milde Wetter 2009 den Absatz bei Gas zurückgehen, während sowohl Preise als auch Volumen (Rückgang bei den hydrologischen Bedingungen) bei CNR ihren Zoll einforderten;
―	Die Business Area Benelux & Germany (+25,8%) verzeichnete ebenfalls ein robustes Wachstum durch den Anstoß-Effekt günstiger Preisentwicklungen in Verbindung mit Absicherungsstrategien bei Strom sowie einen erheblichen Zuwachs an verfügbarer Kapazität in Kernkraftwerken in Belgien (87,6% gegenüber 84,8% für 2008);
―	Die Business Area Energy Europe (-0,9%) blieb stabil, auch wenn die Performances in jeder Region erheblich schwankten. Sowohl Spanien (schleppende Stromerzeugung) als auch Großbritannien (Preiseinbruch und technische Zwischenfälle im ersten Quartal 2009) drückten auf die Performance in Westeuropa. Obwohl neue Vermögenswerte in Betrieb gegangen sind (Neapel und Monte Della Difesa), ist das EBITDA in Italien unter dem vereinten Druck niedriger Preise, sinkender Volumina, einer rückläufigen Geschäftstätigkeit und verschiedener technischer Zwischenfälle ebenfalls geschrumpft. Im Gegensatz dazu machten Mittel- und Osteuropa Fortschritte, weil der Fokus auf gewinnträchtigeren Kundensegmenten, einem Anstieg der regulierten Erlöse und einem Rückgang der Anschaffungskosten lag;
―	In der nordamerikanischen Business Area (-9,1%) wurden die Margen bei den LNG-Aktivitäten geringer, nachdem die Absicherung von Finanzinstrumenten zu berücksichtigen war, was sich in Einschnitten bei den Preisen widerspiegelte. Das wurde teilweise durch eine Verbesserung bei der Stromproduktion und den Absatzaktivitäten abgefedert, beflügelt durch eine günstige dynamische Absicherungsstrategie;
―	Das EBITDA für die südamerikanische Business Area blieb stabil. In Brasilien kam es nicht wieder zu den außerordentlich hohen Spot-Preisen, wie sie im ersten Quartal 2008 zu beobachten waren. Das wurde jedoch teilweise durch wachsende Margen und bessere hydrologische Bedingungen ausgeglichen. In Peru und Chile trug eine Reihe von Faktoren, wie nachverhandelte Verträge und eine Verbesserung der Bezugsbedingungen, dazu bei, dem Verschwinden des außerordentlichen Preisumfelds, wie es 2008 beobachtet wurde, gegenzusteuern.
―	Das EBITDA in der Business Area Middle East, Asia and Africa blieb ebenfalls stabil (-1,6%), obwohl die regionale Nachfrage geringer war, gestützt durch Vertragsgeschäftstätigkeit und Einnahmen aus Projektentwicklungen im Nahen Osten;
―	Global Gas & LNG berichtete einen Sturz von 28,5% beim EBITDA im Gefolge sinkender Öl- und Gaspreise. Dazu kam es trotz außerordentlicher Arbitragegewinne und allgemein verbesserter Bezugsbedingungen;
―	die Sparte Infrastrukturen (+4,5%) wurde durch Steigerungsraten in der zweiten Hälfte 2008 (Distribution) und 2009 (Transport, Lagerung und Vertrieb) nach vorne gebracht, denen teilweise ungünstige Witterungsbedingungen entgegenwirkten;
―	Das EBITDA bei den Energy Services blieb stabil (+0,5%), sie zeigten so, dass sie auch in einem ungünstigen Wirtschaftsklima leistungsfähig sind;
―	SUEZ Environnement (-3,4%) erlebte eine Verlangsamung in der Branche der europäischen Abfalldienste trotz des positiven Einflusses des 2008 ins Leben gerufenen Compass-Plans1(1) . Bei den Aktivitäten von Water Europe und International geht der Trend weiterhin nach oben.

1(1) Programm zur Leistungsoptimierung bei SUEZ Environnement

Das kurzfristige Betriebsergebnis lag bei €8.347 Mio., -2,5% bzw. -4,9%, rechnet man die Auswirkungen von Veränderungen der Wechselkurse und in der Konzernstruktur heraus. Das Minus für diesen Indikator ist größer als der Rückgang beim EBITDA, es spiegelt hauptsächlich den Anstieg des Nettoaufwands für Abschreibung und Rückstellungen wider, Zugänge zum Konsolidierungskreis und die Inbetriebnahme neuer Einrichtungen in dieser Periode und in einem geringeren Umfang einen Anstieg der Aufwendungen für die Überlassung kostenloser Mitarbeiteraktien.

I.2 GESCHÄFTSENTWICKLUNG

I.2.1 ENERGY FRANCE

Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	13.954	14.500	-3,8%
EBITDA (a)	366	253	44,7%
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(75)	(156)
anteilsbasierte Vergütungen (c)	(4)	(1)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	288	96	200,0%

• VERKAUFTE VOLUMEN

in TWh	2009	2008	Veränderung in %
Gasverkäufe	274	294	-6,8 %
Stromverkäufe	34,1	31,8	+7,2 %

• KLIMAKORREKTUR - FRANKREICH

in TWh	2009	2008	Änderung
Umfang Klimakorrektur (Minuszeichen = warmes Klima, Pluszeichen = kaltes Klima)	-4,3	+0,4	-4,7 TWh

Per Ende Dezember 2009 belief sich der Beitrag von Energy France zu den Umsatzerlösen auf €13.954 Mio., -3,8% gegenüber 2008.

Die Erlöse basierten auf durchschnittlichen Witterungsbedingungen für die Periode mit einem Rückgang von 2,5%, bedingt durch sinkende Erdgasverkäufe im Zusammenhang mit der Deregulierung von Endkundenmärkten. Der Einfluss der Preise auf Strom bleibt gering, trotz eines Rückgangs bei den durchschnittlichen Grundlast-Verkaufspreisen von 37% für 2009, der der Absicherungspolitik geschuldet ist. 2009 generierten Änderungen des Erdgaspreises einen begrenzten, aber doch günstigen Einfluss auf den Preis.

Weitere Faktoren rühren aus Änderungen der Konzernstruktur, sie gehen mit der Expansion des Konzerns in den Bereich der Energiedienstleistungen für Endkunden einher (Energia und Clipsol).

Die Erdgasverkäufe beliefen sich auf 274 TWh, - 5%, bei durchschnittlichen Witterungsbedingungen im Jahresvergleich. Sie gehen mit dem Verlust von Anteilen am Unternehmenskundenmarkt einher. Dennoch hält GDF SUEZ weiterhin etwa 91% des Privatkundenmarkts und etwa 76% (79% im Jahre 20081 ) des Unternehmenskundenmarkts. Diese Märkte wurden 2007 bzw. 2004 liberalisiert.

Dank aktiver Kundenakquise kletterten die Stromverkäufe um 7% auf 34,1 TWh. Per Dezember 2009 vergrößerte sich das Portfolio an Stromkunden auf über 920.000 Standorte, einschließlich mehr als 720.000 Endkunden (ein Plus von 344.000 Kunden seit Ende 2008).

Die Vermögenswerte zur Wärmeerzeugung wachsen mit der Inbetriebnahme von "Cycofos" am 1. September 2009 weiter, einer neuen Gasturbine im kombinierten Zyklus mit einer Kapazität von 486 MW, und dem Netzanschluss der "Combigolfe"-Turbine mit einer Kapazität von 424 MW Ende 2009, die in der ersten Hälfte 2010 in Betrieb gehen wird.

Auf ähnliche Weise erhöhten die Entwicklung bei der Windkrafterzeugung die Kapazität Ende 2009 auf 602 MW (+34% im Jahresvergleich).

Die Stromerzeugung (29,2 TWh) war 2009 vergleichbar der für 2008 verzeichneten. Der Zuwachs bei der Wärme- und Windkrafterzeugung wurde durch weniger günstige hydrologische Bedingungen als für 2008 gedämpft.

Das EBITDA wuchs um €113 Mio., hauptsächlich durch einen Rückgang der Mindereinnahmen. Es machte 2009 €177 Mio. aus, im Vergleich zu €679 Mio. 2008.

Veränderungen im EBITDA von 2008 zu 2009 lassen sich auch durch die Folgen des warmen Wetters für die Erdgasverkäufe erklären, durch die Zunahme fauler Außenstände während der Krise und den Rückgang der Wasserverkaufspreise und -mengen bei CNR, die nach einem besonders günstigen Geschäftsverlauf für 2008 aus einer geringeren Nachfrage nach Wasser 2009 resultieren.

Das kurzfristige Betriebsergebnis von Energy France verzeichnete ein Plus von €192 Mio. gegenüber 2008. Hier ist die Progression günstiger als das Wachstum des EBITDA, hauptsächlich durch die verringerten Rückstellungen, insbesondere bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, denn alle einmaligen Posten wurden 2008 erfasst.

1 Marktanteil gemessen am französischen Markt insgesamt (GrDF und lokale Verteilungsunternehmen)

Preisentwicklungen

Der neue Dienstleistungsvertrag 2010-2013 zwischen den französischen Regierung und GDF SUEZ wurde am 23. Dezember 2009 unterzeichnet, zusammen mit einer Verordnung, die das Rahmenwerk für die Festlegung der Preise für die öffentliche Versorgung darstellt. Das Dekret sieht vor, dass die Preise am 1. Januar 2010 stabilisiert und die Kosten ohne Lieferungen am 1. April 2010 neu festgesetzt werden.

Preise für die öffentliche Verteilung

Die Tabelle unten zeigt die durchschnittlichen Änderungen der Preise für die öffentliche Verteilung, die 2008 und 2009 galten.

Jahr	Durchschnittliche Preisänderung
2008
1. Januar	€1,73 pro MWh
30. April	€2,64 pro MWh
15. August	€2,37 pro MWh
1. Oktober	- € pro MWh
2009
1. Januar	- € pro MWh
1. April	(5,28)1 € pro MWh
1. Juli	- € pro MWh
1. Oktober	- € pro MWh

Bezugspreise

Die Bezugspreise werden vierteljährlich überprüft, um Wechselkursänderungen Euro/Dollar, Kostenänderungen und den Preis für einen Warenkorb mit Ölprodukten zu erfassen.

Jahr	Durchschnittliche Preisänderung
2008
1. Januar	€2,90 pro MWh
1. April	€2,22 pro MWh
1. Juli	€3,91 pro MWh
1. Oktober	€4,00 pro MWh
2009
1. Januar	-€8,52 pro MWh
1. April	-€9,96 pro MWh
1. Juli	€1,38 pro MWh
1. Oktober	€3,88 pro MWh

1 Per 1. April 2009 sank der Tarif B1 um €4,63/MWh.

I.2.2 ENERGY EUROPE & INTERNATIONAL

I.2.2.1 Kennzahlen

	2009
Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	Benelux & Deutschland	Europa	Lateinamerika	Nordamerika	Nahost, Asien & Afrika	Gesamt*
---	---	---	---	---	---	---
Umsatzerlöse	13.204	7.746	2.012	3.877	1.510	28.350
EBITDA (a)	2.123	1.011	1.026	657	286	5.027
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(536)	(429)	(191)	(228)	(88)	(1.471)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/anteilsbasierte Vergütungen (c)	(12)	(2)				(22)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	1.574	581	835	429	197	3.534

	2008
Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	Benelux & Deutschland	Europa	International	Gesamt	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
---	---	---	---	---	---
Umsatzerlöse	14.113	8.749	7.623	30.485	-7,0%
EBITDA (a)	1.745	844	1.799	4.388	14,6%
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(551)	(331)	(393)	(1.275)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/anteilsbasierte Vergütungen (c)	(12)	(1)	(8)	(21)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	1.182	513	1.397	3.092	14,3%

* Ein Teil dieser Kosten ist nicht zugeteilt worden.

I.2.2.2 Energy Benelux & Germany

Die Umsatzerlöse für die Business Area Benelux & Germany erreichten €13.204 Mio., -6,4% gegenüber 2008. Rechnet man die Auswirkungen von Veränderungen der Wechselkurse und der Konzernstruktur heraus (Verkauf der Strom- und Gasversorgungsaktivitäten in Wallonien, Belgien, an ORES und der Verkauf von 250 MW Kernkraftwerkskapazität an SPE als Teil der Vereinbarung "Pax Electrica II" und Erwerb der Stadtwerke Wuppertal, Deutschland), gingen die Erlöse im Jahresvergleich um 4,5% zurück.

Stromverkäufe

Die Stromverkäufe nahmen um €219 Mio. zu, wobei die verkauften Mengen um 4,5% auf 118,6 TWh stiegen. Das Wachstum bei den verkauften Mengen wurde hauptsächlich durch eine optimierte Verfügbarkeit von Produktionsanlagen erzielt. Die Verbrauchermärkte, die solche Mengen verlangen, befinden sich im Wesentlichen außerhalb der historischen Benelux-Region.

In Belgien und Luxemburg gingen die verkauften Mengen um 1,5 TWh zurück (-2,0%). Die Verkäufe an Industriekunden waren im Wesentlichen durch die Wirtschaftskrise beeinträchtigt (-4,8 TWh), doch wurde dieser mengenmäßige Rückgang durch den Großhandelsmarkt (+3,3 TWh) und die Wiederverkäufer (+1,1 TWh) kompensiert.

In Belgien stiegen die Durchschnittspreise für Geschäftskunden und den Großhandelsmarkt an, sie sanken jedoch auf dem Privatkundenmarkt, bei dem Preisänderungen nicht direkt mit den Energiemärkten verbunden sind.

In den Niederlanden ging der Stromverkauf um €148 Mio. (1,8 TWh) zurück, was hauptsächlich dem Großhandelsmarkt zuzuschreiben ist (-€153 Mio. bzw. 0,9 TWh). Trotz eines Einbruchs bei den verkauften Mengen (-0,5 TWh) schoben sich die Umsatzerlöse im Geschäftskundenmarkt wegen gestiegener Verkaufspreise nach oben.

In Deutschland legten die Stromverkäufe im Jahresvergleich um €105 Mio. bzw. 0,8 TWh zu. Der Erwerb der Stadtwerke Wuppertal steht für zwei Drittel dieses Anstiegs. Das organische Wachstum ist dem kräftigen Anstieg der Verkäufe im Großhandelsmarkt (1,8 TWh) zuzurechnen, denn die niedrigeren Durchschnittspreise wurden teilweise durch den Beschluss aufgefangen, die Verkäufe an Wiederverkäufer zu reduzieren, die neu auf den Markt kommen (-0,8 TWh).

Außerhalb der Region Benelux & Deutschland stiegen die Umsätze um €470 Mio. auf insgesamt €798 Mio. dank eines Volumenzuwachses von 7,6 TWh. Die Verkaufsaktivitäten spielten sich größtenteils in den Großhandelsmärkten in Frankreich, Großbritannien, Polen und Ungarn ab sowie bei den Wiederverkäufern in Frankreich.

Gasverkäufe

Obwohl die Mengen stabil blieben, gingen die Gasverkäufe 2009 um 19,5% bzw. €665 Mio. zurück, und zwar hauptsächlich wegen der gesunkenen Preise. In Belgien sanken die verkauften Mengen aufgrund der Wirtschaftskrise und des stärkeren Wettbewerbs auf dem Geschäftskundenmarkt. Dieser Rückgang bei den verkauften Mengen wurde durch einen Sprung bei Verkäufen an eine begrenzte Zahl von Geschäftskunden in den Niederlanden abgefedert.

Das EBITDA für die Business Area Benelux & Germany erreichte €2.123 Mio., was im Vergleich zu 2008 einem Anstieg um 21% und einem organischen Wachstum von 25,8% gleichkommt. Zu den Auswirkungen von Änderungen in der Konzernstruktur gehören der Verkauf von 250 MW Kernkraftwerkskapazität an SPE, der Asset-Swap mit E.ON und der Erwerb der Stadtwerke Wuppertal.

Die Kapazitätszahlen der Kernkraftwerke verbesserten sich im Jahresvergleich erheblich (87,6% gegenüber 84,8% in Belgien), der Grund dafür liegt in einem weniger umfangreichen Instandhaltungsprogramm aufgrund von Produktionsausfällen und einem Rückgang der Zahl unvorhergesehener Ausfälle. Dank der Absicherungspolitik von Electabel über jeweils Drei-Jahres-Perioden spiegelt die Marge für 2009 hauptsächlich die zunehmenden Spreads und einen Preissprung von 9% im Vergleich zu dem Zeitraum 2005-2008 wider.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Business Area Benelux & Germany legt 39,7% beim organischen Wachstum zu und erzielte €1.574 Mio. Zusätzlich zu dem erhöhten EBITDA, den Belastungen durch Abschreibung und Rückstellungen für zweifelhafte Forderungen ist dieser Zuwachs auch einmaligen Rückstellungen und Wertminderungen zuzurechnen, die 2008 bilanziert worden waren.

I.2.2.3 Energy Europe

Die Business Area Energy Europe trug 2009 mit €7.746 Mio. zu den Erlösen bei, einem Minus von 11,5% auf berichteter Basis im Vergleich zum Vorjahr.

Veränderungen in der Konzernstruktur hatten die positive Wirkung von €759 Mio. auf die Erlöse, hauptsächlich infolge des Erwerbs des VPP (Virtual Power Plant - virtuelles Kraftwerk) in Italien (Rückwirkung von €540 Mio.) und des großen Gasversorgers Izgaz in der Türkei (Rückwirkung €159 Mio.) Die geänderte Konsolidierungsmethode für Reti wirkte sich mit €29 Mio. ebenfalls positiv auf die Erlöse aus. Negative Rückwirkungen der Wechselkurse waren für Osteuropa (€270 Mio.) und Großbritannien (€218 Mio.) zu verzeichnen.

Organisch betrachtet, sanken die Erlöse um 15,4%. Die Hauptbeteiligten an diesem Rückgang sind:

―	Westeuropa (-€708 Mio.), im Wesentlichen wegen einer steilen Talfahrt von 10,8 TWh (30%) bei den Gasverkäufen in Großbritannien als Folge einer geänderten Handelsstrategie und eines etwas weniger heftigen Absturzes von 0,9 TWh (12%) bei Stromverkäufen auf einem am Boden liegenden spanischen Markt, der weiterhin mit schleppender Nachfrage und starkem Preisdruck zu kämpfen hat;
―	Italien (-€377 Mio.), wo eine verlangsamte Industrieproduktion die Preise für Strom und Gas um 26% bzw. 22% nach unten zieht und die verkauften Gasmengen um 3,3 TWh (13.8%) beschneidet;
―	Mittel- und Osteuropa (-€190 Mio.) vor allem wegen eines Niedergangs bei den Stromverkäufen in Ungarn um 1,3 TWh (41%) aufgrund des Auslaufens langfristiger Verträge am 1. Januar 2009, eines Rückgangs von 8,7 TWh verkaufter Gasmengen in Rumänien, vor allem wegen negativer Klimaauswirkungen und sinkender Gaspreise in der Slowakei. Diese negativen Auswirkungen wurden teilweise durch 1,5 TWh (25%) mehr verkauften Strom und höhere Verkaufspreise in Polen abgefedert.

Das EBITDA für den Geschäftsbereich erreichte 2009 €1.011 Mio., +€167 Mio. bzw. 19,8% auf berichteter Basis. Das organische EBITDA blieb gegenüber 2008 relativ stabil und wurde vor allem durch folgende Faktoren beeinträchtigt:

―	in Westeuropa ging das organische EBITDA leicht zurück und spiegelte damit hauptsächlich niedrige Spark Spreads bei der Stromerzeugung in Spanien und Großbritannien wider;
―	das EBITDA nahm auf organischer Basis auch in Italien ab, trotz der Inbetriebnahme einer 380-MW-Anlage in Neapel am 1. April 2009 und einer 29-MW-Anlage in Monte Della Difesa im vierten Quartal 2008. Die Strom produzierenden italienischen Tochtergesellschaften mussten mit einem geringen Grad von Clean Spark Spreads und einem Abbau der Nebendienstleistungen für den Betreiber des Versorgungsnetzes ringen;
―	Mittel- und Osteuropa erfreuten sich eines organischen Wachstums, angespornt vor allem durch eine Konzentration von Verkäufen in den hochprofitablen Großhandels- und Geschäftskundenmärkten, erfolgreichen Trade-offs in Polen bei Stromerzeugung und Einkäufen im Markt und stabilen Erlösen aus Verkauf und Verteilung, die von einem deutlichen Rückgang bei den Beschaffungskosten, insbesondere in Rumänien, profitierten. Diese positiven Wirkungen wurden teilweise durch einen erheblichen Rückgang der Industrietätigkeit in Ungarn gedämpft, der sich am Gas- wie auch am Strommarkt bemerkbar machte.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für den Bereich betrug insgesamt €581 Mio., -€22 Mio. bzw. -4,3% im Jahresvergleich auf organischer Basis. Diese Betriebsergebnisse wurden durch Faktoren gestützt, die das EBITDA-Wachstum antrieben.

I.2.2.4 Energy Latin America

Die Umsatzerlöse der Business Area Energy Latin America beliefen sich 2009 auf insgesamt €2.012 Mio., -2,7%, auf berichteter Basis und -€98 Mio. oder -4,8% auf organischer Basis, verglichen mit 2008.

Änderungen der Konzernstruktur wirkten sich mit €52 Mio. negativ auf die Erlöse aus, sie hingen hauptsächlich mit dem Erwerb von Ponte De Pedra in Brasilien und von Corani in Bolivien im Dezember 2008 zusammen.

Die Stromverkäufe stiegen auf 40,4 TWh, das bedeutet einen Anstieg von 0,4 TWh im Laufe des Jahres, während die Gasverkäufe mit 8,1 TWh unverändert blieben.

Dieses negative organische Wachstum geht hauptsächlich zurück auf (i) niedrigere Preise in Chile (Negativwirkung €44 Mio.), (ii) das laufende Projekt zur Kohle-Umwandlung im Kraftwerk Bahia Las Minas in Panama (Negativwirkung €23 Mio.), teilweise kompensiert durch den Start des Kraftwerkvorhabens Cativa im August 2008, und (iii) einen Rückgang der Verkäufe in Brasilien (Negativwirkung €28 Mio.).

Das EBITDA für die Business Area erreichte €1.026 Mio. und damit eine Zunahme von €20 Mio., im Wesentlichen verursacht durch den positiven Einfluss von Änderungen der Wechselkurse und der Konzernstruktur. Die Business Area erzielte in den meisten Ländern solide Ergebnisse, die denen von 2008 entsprachen, legte aber in Chile und Panama im Jahresvergleich deutlich zu.

―	Angesichts schwieriger hydrologischer Bedingungen und eines besonders hohen Vergleichsmaßstabs gelang es Brasilien nicht, die glänzende Performance von 2008 zu wiederholen, wenngleich höhere Margen bei den bilateralen und Exportverkäufen die Negativwirkung teilweise auffingen.
―	Die Margen in Peru waren geringer als 2008, als außergewöhnliche Bedingungen, die hauptsächlich durch einen sehr hohen Aktienindex für Kohle entstanden waren, einen hohen Vergleichsmaßstab setzten.
―	Chile verbesserte seine Performance im Jahresvergleich, beflügelt durch eine größere Gaskapazität, die zur Verfügung stand, und niedrigere Brennstoff- und Marktpreise. Dieser Aufwärtstrend wurde jedoch durch die Auswirkung größerer vertraglich gebundener Verkäufe gebremst, der die Mengen für die Spot-Verkäufe beschränkte.
―	Panama verbesserte seine Performance gegenüber 2008. Das erste volle Betriebsjahr des Kraftwerks Inversiones y Desarrollos Balboa war der Hauptfaktor für das Wachstum, obwohl die Umstellung auf Kohle-Kraftwerke die Vertragsverkäufe anderer Vermögenswerte zurückdrängte.

Das kurzfristige Betriebsergebnis wuchs entsprechend dem EBITDA und der Abschreibung, im Wesentlichen infolge der Inbetriebnahme des Wasserkraftwerks in San Salvador und der Produktion des Kraftwerks Balboa.

I.2.2.5 Nordamerika

Die Umsatzerlöse für die Business Area Energy North America erreichten €3.877 Mio., -7,9% auf berichteter Basis, und -€622 Mio. bzw. 14,4%, bereinigt um die Änderungen der Wechselkurse und der Konzernstruktur. Die Wechselkursschwankungen hatten einen positiven Effekt in Höhe von €175 Mio. durch die Aufwertung des US-Dollars. Veränderungen der Konzernstruktur, die hauptsächlich im Erwerb von FirstLight im Dezember 2008 (Positivwirkung €192 Mio.) und dem Verkauf des Kraftwerks Chehalis im September 2008 (Negativwirkung €79 Mio.) bestanden, wirkten sich insgesamt mit €113 Mio. positiv auf die Umsatzerlöse aus.

Die Stromverkäufe legten mit 5,9 TWh auf 50,6 TWh zu, während die Erdgasverkäufe um 2 TWh auf 69,4 TWh schrumpften.

Der Verlust bei den Erlösen ist hauptsächlich der Performance des LNG-Geschäfts in den Vereinigten Staaten zuzuschreiben, wo fallende Preise zu einem Rückgang um €448 Mio. im Jahresvergleich führten. Niedrigere Strompreise führten auch zu einem Einbruch von €220 Mio. bei den Erlösen aus Stromverkäufen auf dem Großhandelsmarkt, und das trotz größerer Mengen, und aus den Verkäufen aus langfristigen Verträgen. Trotz des Preisverfalls und des wirtschaftlichen Niedergangs bot GDF SUEZ Energy Resources North America, das Strom an Geschäfts- und Industriekunden in den Vereinigten Staaten liefert, mit einer berichteten Zunahme von €143 Mio. bei den Erlösen durch 23% mehr verkaufter Mengen mit einem Gesamtergebnis von 26,2 TWh für das Jahr nach wie vor eine gute Performance.

Bereinigt um den positiven Effekt von €22 Mio. durch den Wechselkurs und die Positivwirkung von €98 Mio. durch Änderungen der Konzernstruktur, sank das EBITDA um €56 Mio. (bzw. -9,1%).

―	Dieses negative Wachstum ist hauptsächlich einem Absturz der Marge zuzuschreiben, der für abgesicherte Flüssigerdgasverkäufe aufgrund sinkender Erdgaspreise berichtet wird (der mittlere Nymex-Preis lag 56% unter dem von 2008). Dieser drastische Rückgang wurde teilweise durch geringere Betriebskosten beim Everett-Terminal aufgefangen.
―	Dank einer rigorosen Absicherungspolitik war die Stromerzeugung der Business Area nur begrenzt den Schwankungen der Energiepreise ausgesetzt, die im Vergleich zu 2008 besonders ungünstig waren.
―	Der Energieverkauf für Endkunden der Business Area schlug aus den günstigen Wettbewerbsbedingungen Kapital, die durch diese unerfreulichen Umstände entstanden waren, und konnte Margen und Mengen vergrößern.
―	Die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen nahm durch die Inbetriebnahme der West Cape Wind Farm und des Caribou Wind Parks in Kanada Aufschwung, die beide eine Kapazität von 99 MW haben und 2009 erstmalig zum EBITDA beitrugen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Business Area Nordamerika erreichte €429 Mio., -€68 Mio. (15,1%) auf organischer Basis, stützte sich aber auf die gleichen Faktoren, die das EBITDA positiv beeinflussten.

I.2.2.6 Naher Osten, Asien und Afrika

Die Umsatzerlöse für die Business Area Naher Osten, Asien und Afrika kletterten auf berichteter Basis um 12,2% auf €1.510 Mio., vor allem aufgrund des Erwerbs von Senoko in Singapur im September 2008 und der Aufwertung des US-Dollars und des thailändischen Baht. Die Erlöse fielen um 11,2% bzw. €157 Mio. auf organischer Basis, die Haupttriebkräfte waren die Türkei (-€133 Mio.) und Senoko (-€39 Mio) aufgrund von Preissenkungen.

Die Business Area verkaufte 24,8 TWh Strom, ein Plus von 2,2 TWh.

Rechnet man die Positivwirkung von €11 Mio. durch den Wechselkurs und die Positivwirkung von €12 Mio. durch Änderungen in der Konzernstruktur heraus, blieb das EBITDA für die Business Area auf organischer Basis nahezu stabil, dank der Fördergelder, die sie im Nahen Osten erhalten hat, und der Vertragserlöse aus langfristigen Vereinbarungen trotz einer gedämpften Nachfrage in der Region:

―	In Thailand schob sich das EBITDA infolge eines kräftigen Aufschwungs der Benchmark-Preise von 36% um 2% nach oben. Das geschah trotz eines Rückgangs um 3% bei der Stromerzeugung, die unter schwierigen Wirtschaftsbedingungen litt, und unvorhersehbaren Witterungsverhältnissen in Laos;
―	in der Türkei führten geplante Instandhaltungsarbeiten zu niedrigeren Einnahmen aus der verfügbaren Kapazität;
―	in Singapur war Senoko durch Ausfälle infolge der Wirtschaftskrise getroffen, die sich auf die Mengen niederschlugen. Von €11 Mio. 2008 stieg das EBITDA jedoch auf €17 Mio., gestützt auf die Tatsache, dass es nun eine 12-Monats-Periode abdeckt (Senoko wurde im September 2008 erworben). Ende 2009 begann die Nachfrage anzuziehen.
―	Im Nahen Osten verbesserte sich das EBITDA, hauptsächlich angeschoben durch mehr Fördergelder für die Projekte Shuweihat und Al Dur.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Region Naher Osten, Asien und Afrika erreichte €197 Mio., -€5 Mio. bzw. -2,5% auf organischer Basis. Die Geschäftsdynamik der Region wurde durch die gleichen Faktoren gestärkt, wie sie zuvor für das EBITDA beschrieben wurden.

I.2.3 GLOBAL GAS & LNG

Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erlöse des Geschäftsbereichs	20.470	22.394	-8,6%
Ergebnisbeitrag zur Gruppe	10.657	10.827	-1,6%
EBITDA (a)	2.864	3.715	-22,9%
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(1.412)	(1.363)
anteilsbasierte Vergütungen (c)	(2)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	1.450	2.352	-38,3%

Die Gesamterlöse des Geschäftsbereichs Global Gas & LNG, einschließlich Dienstleistungen innerhalb der Gruppe, verloren im Jahresvergleich 8,6% auf berichteter Basis, das ist ein Minus von €20.470 Mio.

Ende Dezember 2009 war der Beitrag des Geschäftsbereichs Global Gas & LNG mit €10.657 Mio., -1,6% auf berichteter Basis, im Jahresvergleich nahezu stabil.

Die robuste Sales-Performance der Sparte 2009 reflektiert einen Anstieg verkaufter Gasmengen infolge eines strengen Winters im ersten Quartal in Europa sowie eine Zunahme kurzfristiger Verkäufe und insgesamt eine Erweiterung des europäischen Kunden-Portfolios. Im Gegensatz dazu drückten ein schleppender Konsum durch Industriekunden, geringere Verkäufe von LNG und ein sinkender Absatz von Exploration und Produktion aufgrund der Wirtschaftskrise und sinkender Rohstoffpreise auf die Erlöse.

Organisch betrachtet, waren die Erlöse für den Geschäftsbereich um €444 Mio. niedriger. Herausgerechnet sind die Positivwirkung von €303 Mio. durch Veränderungen der Konzernstruktur aus der Konsolidierung neuer Vermögenswerte für Exploration und Produktion in den Niederlanden Ende 2008 und die Negativwirkung von €28 Mio. durch Wechselkurse (GBP, USD und NOK).

Der gesunkene organische Ergebnisbeitrag der Sparte reflektiert hauptsächlich:

―

Negativwirkungen auf die Preise bei kurzfristigen und sonstigen Verkäufen im Zusammenhang mit sinkenden Rohstoffpreisen bei gleichzeitigem Rückgang externer Verkäufe von LNG um 24,1 TWh auf 22,2 TWh Ende Dezember 2009 (26 Tankerladungen) gegenüber 46,3 TWh Ende Dezember 2008 (56 Tankerladungen). Am Boden liegende Marktbedingungen fingen teilweise eine nach oben weisende Performance bei der Logistik im letzten Quartal 2009 ab;

―

einen Rückgang von €503 Mio. (-28%) bei den organisch basierten Erlösen aus Exploration und Produktion auf €1.473 Mio., der im Wesentlichen resultiert aus:

―	einem Rückgang der durchschnittlichen Brent-Rohölpreise von €65,10/boe für 2008 um €21,30/boe (-33%) auf €43,80/boe für 2009, obwohl Indexierungsmechanismen und finanzielle Absicherungen den Niedergang der Preise für verkauftes Gas eindämmten,
―	einem Einbruch des durchschnittlichen NBP-Gaspreises um 51% von €26,20/MWh für 2008 auf €12,80/MWh in 2009, was sich bei den Gasverkäufen rächte, die für diesen Markt indiziert waren,
―	einen Rückgang von 4% bzw. 1,4 MMboe im Jahresvergleich für den Gesamtbeitrag der Kohlenwasserstoffproduktion.

Diesen negativen Wirkungen standen teilweise entgegen:

―	ein Zuwachs (nach Absicherung) bei den Erdgasverkäufen an europäische Großkunden dank eines erweiterten Kundenportfolios (Verkaufsvolumen +4,6 TWh auf 185,5 TWh für das Jahr bis 31. Dezember 2009 gegenüber 180,9 TWh für die gleiche Periode im Jahr davor);
―	eine kräftige Aufwärtsdynamik bei kurzfristigen Absatzvolumen, die von 79,4 TWh für das am 31. Dezember 2008 endende Jahr um 27,3 TWh auf 106,7 TWh für das am 31. Dezember 2009 endende Jahr stiegen.

2009 berichtete der Geschäftsbereich Fortschritte in jeder Hinsicht, insbesondere bei:

―	Key Account-Verkäufen dank des Geschäftsstarts von GDF Suez Global Energy und neuen Sales- und Marketing-Tochtergesellschaften in Österreich und der Tschechischen Republik;
―	Flüssigerdgas, gekennzeichnet durch das Anlaufen der LNG-Produktionsanlage Snohvit in Norwegen, die Lieferung der neuen LNG-Tankschiffe BW SUEZ Brussels und BW SUEZ Paris unter Chartervertrag, das Beladen schwimmender Lager in der zweiten Hälfte 2009 und das Beladen eines ersten Tankers im Jemen;
―	der Explorations- und Produktionstätigkeit, gestärkt durch den Erfolg der Gro- und Jankrik-Bohrungen in Norwegen und der Betriebsgenehmigung über 30 Jahre für das Touat-Ölfeld in Algerien;
―	dem neuen LNG-Terminal-Projekt im Bonaparte-Becken in Australien (Entwicklung und Betreiben einer schwimmenden Erdgasverflüssigungsanlage und Verkauf und Transport von Gas auf Märkte im Asien-Pazifik-Raum) in einer Partnerschaft der Gruppe mit Santos.

2009 erreichte das EBITDA für die Sparte €2.864 Mio., ein Rückgang gegenüber den €3.715 Mio. für 2008 in Höhe von €851 Mio. bzw. 22,9% auf berichteter Basis.

Rechnet man (i) die Positivwirkung von €254 Mio. durch Änderungen der Konzernstruktur, hauptsächlich durch die Konsolidierung der neuen Explorations- und Produktions-Assets in den Niederlanden, und (ii) eine Negativwirkung von €64 Mio. durch Wechselkurse (GBP, NOK) heraus, fiel das EBITDA auf organischer Basis um €1.040 Mio. bzw. 28,5%. Der Rückgang reflektiert:

―	die Auswirkung sinkender Öl- und Gaspreise auf die Tätigkeit dieser Sparte in Verbindung mit einem Abwärtstrend bei den Geschäften insgesamt und bei den Volumen, die für Exploration und Produktion und LNG verkauft wurden;
―	trotz außerordentlicher Gewinne bei Arbitragegeschäften und allgemein verbesserter Lieferbedingungen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach Abschreibung, das im Verhältnis der Kostenaufteilung für den Unternehmenszusammenschluss belastet wurde, sank um 38,3% auf €1.450 Mio. auf berichteter Basis.

I.2.4 INFRASTRUCTURES

Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erlöse der Sparte	5.613	5.498	2,1%
Ergebnisbeitrag zum Konzern	1.043	896	16,4%
EBITDA (a)	3.026	2.878	5,1%
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(1.078)	(987)
anteilsbasierte Vergütungen (c)	(1)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	1.947	1.891	2,9%

Die Gesamterlöse für die Sparte Infrastructures, einschließlich Dienstleistungen innerhalb der Gruppe, waren im Jahresvergleich mit €5.613 Mio. 2,1% höher.

Der Beitrag der Sparte zum Konzernerlös betrug €1.043 Mio., ein Plus von 16,4% gegenüber 2008.

Der größere Beitrag geht vor allem auf den Zuwachs an von GrDF für Dritte transportiertem Volumen zurück. Im Jahresvergleich nahmen die Volumen um 8,9 TWh zu und erreichten 37,7 TWh.

Die gestiegenen Erlöse für die Sparte insgesamt wurden hauptsächlich angestoßen durch:

―	die Einführung eines neuen Preises für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur am 1. Juli 2008, der an diesem Tag um 5,6% erhöht wurde, und dann am 1. Juli 2009 um weitere 1,5%.
―	die Einführung eines neuen Preises für den Zugang zur Transportinfrastruktur in Frankreich am 1. Januar 2009, der im Durchschnitt um 6% gestiegen ist;
―	eine durchschnittliche Preiserhöhung um 2,7% für nutzbares Speichervolumen in Frankreich per 1. April 2009.

Die verteilten Volumen schrumpften um 2,1% aufgrund der Durchschnittstemperaturen und um 3,8% aufgrund der tatsächlichen Temperaturen, wobei sich 2009 insgesamt als wärmer als 2008 erwies. Die gebuchte Kapazität im Übertragungsnetz in Deutschland stieg nach der Inbetriebnahme neuer Anlagen um 8,7 GWh/h, und die Speicherkapazität kletterte im Geschäftsjahr 2009/2010 um 2 TWh.

Das EBITDA für die Sparte Infrastructures erhöhte sich um 5,1% gegenüber 2008 auf €3.026 Mio., im Wesentlichen basierend auf Preissteigerungen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Sparte Infrastructures stieg im Jahresvergleich um 2,9% auf €1.947 Mio. Das war weniger als der Anstieg beim EBITDA, hauptsächlich wegen der höheren Aufwendungen für Abschreibung.

Im Folgenden werden die wichtigsten Ereignisse beschrieben, die sich 2009 auf die Sparte Infrastructures auswirkten:

―	Bezüglich des Klagebegehrens seitens der Association de Défense et de Protection du Littoral du Golfe de Fos-sur-Mer hob das Verwaltungsgericht Marseilles die Anordnung des Präfekten auf, die den Betrieb des Terminals Fos Cavaou mit einem Bescheid genehmigt hatte, der am 29. Juni 2009 verkündet worden war. Elengy legte gegen dieses Urteil am 9. Juli 2009 Berufung ein, und am 6. Oktober wurde eine vorläufige Betriebsgenehmigung erteilt. Angesichts dessen wurde die Inbetriebnahme des Terminals von 2009 auf die erste Hälfte 2010 zurückgestellt;
―	für die Tätigkeiten des Terminals wurde ein neuer Preisrahmen aufgestellt. Die ATM3-Tarife sollen am 1. Januar 2010 für die Terminals Montoir de Bretagne und Fos Tonkin wie auch für das Terminal Fos Cavaou gelten, das seine Geschäftstätigkeit aufnehmen soll;
―	regulierte Übertragungstarife traten am 1. Oktober 2009 in Deutschland in Kraft;
―	als Teil der Regierungspläne zur Ankurbelung der Wirtschaft tätigte die Sparte Infrastructures 2009 zusätzliche Investitionen in Höhe von €200 Mio.

I.2.5 ENERGY SERVICES

Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	13.621	13.993	-2,7%
EBITDA (a)	921	904	1,9%
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(268)	(272)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/anteilsbasierte Vergütungen (c)	(56)	(46)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	598	586	2,0%

Energy Services erzielte Umsatzerlöse von €13.621 Mio., auf organischer Basis ein Minus von 3,4% im Jahresvergleich.

In Frankreich rutschten die Erlöse aus Service-Tätigkeiten (Cofely France) um €61 Mio. bzw. 1,8% auf organischer Basis ab, geschmälert durch drastisch fallende Energiepreise im vierten Quartal des Jahres im Vergleich zu 2008. Die Geschäftstätigkeit bei Installation und Instandhaltung ging auf organischer Basis um €120 Mio. bzw. 3,3% zurück. Die Performances waren über die Sparten und Geschäftseinheiten ungleich verteilt. Inéo berichtete geringfügige Einbußen bei den Abrechnungen, während es bei Endel trotz erheblicher Anstrengungen im Kernkraftgeschäft einen Einbruch bei den Umsatzerlösen gab. Im Gegensatz dazu berichtete Environmental and Refrigeration Engineering einen Zuwachs für die Erlöse.

In Belgien konnte der Zuwachs bei den Dienstleistungen und im Energiesektor den Rückgang bei Installation und Wartung nicht ausgleichen. Auf organischer Basis ging daher die Performance um €108 Mio. (-6.6%) zurück.

Die Niederlande berichteten eine Einbuße von €167 Mio. (-12.7%) bei den Umsatzerlösen auf organischer Basis, da die Infrastrukturprojekte der Regierung den Rückgang der Nachfrage von Privatkunden überall in den Regionen nicht auffangen konnten.

Alle Bereiche von Tractebel Engineering erwirtschafteten ein robustes Wachstum, insbesondere die internationalen Bereiche, die das organische Wachstum auf €66 Mio. bzw. 17,6% anhoben.

Abgesehen von Frankreich und dem Benelux blieben die Erlöse für die Sparte Energy Services in Nordeuropa stabil, sie büßten nur €7 Mio. (0,6%) auf organischer Basis ein, was dem Wachstum in Deutschland und dem Beginn der Bauarbeiten aus dem Vertrag anlässlich der Olympischen Spiele in London zu verdanken ist. Die Erlöse in Südeuropa gingen um €95 Mio. bzw. 5,4% zurück. Die Energiepreise ließen das Wachstum in Italien vermissen, während der spanische Markt in der Depression verharrt. Das organische Wachstum der Geschäftseinheit International Overseas erreichte €16 Mio. bzw. 3,8%, angehoben durch Preisanpassungen und die Inbetriebnahme neuer Assets.

Das EBITDA für die Sparte belief sich auf €921 Mio. Das organische Wachstum lag bei 0,5% mit Zuwächsen für die Geschäftseinheiten International South, Tractebel Engineering und International Overseas, allerdings gedämpft durch den Rückgang bei FISA, International North und in den Niederlanden.

In Frankreich hielten sich die Dienstleistungen gut, trotz der negativen Wirkung der Energiepreise und des Rückgangs der Geschäfte wegen des wirtschaftlichen Abschwungs. Im Gegensatz dazu war bei den Installationstätigkeiten die Nachfrage durch die Industrie- und Bauindustriemärkte eher lustlos.

In Belgien konnte die Ertragskraft trotz des erheblichen Rückgangs bei den Installationen durchhalten, weil die Dienstleistungen weitere Gewinne machten.

In den Niederlanden konnten die Anstrengungen zur Optimierung der Overhead-Kosten nicht die Auswirkungen geringerer Gewinnspannen und eine Drosselung der Geschäfte auffangen.

Tractebel Engineering gewann weiterhin an Boden und verbuchte ein kraftvolles organisches Wachstum und eine robuste Performance.

Die Auswirkungen der Wirtschaftskrise (Großbritannien, Schweiz, Osteuropa) - insbesondere bei den Volumen und Preisen - schmälerten die Rentabilität der Geschäftseinheit International North, und das trotz des Beginns der Bauarbeiten für die Olympischen Spiele in London.

Die Geschäftseinheit International South erlebte einen Sturz der Strompreise in Italien, wurde aber durch eine bessere Verfügbarkeit als 2008 aufgrund seiner Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung gestützt. Das Risiko fauler Außenstände bei spanischen Kunden wurde in Grenzen gehalten.

Trotz eines Einbruchs im Konsum berichteten die Tochtergesellschaften der Geschäftseinheit International Overseas ein Wachstum der Umsatzerlöse, beflügelt durch ergiebigen Regen in Polynesien.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Sparte Energy Services erreichte €598 Mio. gegenüber €586 Mio. für 2008.

I.2.6 SUEZ ENVIRONNEMENT

(in Millionen Euro)	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Umsatzerlöse	12.283	12.352	-0,6%
EBITDA (a)	2.060	2.102	-2,0%
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(851)	(776)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen/anteilsbasierte Vergütungen (c)	(283)	(242)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	926	1.084	-14,6%

SUEZ Environnement berichtete einen nur geringen Rückgang um 0,6% bei den Umsatzerlösen für 20091 , ausgelöst durch den deutlichen wirtschaftlichen Niedergang und Negativwirkungen des Wechselkurses (hauptsächlich für das Pfund Sterling). Sie wurden jedoch teilweise durch die Positivwirkung der Änderungen in der Konzernstruktur aufgefangen.

Auf organischer Basis gingen die Erlöse um 1,8% zurück, wenngleich sich jedes der drei Geschäftssegmente sehr unterschiedlich verhielt. Die Segmente Water Europe und International verzeichneten ein organisches Wachstum, während Waste Europe unter einem Einbruch beim Volumen der Industrie- und Gewerbeabfälle wie auch unter dem Zusammenbruch der Preise für zurückgewonnene Sekundärrohstoffe (Metall, Papier und Kunststoffe) litt, die das Sortieren und das Recycling von Energie negativ beeinflussten.

Trotz fallender Umsatzerlöse rutschte das EBITDA dank des Compass-Kostensenkungsprogramms nur um 2,0% (3,4% auf organischer Basis) ab. Das ursprüngliche Ziel des Programms wurde bereits ein Jahr früher als geplant erreicht.

Der anteilig höhere Rückgang beim kurzfristigen Betriebsergebnis als beim EBITDA entsteht hauptsächlich durch die höheren Aufwendungen für die Abschreibung und die Konzessionskosten (größere Kapitalintensität gegenüber den früheren Investitionen) und die Nettozugänge zu den Rückstellungen, die €30 Mio. ausmachen.

Der Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit der Sparte für 2009 ist im Lagebericht von SUEZ Environnement dargestellt, der am 25. Februar 2010 veröffentlicht wurde.

I.2.7 SONSTIGE

Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
EBITDA (a)	(253)	(354)	28,3%
Abschreibung und Rückstellungen (b)	(28)	(56)
anteilsbasierte Vergütungen (c)	(114)	(130)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS = A + B + C	(395)	(539)	26,8%

1 Beitrag von SUEZ Environnement zum Konzernabschluss von GDF SUEZ; ein Rückgang von 0,5% in dem eigenständigen Abschluss von SUEZ Environnement.

Der Anstieg des EBITDA 2009 auf €101 Mio. im Jahresvergleich ist im Wesentlichen einmaligen Posten zuzuschreiben.

Der kurzfristige Betriebsverlust für die Periode reflektiert den günstigen Ausgang von Klagen und Rechtsstreitigkeiten, die auf frühere Perioden zurückgehen.

I.3 SONSTIGE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

Proforma-Daten 2008, in Mio. Euro	2009	2008	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Kurzfristiges Betriebsergebnis	8.347	8.561	-2,5%
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	(323)	555
Wertminderung von Vermögenswerten	(472)	(811)
Restrukturierungskosten	(179)	(187)
Veräußerung von Vermögenswerten und sonstigen	801	84
Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten	8.174	8.204	-0,4%
Finanzaufwendungen, netto	(1.628)	(1.611)
Aufwendungen für Ertragsteuern	(1.719)	(1.765)
Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	403	447
JAHRESERGEBNIS VOR AUSWIRKUNG DER VERPFLICHTUNGSZUSAGEN	5.230	5.275	-0,8%
Verpflichtungszusagen		2.141
JAHRESERGEBNIS	5.230	7.415	-29,5%
Minderheitsanteile	753	911
KONZERNJAHRESERGEBNIS	4.477	6.504	-31,2%

Die Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten gingen im Jahresvergleich um 0,4% auf €8.174 Mio. zurück. Gewinne aus Veräußerungen fingen die negative Auswirkung der Marktbewertungen auf.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Finanzinstrumenten bei Rohstoffen hatten eine Negativwirkung von €323 Mio. auf die Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten (denn sie spiegeln die Auswirkungen von Transaktionen wider, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllten) gegenüber der positiven Wirkung in Höhe von €555 Mio. im Jahre 2008. Das resultiert primär aus Änderungen des Preises der entsprechenden Waren über die Periode und aus Auflösungspositionen im Laufe des Jahres.

Die Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten wurden auch beeinträchtigt durch:

―	Wertminderungsaufwand für Vermögenswerte, hauptsächlich in Bezug auf Explorationsgenehmigungen (€179 Mio.), das aufgegebene Projekt, in Brunsbüttel-Stade in Deutschland ein zweites Kohlekraftwerk zu bauen (€113 Mio.), und die Marktbewertung gelisteter nicht konsolidierter Investitionen;
―	und Restrukturierungskosten von €179 Mio. für Maßnahmen als Reaktion auf zurückgehende Geschäftstätigkeit, hauptsächlich im Geschäftssegment Waste Services bei SUEZ Environnement und bei Energy Services und für die Kosten der Integration der Tätigkeiten von COFATECH in Energy Services.

Die Veräußerungsgewinne und sonstige Posten beliefen sich auf €801 Mio. (2008: €84 Mio.), sie beinhalten größtenteils Kapitalgewinne aus dem Teilverkauf von Beteiligungen an wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund, Gewinne aus dem Verkauf der Standorte Langerlo und Vilvoorde an E.ON und Gewinne aus dem Verkauf von 250 MW Produktionskapazität an SPE im Einklang mit den Verpflichtungen des Konzerns aus der Vereinbarung Pax Electrica II. Dieser Posten beinhaltet auch die Wirkung von Verfahren, die die Europäische Kommission gegen den Konzern eingeleitet hat.

Die Netto-Finanzaufwendungen für das am 31. Dezember 2009 endende Jahr erreichten €1.628 Mio. gegenüber einem Verlust von €1.611 Mio. für 2008. Das reflektiert hauptsächlich:

―	einen Anstieg der Nettofinanzierungskosten ohne die Auswirkungen von Wechselkursschwankungen und Marktbewertung auf €1.741 Mio. für 2009 gegenüber €1.367 Mio. für 2008. Der Anstieg in dieser Rubrik resultiert aus (i) Auswirkungen auf das Volumen durch die Anleihen, die die Gruppe seit Oktober 2008 aufgelegt hat (die zu einem Anwachsen der Nettofinanzierungskosten um €255 Mio. führten), und (ii) aus einer Erhöhung der durchschnittlichen Nettoverschuldung aufgrund des Ertragsrückgangs bei Investitionen im Kontext niedrigerer Zinssätze;
―	die positive Wirkung von wirtschaftlichen Absicherungen von Darlehen auf die Marktbewertung, die 2009 insgesamt €265 Mio. ausmachte (verglichen mit €464 Mio. für 2008);
―	den Rückgang bei den Beiträgen aus sonstigen Finanzerträgen und -aufwendungen um €92 Mio. im Jahresvergleich.

Der effektive Steuersatz, bereinigt um Veräußerungsgewinne und Wertminderungsaufwand, der 2008 für Gas Natural-Aktien bilanziert war, betrug 2009 29,9% verglichen mit 27,1% für 2008. Die Erhöhung des effektiven Steuersatzes ist primär den positiven Einmalwirkungen des steuerlichen Organkreises von GDF Suez im Ergebnis der Fusion für 2008 geschuldet.

Das Ergebnis aus assoziierten Unternehmen fiel um €44 Mio., verglichen mit 2008, hauptsächlich wegen des Rückgangs der Beiträge von Fluxys um €44 Mio. nach den Teilveräußerungen 2008 und 2009.

Die Minderheitsanteile am Jahresergebnis, einschließlich der Auswirkung der Verpflichtungszusagen, sanken um €753 Mio.. Sie spiegelten hauptsächlich die Auswirkung der Verpflichtungszusagen und den von Tractebel Energia berichteten Ertragsrückgang wieder, das von einmaligen Marktchancen im ersten Quartal 2008 profitiert hatte.

I.4 VERÄNDERUNGEN BEI DER NETTOVERSCHULDUNG

Die Nettoverschuldung beträgt €30 Mrd., das ist ein Plus von €1,1 Mrd. Ende Dezember 2008 (€28,9 Mrd.). Im Folgenden sind die Änderungen der Nettoverschuldung über das Jahr dargestellt:

I.4.1 FREIER CASHFLOW

Der Freie Cashflow (also nach Zinsen auf Fremdkapital und Ertragssteuer) stieg durch eine erhebliche Verringerung des Betriebsmittelbedarfs über das Jahr mit 127% auf €9.643 Mio.

Der Betriebsmittelbedarf verbesserte sich um €1.988 Mio., von denen €834 Mio. aus Margenausgleich und derivativen Warengeschäften kommen. Der Rückgang bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen hatte eine Positivwirkung von €1.145 Mio. auf das Operating Working Capital, die auch von den gesunkenen Energiepreisen gegenüber 2008 profitierte.

Die Aufwendungen für Instandhaltung beliefen sich 2009 auf €3.182 Mio. gegenüber €2.689 Mio. für 2008.

I.4.2 NETTOINVESTITIONEN (OHNE INSTANDHALTUNG)

Die Nettoinvestitionen (ohne Instandhaltung) betrugen 2009 €5.595 Mrd. und beinhalten:

―	Finanzinvestitionen in Höhe von €1.514 Mio., einschließlich Erwerb von Anteilen an den Stadtwerken Wuppertal in Deutschland (€0,2 Mrd.), Erwerb von Minderheitsanteilen an Reti in Italien (€0,1 Mrd.), den Erwerb von Heron in Griechenland (€0,1 Mrd.) und den Erwerb von Anteilen an Izgaz in der Türkei (€0,1 Mrd.). SUEZ Environnement und Genfina zeichneten jeweils eine Kapitalerhöhung über €0,3 Mrd., die durch Gas Natural vorgenommen wurde;
―	Aufwendungen für Entwicklung in Höhe von €6.464 Mio.

Investitionsausgaben nach Geschäftsbereichen:

Die Veräußerungen 2009 machen €2.383 Mio. aus und beziehen sich im Wesentlichen auf den Verkauf eines Anteils von 250 MW an Kernkraftwerken (€0,2 Mrd.), den Verkauf der Beteiligung der Gruppe an SPE (€0,6 Mrd.) und den Teilverkauf von Beteiligungen an wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund (€0,5 Mrd.), Fluxys (€0,1 Mrd.) und den Verkauf von Gas Natural-Aktien (€0,3 Mrd.).

I.4.3 DIVIDENDEN

Die insgesamt an die Aktionäre und Minderheitsbeteiligungen gezahlten Dividenden beliefen sich auf €3.401 Mio. bzw. €627 Mio.

I.4.4 STRUKTUR DER NETTOVERSCHULDUNG ZUM 31. DEZEMBER 2009

Am 31. Dezember 2009 belief sich die Nettoverschuldung auf insgesamt €29.967 Mio. gegenüber €28.936 Mio. ein Jahr zuvor. Der Verschuldungsgrad lag bei 45,7% und bedeutete somit eine Verbesserung gegenüber Ende 2008 (46,1%).

Die Auswirkung von Finanzinstrumenten eingeschlossen sind 56% der Nettoverschuldung in Euro ausgewiesen, 23% in US-Dollar und 1% in Pfund Sterling.

Die Auswirkung von Finanzinstrumenten eingeschlossen sind 77% der Nettoverschuldung festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoverbindlichkeiten erhöhte sich auf acht Jahre, was die Emission von Anleihen über diesen Zeitraum widerspiegelt.

Am 31. Dezember 2009 besaß der Konzern noch nicht in Anspruch genommene Kreditzusagen und Backup-Kreditlinien über Commercial Papers für insgesamt €14.687 Mio.

I.5 SONSTIGE POSTEN DER BILANZ

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte beliefen sich Ende 2009 auf €81,1 Mrd. gegenüber €74,2 Mrd. Ende Dezember 2008. Dieser Zuwachs von €6,9 Mrd. kommt hauptsächlich aus Investitionen in dieser Periode (€9,7 Mio.), Änderungen des Konsolidierungskreises (€1,5 Mrd.) und Umrechnungsdifferenzen (€1,0 Mrd.), die teilweise durch Abschreibung und Wertminderung kompensiert wurden, die in der Periode bilanziert wurden (€5,4 Mrd.).

Der Goodwill stieg um €0,5 Mrd. auf €28,0 Mrd. Nettozugänge in diesem Jahr erhöhten den Goodwill um 0,9 Mrd., während die endgültige Zuordnung der Kosten für die Unternehmenszusammenschlüsse von FirstLight und Gaz de France mit einer Verringerung um €0,4 Mrd. zu Buche schlugen.

Investitionen in assoziierte Unternehmen beliefen sich auf €2,2 Mrd. Der Rückgang um €0,9 Mrd. geht hauptsächlich auf den Verkauf von SPE, die vollständige Konsolidierung von Reti und die Wertminderung der Beteiligungen der Gruppe an Unternehmen im Kommunalverbund durch Kapitalherabsetzungen und auf den Teilverkauf von Beteiligungen an wallonischen Unternehmen zurück.

Das Eigenkapital insgesamt belief sich auf €65,5 Mrd., ein Plus von €2,7 Mrd. zu Ende 2008 (€62,8 Mrd.). Die Erträge der Periode (€5,2 Mrd.), die Auswirkung des Gesamtergebnisses, das direkt im Eigenkapital erfasst ist (€0,9 Mrd.) und die Umrechnungsdifferenzen (€0,6 Mrd.) wurden teilweise durch die Dividendenzahlung von €4,0 Mrd. kompensiert.

Die Rückstellungen sanken um €0,7 Mrd. auf €14,1 Mrd. und spiegelten so die Verwendung und die Auflösung frei gewordener Rückstellungen für Megal sowie die Auswirkungen des Verkaufs von Anteilen von Electrabel Net Wallonie (ORES) an wallonische Unternehmen im Kommunalverbund auf die Rückstellungen für Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer wider.

Sowohl Vermögenswerte als auch Verbindlichkeiten in Verbindung mit den derivativen Finanzinstrumenten (kurzfristig und langfristig) sanken in der Periode um €3,0 Mrd. bzw. €3,4 Mrd. Dieser Rückgang ist hauptsächlich den Auswirkungen der Preise wie auch der Abwicklung von Transaktionen im Laufe des Jahres geschuldet.

I.6 JAHRESABSCHLUSS DER MUTTERGESELLSCHAFT

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

Die Umsatzerlöse für GDF SUEZ SA beliefen sich 2009 auf €24.894 Mio. und gingen damit vor allem wegen ungünstiger Witterungsverhältnisse um gegenüber 2008 um 1,2% zurück.

Das Betriebsergebnis für dieses Jahr lag entsprechend dem von 2008 (€316 Mio.) bei €323 Mio. Dem Erlösrückgang stand eine Senkung externer Kosten vor allem für Lieferungen und Änderungen bei den Gasvorräten gegenüber.

Die Nettofinanzerträge lagen bei €1.554 Mio. und beinhalteten hauptsächlich Dividenden von Tochtergesellschaften (€1.881 Mio.) und den Nettofinanzaufwand (€753 Mio.). Am 31. Dezember 2009 betrug die Nettoverschuldung €14.660 Mio.

Das Unternehmen erzielte ein außerordentliches Nettoergebnis von €184 Mio., das die Auswirkung des Urteils der Europäischen Kommission im Rechtsstreit E.ON/GDF vom 8. Juli 2009 widerspiegelte, das zur Anerkennung der verkündeten Geldbuße und zur Auflösung der entsprechenden Rückstellung führte.

Die Ertragssteuern beinhalten die Konsolidierungsgewinne, die die Verwendung eines Teils der steuerlichen Verlustvorträge, die im Rahmen der Fusion an die GDF SUEZ SA übertragen wurden, widerspiegeln.

Das Jahresergebnis betrug €2.261 Mio.

Das Eigenkapital belief sich Ende 2009 auf €51.018 Mio., verglichen mit €52.043 Mio. Ende 2008. Hier machten sich die ausgezahlten Dividenden und das Periodenergebnis bemerkbar.

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten

Das französische Gesetz zur Modernisierung der Wirtschaft ("LME" Nr. 2008-776 vom 4. August 2008) und sein Anwendungsdekret Nr. 2008-1492 vom 30. Dezember 2008 sieht vor, dass Unternehmen, deren Jahresabschlüsse von einem Wirtschaftsprüfer geprüft werden, Informationen über Zahlungsfristen für Lieferanten veröffentlichen müssen. Sinn der Veröffentlichung dieser Information ist sicherzustellen, dass es hinsichtlich der Zahlung für Lieferanten keine erheblichen Versäumnisse gibt.

Per 31. Dezember 2009 sieht die Aufschlüsselung der zur Zahlung durch die GDF SUEZ SA ausstehenden Beträge an Lieferanten nach Fälligkeit wie folgt aus:

(in Millionen Euro)	Extern	Gruppe	Gesamt
Überfällig	-	8	8
30 Tage	436	54	490
45 Tage	8	3	11
Mehr als 45 Tage	7	1	8
GESAMT	451	66	517

Insgesamt ist der von der GDF SUEZ SA geschuldete Betrag für Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen marginal und gleich Null im Hinblick auf nicht zur Gruppe gehörende Gesellschaften.

I.7 AUSBLICK AUF 2010

Die Entwicklung der GDF SUEZ basiert auf einem soliden, ausgeglichenen und wertschöpfenden Wachstumsmodell. Mit ihrer langfristigen Perspektive in der Industrie befindet sich die Gruppe in einer besonders guten Position, um von einer Erholung der Wirtschaft und anziehenden Rohstoffpreisen zu profitieren, hinzu kommen ihre führende Stellung bei Strom und Erdgas, diversifizierte und ergänzende Geschäftsfelder und eine Fähigkeit zu dynamischer, profitabler Entwicklung auf den viel versprechenden Märkten für Energie und Umwelt.

Dieses Wachstumsmodell gestattet GDF SUEZ eine klare finanzielle Zielsetzung für ein dynamisches Wachstum und eine wettbewerbsfähige Dividendenpolitik:

―

ein ehrgeiziges Investitionsprogramm mit einem Umfang von etwa EUR 10 Mrd. jährlich für 2010-2011 wird fortgeführt;

―

ein nachhaltiges Wachstum des EBITDA, das eine langsamere Erholung der Nachfrage1 als vorhergesagt, niedrige Rohstoffpreise und ein beschleunigtes Wachstum für 2011 berücksichtigt:

―	ein EBITDA für 2010, das über dem EBITDA 2009 liegt,
―	ein EBITDA 20112 , das mindestens 15% über dem EBITDA 2009 liegt.

―

diese Zielvorgabe stützt sich auf:

―	den geschätzten Beitrag von 2008-2010 aus dem Investitionsprogramm zum EBITDA für 2010 (+EUR 800 Mill.) und eine Beschleunigung für 2011 (kumulativ insgesamt +EUR 1,8 Mrd.),
―	die weitere Beschleunigung des Efficio-Plans, die 2011 Gewinne von EUR 1,95 Mrd. generieren wird (ausgehend von einer Anfangszahl von EUR 1,8 Mrd.).

―	eine konkurrenzfähige Dividendenpolitik: eine Dividende, die so hoch wie im Vorjahr oder höher ist;
―	eine solide Bilanz: Ein starkes Rating mit der Note A.

Angesichts der erzielten Ergebnisse und der Prognosen für die Gruppe empfahl der Aufsichtsrat am 3. März 2010 eine gewöhnliche Dividendenausschüttung im Jahr 2010 für das Finanzjahr 2009 in Höhe von EUR 1,47 pro Aktie (+5% gegenüber 2008), die EUR 0,80 pro Aktie Zwischendividende enthält, die am 18. Dezember 2009 gezahlt worden war; der Ausgleichsbetrag zu der gewöhnlichen Dividende (EUR 0,67 pro Aktie) wird am 10. Mai 2010 gezahlt. Diese Empfehlungen werden den Aktionären auf der Jahreshauptversammlung der Aktionäre am 3. Mai 2010 zur Genehmigung vorgelegt.

1 gegenüber der früheren Annahme einer vollständigen Erholung von den negativen Auswirkungen der Krise von 2009 auf die Volumen.

2 gegenüber einem Ziel von €17-18 Mrd. EBITDA für 2011, das für Anfang 2009 gesteckt würde. Die neue Zielvorgabe geht von durchschnittlichen Witterungsverhältnissen und keinen signifikanten ordnungspolitischen und makroökonomischen Veränderungen gegenüber den Annahmen für 2010/2011 aus: durchschnittlich 74-79 Brent-$/Barrel; ein durchschnittlicher Strompreis für Grundlast in Belgien von 48-48 €/MWh; ein durchschnittlicher Gaspreis in Zeebrugge von 15-17 €/MWh.

II. JAHRESABSCHLUSS

Bilanz

Vermögenswerte

(in Millionen Euro)	Erläuterung	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	10	11.419,9	10.691,6
Goodwill	9	27.989,0	27.510,1
Sachanlagen	11	69.664,9	63.482,1
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	14	3.562,9	3.309,0
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	14	2.426,2	2.303,5
Derivative Finanzinstrumente	14	1.926,7	2.893,4
Investitionen in assoziierte Unternehmen	12	2.175,6	3.104,3
Sonstige Vermögenswerte	14	1.695,8	1.271,8
Latente Steueransprüche	7	1.418,8	618,4
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		122.279,8	115.184,3
Kurzfristige Vermögenswerte
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	14	947,1	1.346,4
Derivative Finanzinstrumente	14	7.404,9	9.439,9
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	14	19.748,5	22.729,3
Vorräte		3.946,9	4.208,9
Sonstige Vermögenswerte	14	5.094,4	4.481,0
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	14	1.680,0	768,9
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14	10.323,8	9.049,3
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		49.145,4	52.023,7
SUMME VERMÖGENSWERTE		171.425,2	167.208,0

Schulden

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Eigenkapital		60.285,2	57.747,7
Minderheitsanteile		5.241,5	5.070,6
SUMME EIGENKAPITAL	16	65.526,6	62.818,3
Langfristige Schulden
Rückstellungen	17	12.789,9	12.607,0
Finanzschulden	14	32.154,8	24.200,4
Derivative Finanzinstrumente	14	1.791,9	2.889,6
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	14	911,4	859,1
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten		2.489,0	1.277,7
Latente Steuerverbindlichkeiten	7	11.856,3	10.546,4
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		61.993,3	52.380,1
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	17	1.262,7	2.185,7
Finanzschulden	14	10.117,4	14.641,0
Derivative Finanzinstrumente	14	7.169,6	9.472,4
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14	16.594,4	17.914,7
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten		8.761,3	7.795,8
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		43.905,4	52.009,6
SUMME EIGENKAPITAL UND SCHULDEN		171.425,2	167.208,0

N.B.: Die Beträge in den Tabellen werden immer in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann die Rundung unwesentliche Abweichungen in den Zeilen und Spalten für die Summen und Änderungen verursachen.

Gewinn- und Verlustrechnung

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Umsatzerlöse		79.908,3	67.923,8
Umsatzkosten		(41.303,2)	(35.879,0)
Personalaufwand		(11.364,9)	(9.679,0)
Abschreibung und Rückstellungen		(5.183,1)	(3.713,5)
Sonstige Erträge und Aufwendungen, netto		(13.709,7)	(12.428,8)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	4	8.347,4	6.223,6
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente		(323,1)	563,6
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten		(472,2)	(811,8)
Restrukturierungskosten		(178,6)	(254,2)
Veräußerung von Vermögenswerten und sonstigen		800,9	1.957,7
ERTRÄGE AUS BETRIEBLICHEN TÄTIGKEITEN	5	8.174,4	7.678,8
Finanzaufwand		(2.476,6)	(2.320,8)
Finanzertrag		849,0	826,6
FINANZAUFWENDUNGEN, NETTO	6	(1.627,6)	(1.494,1)
Aufwendungen für Ertragsteuern	7	(1.719,3)	(911,9)
Ergebnis aus assoziierten Unternehmen	12	402,9	318,3
JAHRESERGEBNIS		5.230,5	5.591,2
Konzernjahresergebnis		4.477,3	4.857,1
Minderheitsanteile		753,1	734,0
Ergebnis je Aktie (Euro)	8	2,05	2,97
Verwässertes Ergebnis je Aktie (Euro)	8	2,03	2,94

Die Angaben zu 2008 umfassen die früheren SUEZ-Gesellschaften und den Beitrag der früheren Gesellschaften von Gaz de France per 22. Juli 2008.

Die Angaben zu den Ergebnissen je Aktie per 31. Dezember 2008 wurden bereinigt, um die Auswirkung der Aktiendividenden wiederzugeben, die in der ersten Hälfte 2009 gezahlt wurden.

GESAMTERGEBNISRECHNUNG

(in Millionen Euro)	Erläuterung	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
JAHRESERGEBNIS		5.230,5	5.591,4
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	14	(23,4)	(684,4)
Net Investment Hedges		48,2	78,8
Cashflow-Hedges (ohne Rohstoffinstrumente)	15	108,1	(329,5)
Cashflow-Hedges für Rohstoffe	15	924,9	(1.472,9)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		168,1	(570,9)
Währungsumrechnungsdifferenzen		497,6	(922,0)
Latente Steuern	7	(376,9)	826,1
Anteil am ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis (Aufwendung) assoziierter Unternehmen		69,5	(159,4)
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis (Aufwendung)		1.416,0	(3.234,2)
SUMME GESAMTERGEBNIS		6.646,4	2.357,2
Konzernanteil		5.704,9	2.130,2
Minderheitsanteile		941,4	227,0

EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG*

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste	Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige
Eigenkapital per 31. Dezember 2007	1.307.043.522	2.614,1	12.302,0	6.968,1	82,8	1.584,5
Jahresergebnis				4.857,4
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis (Aufwendung)					(503,0)	(1.695,0)
Summe Gesamtergebnis				4.857,4	(503,0)	(1.695,0)
Ausgaben von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	4.009.571	5,9	77,4	169,0
Gezahlte Dividende				(3.442,8)
Erwerb eigener Anteile, netto				31,1
Erwerb von Gaz de France	1.207.660.692	1.207,7	16.878,9	21.731.2.
Umtausch in GDF SUEZ-Aktien	(325.069.965)	(1.634,1)		1.440,7
Sonstige Auswirkungen in Verbindung mit dem Erwerb von GDF				(274,0)
Spin-off des Unternehmens SUEZ Environnement				(2.289,0)
Auswirkung der Verpflichtungszusagen für Distrigas & Fluxys
Sonstige Änderungen				49,3
Eigenkapital per 31. Dezember 2008	2.193.643.820	2.193,6	29.258,3	29.241,0	(420,2)	(110,5)

in Millionen Euro	Kumulative Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen	Selbst gehaltene Anteile	Eigenkapital	Minderheitsanteile	Summe Eigenkapital
Eigenkapital per 31. Dezember 2007	(144,1)	(1.214,7)	22.192,8	2.668,1	24.860,9
Jahresergebnis			4.857.4.	734,0	5.591,4
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis (Aufwendung)	(529,2)		(2.727,2)	(507,0)	(3.234,2)
Summe Gesamtergebnis	(529,2)		2.130,2	227,0	2.357,2
Ausgaben von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung			252,3		252,3
Gezahlte Dividende			(3.442,8)	(466,7)	(3.909,5)
Erwerb eigener Anteile, netto		(720,0)	(688,9)	4,0	(684,9)
Erwerb von Gaz de France			39.817,8	620,0	40.437,8
Umtausch in GDF SUEZ-Aktien		193,4	0,0		0,0
Sonstige Auswirkungen in Verbindung mit dem Erwerb von GDF			(274,0)		(274,0)
Spin-off des Unternehmens SUEZ Environnement			(2.289,0)	2.289,0	0,0
Auswirkung der Verpflichtungszusagen für Distrigas & Fluxys				(849,0)	(849,0)
Sonstige Änderungen			49,3	578,2	627,5
Eigenkapital per 31. Dezember 2008	(673,3)	(1.741,3)	57.747,7	5.070,6	62.818,3

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Aktienkapital	Kapital- rücklage	Konsolidierte Rücklagen	Versicherungs mathematische Gewinne und Verluste	Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige
Eigenkapital per 31. Dezember 2008	2.193.643.820	2.193,6	29.258,3	29.241,0	(420,2)	(110,5)
Jahresergebnis				4.477,2
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis (Aufwendung)					150,9	718,5
Summe Gesamtergebnis				4.477,2	150,9	718,5
Ausgaben von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	1.934.429	1,9	30,2	206,4
Stockdividenden	65.398.018	65,4	1.311,2	1.376,6
Bardividenden				(3.400,8)
Erwerb eigener Anteile, netto				(97,3)
Sonstige Änderungen			(10,1)	5,0		39,8
Eigenkapital per 31. Dezember 2009	2.260.976.267	2.261,0	30.589,6	29.054,9	(269,3)	647,8

in Millionen Euro	Kumulative Anpassungen von Währungsumrechnungs- differenzen	Selbst gehaltene Anteile	Eigenkapital	Minderheits- anteile	Summe Eigenkapital
Eigenkapital per 31. Dezember 2008	(673,3)	(1.741,3)	57.747,7	5.070,6	62.818,3
Jahresergebnis			4.477.2.	753,1	5.230.4.
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis (Aufwendung)	358,3		1.227,7	188,3	1.416.0.
Summe Gesamtergebnis	358,3		5.704,9	941,4	6.646,4
Ausgaben von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung			238,5		238,5
Stockdividenden			(0,0)		(0,0)
Bardividenden			(3.400,8)	(627,2)	(4.028,0)
Erwerb eigener Anteile, netto		97,3	(0,1)		(0,1)
Sonstige Änderungen	(39,8)		(5,1)	(143,4)	(148,5)
Eigenkapital per 31. Dezember 2009	(354,8)	(1.644,1)	60.285,2	5.241,5	65.526,5

* Vgl. Erläuterung 16, "Eigenkapital"

KAPITALFLUSSRECHNUNG

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Jahresergebnis		5.230,5	5.591,2
- Ergebnis aus assoziierten Unternehmen		(402,9)	(318,3)
+ Dividenden aus assoziierten Unternehmen		376,2	358,1
- Abschreibung und Rückstellungen, netto		4.726,2	3.986,0
- Nettokapitalgewinne aus Veräußerungen (inkl. Auflösungen von Rückstellungen)		(800,9)	(1.957,7)
- Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente		323,1	(563,6)
- Sonstige Posten ohne Auswirkung auf Zahlungsmittel		216,8	184,4
- Aufwendungen für Ertragsteuern		1.719,3	911,9
- Finanzaufwendungen, netto		1.627,6	1.494,1
Mittelzufluss vor Ertragssteuern und Betriebsmittelbedarf		13.015,8	9.686,1
+ gezahlte Steuern	23	(1.376,6)	(1.806,3)
Änderung Betriebsmittelbedarf		1.988,5	(3.486,6)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT		13.627,7	4.393,1
Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten		(9.646,0)	(9.125,0)
Erwerb von Tochterunternehmen abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		(948,3)	(723,2)
Erwerb von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten		(902,5)	(517,5)
Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten		335,8	127,6
Veräußerung von Tochterunternehmen abzüglich veräußerter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		1.345,7	2.538,1
Veräußerung von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten		684,7	110,3
Zinsen aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten	23	79,7	129,9
Dividenden aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten	23	234,6	219,6
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und sonstigen		447,4	(107,7)
CASHFLOW AUS INVESTITIONSTÄTIGKEIT		(8.368,7)	(7.347,9)
Gezahlte Dividende		(4.028,0)	(3.900,4)
Rückzahlung von Finanzschulden		(12.896,8)	(5.101,0)
Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten	23	(993,2)	517,8
Gezahlte Zinsen	23	(1.293,4)	(1.482,6)
Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	23	148,9	260,7
Erhöhung von Finanzschulden		14.886,8	15.666,5
Kapitalerhöhung		84,5	246,7
Veränderungen bei selbst gehaltenen Anteilen		0,0	(679,9)
CASHFLOW AUS FINANZTÄTIGKEIT		(4.091,1)	5.527,9
Auswirkung von Änderungen bei der Konsolidierungsmethode, den Wechselkursen und anderen		106,5	(248,4)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE		1.274,5	2.324,7
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN		9.049,3	6.720,2
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE		10.323,8	9.049,3

Die Angaben zu 2008 umfassen die früheren SUEZ-Gesellschaften und den Beitrag der früheren Gesellschaften von Gaz de France per 22. Juli 2008.

III. ANHANG ZUM JAHRESABSCHLUSS

ABSCHLUSS ZUM 31. DEZEMBER 2009

GDF SUEZ SA, die Muttergesellschaft der GDF SUEZ Group, 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 Handelsunternehmen Geltung haben. GDF SUEZ wurde am 20. November 2004 für die Dauer von 99 Jahren als Aktiengesellschaft eingetragen.

Sie unterliegt den geltenden und künftigen Gesetzen und Verordnungen, die auf sociétés anonymes zutreffen, sowie den Bestimmungen ihres Statuts.

Die Adresse des eingetragenen Firmensitzes der Gruppe lautet: 22 rue du docteur Lancereaux, 75008 Paris (Frankreich).

Die Aktien von GDF SUEZ sind an den Börsen in Paris, Brüssel und Luxemburg gelistet. Am 30. Juli 2009 kündigte GDF SUEZ ihren Rückzug aus dem US stock exchange an, der Ende Oktober wirksam wurde, das die SEC keine Einwände erhob.

GDF SUEZ gehört zu den weltweit führenden Energieversorgern, der entlang der kompletten Energiewertschöpfungskette - vorgelagert und nachgelagert - sowohl bei Strom als auch bei Erdgas aktiv ist. Er entfaltet seine Geschäftsfelder (Energie, Energiedienstleistungen und Umwelt) entlang eines verantwortungsbewussten Wachstumsmodells, um den Herausforderungen zu begegnen, die sich in der Reaktion auf den Energiebedarf, sichere Lieferungen, die Bekämpfung des Klimawandels und die Optimierung der Ressourcennutzung stellen.

Am 3. März 2010 wurde der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2009 vom Aufsichtsrat des Konzerns genehmigt und zur Veröffentlichung freigegeben.

1 ZUSAMMENFASSUNG WESENTLICHER BILANZIERUNGS- UND BEWERTUNGSMETHODEN

1.1 Grundlagen der Abschlusserstellung

Am 16. Juli 2008 genehmigte die Ordentliche und Außerordentliche Aktionärsversammlung von Gaz de France seine Fusion mit SUEZ. Am gleichen Tag genehmigte die Ordentliche und Außerordentliche Aktionärsversammlung von SUEZ seine Fusion mit Gaz de France, die Börsennotierung von SUEZ Environnement und die Verteilung von 65% der Aktien von SUEZ Environnement durch SUEZ an seine Aktionäre. Die Verschmelzung von SUEZ in die Gaz de France SA, die am 22. Juli 2008 in Kraft trat, wurde als Datum des Erwerbs von Gaz de France durch SUEZ festgesetzt. Der Jahresabschluss per 31. Dezember 2008 war der erste, der diese Transaktionen beinhaltete. Aus diesem Grunde sind weder die Gewinn- und Verlustrechnung für 2008, die Gesamtergebnisrechnung für 2008 noch die Kapitalflussrechnung für 2008 mit der Gewinn- und Verlustrechnung für 2009, der Gesamtergebnisrechnung für 2009 oder der Kapitalflussrechnung für 2009 vergleichbar, da die Gewinn- und Verlustrechnung, die Gesamtergebnisrechnung und die Kapitalflussrechnung für das erste Halbjahr 2008 die historischen Angaben von SUEZ als eigenständigem Unternehmen beinhalten.

Gemäß Verordnung (EG) Nr. 809/2004 der Kommission über in Prospekten enthaltene Informationen vom 29. April 2004 wurden Finanzinformationen über Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Bilanz und Gewinn und Verlust von GDF SUEZ für die letzten zwei Berichtsperioden (Geschäftsjahr 2008 und 2009) vorgelegt. Diese Informationen wurden gemäß Verordnung (EG) Nr. 1606/2002 über internationale Rechnungslegungsstandards (IFRS) vom 19. Juli 2002 erstellt. Der Konzernabschluss der Gruppe für das Geschäftsjahr 2009 wurde gemäß IFRS erstellt, wie vom International Accounting Standards Board (IASB) veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen1 .

Die Rechnungslegungsstandards, die für den Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2009 zugrunde gelegt wurden, sind mit denen konsistent, die angewandt wurden, um den Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2008 zu erstellen, mit den Ausnahmen, die im folgenden Abschnitt 1.1.1 beschrieben sind.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen beim Jahresabschluss 2009

―	Änderungen an IFRIC 9 und IAS 39 - Neubeurteilung eingebetteter Derivate
―	Änderungen an IFRIC 1 und IAS 27 - Investitionen in Tochterunternehmen, gemeinschaftlich geführte Einheiten oder assoziierte Unternehmen
―	Änderung an IFRS 2 - Ausübungsbedingungen und Annullierungen
―	Änderungen an IAS 32 und IAS 1 - Kündbare Instrumente und bei Liquidation entstehende Verpflichtungen
―	IFRIC 13 - Kundenbindungsprogramme
―	IFRIC 15 - Verträge über die Errichtung von Immobilien2 ,
―	IFRIC 16 - Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb2
―	IFRIC 18 - Übertragung von Vermögenswerten durch einen Kunden2 ;
―	Verbesserungen der IFRS 20083

Diese Änderungen und Interpretationen haben keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss:

―	Änderung an IFRS 7 - Verbesserte Angaben zu Finanzinstrumenten

Diese Änderung sieht erweiterte Angaben über Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert und das Liquiditätsrisiko vor. Die Durchführung von Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert für Posten, die zum Fair Value erfasst wurden, müssen nach Input-Quelle offengelegt werden unter Anwendung einer neuen dreistufigen Fair-Value-Hierarchie, getrennt nach Klassen, in Abhängigkeit davon, ob es für das Finanzinstrument auf aktiven Märkten quotierte Preise gibt (Stufe 1), ob Inputfaktoren für den Vermögenswert oder die Verbindlichkeit beobachtbar sind (Stufe 2) oder ob Inputfaktoren für den Vermögenswert oder die Verbindlichkeit nicht auf beobachtbaren Marktdaten fußen (Stufe 3). Diese Änderung klärt auch die erforderlichen Angaben zum Liquiditätsrisiko bei Derivaten und Vermögenswerten, die für das Management des Liquiditätsrisikos eingesetzt werden. Die Informationen zur Bewertung zum beizulegenden Zeitwert nach Klasse der Finanzinstrumente und die Angaben zum Liquiditätsrisiko werden in Erläuterung 15 gegeben.

1 Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/.

2 2009 von der Europäischen Union übernommen, die Anwendung aber auf 2010 verschoben

3 Mit Ausnahme der Änderung an IFRS 5, die auf Jahresperioden anzuwenden ist, die ab 1. Juli 2009 beginnen.

―	IAS 1 - Darstellung des Abschlusses (überarbeitet 2007)

Der überarbeitete Standard führt insbesondere die Gesamtergebnisrechnung ein, die alle erfassten Ertrags- und Aufwandsposten in der Periode entweder in einer einzigen Rechnung oder in zwei Rechnungen darstellt, der Gewinn- und Verlustrechnung, die die Ergebnisbestandteile von Gewinn oder Verlust ausweist, und der Gesamtergebnisrechnung, die die Bestandteile des ergebnisneutral verrechneten Ergebnisses ausweist. Der Konzern hat die Wahl getroffen, zwei Rechnungen vorzulegen.

Der Konzern hat die frühzeitige Anwendung von IFRS 8 im Jahr 2008 und von IFRIC 12 im Jahr 2006 beschlossen. Dagegen hat die überarbeitete Fassung von IAS 23, die ab 2009 anzuwenden ist, keine Auswirkung auf den Abschluss, da der Konzern immer die zulässige alternative Behandlung angewandt hat, nach der Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zugeordnet werden können, in den Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert werden.

1.1.2 IFRS-Standards und IFRIC-Interpretationen, die ab 2009 gelten, die der Konzern nicht für die frühzeitige Anwendung 2009 gewählt hat

―	IFRS 9 - Finanzinstrumente: Klassifizierung und Bewertung;
―	IFRS 3 in der überarbeiteten Fassung - Unternehmenszusammenschlüsse;
―	Änderung an IAS 32 - Klassifizierung von Bezugsrechten;
―	Änderungen an IAS 39 - Zulässige Grundgeschäfte im Rahmen von. Sicherungsbeziehungen;
―	IFRS 24 in der überarbeiteten Fassung - Angaben über Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen;
―	IFRS 27 in der überarbeiteten Fassung - Konzernabschlüsse und Einzelabschlüsse;
―	IFRIC 17 - Sachdividenden an Eigentümer;
―	IFRIC 19 - Tilgung finanzieller Verbindlichkeiten mit Eigenkapitalinstrumenten;
―	Änderung an IFRIC 14 - Vorauszahlungen auf Mindestdotierungsverpflichtungen;
―	Verbesserungen an den IFRS 2009;
―	Änderung an IFRS 2 - Anteilsbasierte Vergütungen im Konzern, die in bar erfüllt werden.

Die Auswirkungen der Anwendung dieser Standards und Interpretationen werden zurzeit bewertet.

1.1.3 Hinweis auf Wahlrechte bei der Umstellung auf IFRS 1

Der Konzern nutzte einige der Wahlrechte nach IFRS 1 bei der Umstellung auf IFRS im Jahr 2005. Folgende Wahlrechte haben weiterhin Einfluss auf den Konzernabschluss:

―	Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen: Der Konzern hat die Möglichkeit gewählt, die kumulative Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen zum 1. Januar 2004 in das konsolidierte Eigenkapital umzuklassifizieren.
―	Unternehmenszusammenschlüsse: Der Konzern hat gemäß IFRS 3. die Möglichkeit gewählt, die Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden.

1.2 Bewertungsgrundlage

Der Konzernabschluss wurde nach dem Anschaffungskostenprinzip erstellt, eine Ausnahme bilden die Finanzinstrumente, die nach den in IAS 39 aufgestellten Kategorien ausgewiesen sind.

1.3 Beurteilungen und Schätzungen

Die Krise, die in den vergangenen 2 Jahren auf den Finanzmärkten tobte, veranlasste den Konzern, seine Verfahren zur Risikoüberwachung zu verbessern und eine Risikoabschätzung - insbesondere im Hinblick auf ein Gegenparteirisiko - in die Bewertung seiner Finanzinstrumente aufzunehmen. Die Schätzungen, Businesspläne und Abzinsungssätze für Impairment-Tests und zur Berechnung der Rückstellungen berücksichtigen die Krisenbedingungen und die daraus resultierende extreme Volatilität der Märkte.

1.3.1 Schätzungen

Die Aufstellung von Konzernabschlüssen verlangt Schätzungen und Annahmen, um den Wert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten und Eventualvermögenswerten und -verbindlichkeiten zum Bilanzstichtag und Umsatzerlöse und Aufwendungen zu bestimmen, die in der Periode ausgewiesen wurden.

Aufgrund der Unsicherheiten, die einer Schätzung innewohnen, überprüft der Konzern regelmäßig seine Schätzungen vor dem Hintergrund der aktuell verfügbaren Informationen. Die Endergebnisse können von den Schätzungen abweichen.

Die wichtigsten Schätzungen für die Aufstellung des Konzernabschlusses beziehen sich hauptsächlich auf:

―	die Bewertung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von Gaz de France zum beizulegenden Zeitwert im Rahmen des Unternehmenszusammenschlusses. Der Fair Value errechnet sich nach Analysen durch einen unabhängigen Gutachter;
―	die Bemessung des erzielbaren Werts von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (vgl. Abschnitte 1.4.4 und 1.4.5);
―	die Bewertung von Rückstellungen, insbesondere für die Behandlung und Lagerung von radioaktiven Abfällen, Verpflichtungen zur Demontage, Rechtsstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistung für Arbeitnehmer (vgl. Abschnitt 1.4.15);
―	Finanzinstrumente (vgl. Abschnitt 1.4.11);
―	nicht abgerechnete Erlöse;
―	die Bewertung von steuerlichen Verlustvorträgen als Vermögenswerte

1.3.1.1 Bewertung der erworbenen Vermögenswerte von Gaz de France und der übernommenen Schulden zum beizulegenden Zeitwert

Die Hauptannahmen für die Bewertung der erworbenen Vermögenswerte von Gaz de France und der übernommenen Schulden zum beizulegenden Zeitwert gehen vor allem von Werten aus, die der regulatorischen Kapitalbasis für regulierte Tätigkeiten, geschätzten künftigen Öl- und Gaspreisen, Wechselkursänderungen Euro/Dollar, den Marktchancen für die Bewertung künftiger Cashflows und dem geltenden Diskontsatz zugewiesen sind.

Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements wieder.

1.3.1.2 Erzielbarer Wert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Der erzielbare Wert für Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen beruht auf Schätzungen und Annahmen insbesondere im Hinblick auf die erwarteten Marktchancen und den künftigen Cashflow, die mit diesen Vermögenswerten verbunden sind. Änderungen dieser Annahmen können einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Werts haben und zu Anpassungen an bereits gebuchte Wertminderungsaufwendungen führen.

1.3.1.3 Schätzungen von Rückstellungen

Zu den Kennzahlen mit erheblichem Einfluss auf die Höhe der Rückstellungen und insbesondere, aber nicht nur die, in Bezug auf Standorte für die Erzeugung von Kernenergie gehören der Zeitplan für die Ausgaben und der Diskontsatz für den Cashflow wie auch die tatsächliche Ausgabenhöhe. Diese Kennzahlen beruhen auf Informationen und Schätzungen, die der Konzern zu der gegebenen Zeit als angemessen ansieht.

Nach dem besten Wissen des Konzerns gibt es keine Information, die nahe legt, dass die angewandten Kennzahlen insgesamt nicht angemessen wären. Zudem ist sich der Konzern keinerlei Entwicklungen bewusst, die eine wesentliche Auswirkung auf die gebuchten Rückstellungen haben könnten.

1.3.1.4 Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer

Pensionszusagen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Der Konzern erachtet diese Annahmen zur Bewertung seiner Verpflichtungen als angemessen und belegt. Änderungen bei diesen Annahmen können jedoch wesentliche Auswirkungen auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

1.3.1.5 Finanzinstrumente

Um den Fair Value von Finanzinstrumenten zu bestimmen, die nicht auf einem aktiven Markt gelistet sind, verwendet der Konzern Bewertungstechniken, die auf bestimmten Annahmen basieren. Änderungen bei diesen Annahmen können jedoch wesentliche Auswirkungen auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

1.3.1.6 Umsatzerlöse

Erlöse, die bei Kundengruppen generiert werden, deren Energieverbrauch während der Rechnungslegungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die mit Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas beliefert werden, werden zum Bilanzstichtag ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt. Die Berechnung von Netzverkäufen ist angesichts der großen Zahl von Netzbetreibern seit der Deregulierung des belgischen Energiemarkts schwieriger geworden. Dem Konzern ist ein bestimmtes Energievolumen zur Weiterleitung durch das Netz durch Netzbetreiber zugeteilt. Die endgültigen Zuteilungen sind oft erst mehrere Monate später bekannt, was bedeutet, dass Erlöszahlen nur geschätzt werden können. Doch hat der Konzern Mess- und Modell-Tools entwickelt, die es ihm gestatten, die Erlöse mit einem zufriedenstellenden Grad an Sicherheit zu schätzen und auf diese Weise sicherzustellen, dass das Fehlerrisiko in Verbindung mit der Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Erlösen als nicht wesentlich angesehen werden kann.

In Frankreich wird geliefertes, noch nicht abgerechnetes Erdgas ("Gas auf dem Gaszähler") mit einer Methode berechnet, die die durchschnittlichen Energieverkaufspreise und die historischen Verbrauchsdaten einbezieht. Der angewandte Durchschnittspreis berücksichtigt die Kundenkategorie und wie lange das gelieferte und noch in abgerechnete Gas "auf der Gasuhr" ist. Diese Schätzungen schwanken je nach Annahmen zur Bestimmung des Anteils nicht abgerechneter Erlöse am Jahresende.

1.3.1.7 Bewertung von steuerlichen Verlustvorträgen als Vermögenswerte

Latente Steueransprüche werden als steuerliche Verlustvorträge bilanziert, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerlichen Gewinn gibt, gegen den der steuerliche Verlustvortrag verwendet werden kann. Schätzungen steuerlicher Gewinne und von Verwendungen von steuerlichen Verlustvorträgen entstehen auf der Grundlage von Gewinn- und Verlust-Prognosen, die im mittelfristigen Business-Plan enthalten sind.

1.3.2 Beurteilungen

So wie das Konzernmanagement auf Schätzungen vertraut, nimmt es auch Beurteilungen vor, um die angemessene Bilanzierungsmethode für bestimmte Tätigkeiten und Transaktionen festzulegen, wenn die geltenden IFRS-Standards und Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Bilanzierungsprobleme eingehen.

Der Konzern nutzt insbesondere seinen Ermessensspielraum, um die Klassifizierung bestimmter Vermögenswerte und Schulden aus dem Unternehmenszusammenschluss, die Zuordnung des Goodwill aus der Fusion mit Gaz de France zu Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs), die Bilanzierungsmethode für Konzessionsverträge, die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasingverhältnis enthalten, die Verbuchung von Erwerben von Minderheitsbeteiligungen und die Identifizierung von Verträgen über Warenkäufe und -verkäufe für den Eigenbedarf zu bestimmen.

Nach IAS 1 werden die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Schulden getrennt in der Konzernbilanz ausgewiesen. Für die meisten Tätigkeiten des Konzerns beruht die Zuordnung zu kurzfristigen und langfristigen Posten darauf, wann Vermögenswerte realisiert oder Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Realisierung, oder Schulden, deren Tilgung für einen Zeitraum von 12 Monaten ab Bilanzstichtag erwartet werden, werden als kurzfristig klassifiziert, während alle sonstigen Posten als langfristig klassifiziert werden.

1.4 Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

1.4.1 Konsolidierungskreis und Konsolidierungsmethoden

Die vom Konzern angewandten Konsolidierungsmethoden sind die Vollkonsolidierung, die Quotenkonsolidierung und die Equity-Methode:

―	Tochtergesellschaften (Unternehmen, die der Konzern vollständig beherrscht) werden voll konsolidiert;
―	Unternehmen, die der Konzern gemeinschaftlich beherrscht, werden nach der Quotenkonsolidierungsmethode konsolidiert, ausgehend vom Umfang der Anteile des Konzerns;
―	die Equity-Methode wird auf alle assoziierten Unternehmen angewandt, auf die der Konzern maßgeblichen Einfluss ausübt. Gemäß dieser Methode erfasst der Konzern seinen Quotenanteil am Jahresergebnis oder -verlust des Unternehmens, in das investiert wird, in einer separaten Zeile der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung als "Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen".

Der Konzern analysiert fallweise, welche Art der Beherrschung vorliegt und berücksichtigt dabei die Situationen, die in IAS 27, 28 und 31 geschildert sind.

Die Zweckgesellschaften, die im Zusammenhang mit den Securitization-Programmen des Konzerns gegründet wurden und die vom Konzern beherrscht werden, werden gemäß den Bestimmungen in IAS 27 zu Konzernabschlüssen und den entsprechenden Interpretationen SIC 12 zur Konsolidierung von Zweckgesellschaften konsolidiert.

Alle Salden und Transaktionen innerhalb des Konzerns werden bei der Konsolidierung eliminiert.

Eine Aufstellung wichtiger voll und nach Quoten konsolidierter Gesellschaften ist zusammen mit den nach der Equity-Methode ausgewiesenen Investitionen im Anhang zum Konzernabschluss enthalten.

1.4.2 Methoden der Währungsumrechnung

1.4.2.1 Berichtswährung im Konzernabschluss

Der Konzernabschluss ist in Euro (€) aufgestellt, der die funktionale Währung ist.

1.4.2.2 Funktionale Währung

Die funktionale Währung ist die Währung des primären wirtschaftlichen Umfelds, in dem ein Unternehmen operiert. Sie ist in den meisten Fällen die lokale Währung. 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.

1.4.2.3 Fremdwährungstransaktionen

Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung mit den Wechselkursen zum Transaktionszeitpunkt erfasst. Zu jedem Bilanzstichtag:

―	werden monetäre Vermögenswerte und Schulden, die in Fremdwährung geführt werden, zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die damit verbundenen Gewinne und Verluste werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für das Jahr ausgewiesen, auf das sie sich beziehen;
―	werden nichtmonetäre Vermögenswerte und Schulden, die in Fremdwährung geführt werden, bei den Anschaffungskosten erfasst, die auf den Transaktionstag anwendbar sind.

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

Die Bilanz dieser Tochtergesellschaften wird zum offiziellen Wechselkurz am Jahresende in Euro umgerechnet. Die Posten der Gewinn- und Verlustrechnung und des Kapitalflusses werden mit dem durchschnittlichen Wechselkurs für das Jahr umgerechnet. Alle Differenzen aus der Umrechnung der Abschlüsse dieser Tochtergesellschaften werden unter "Kumulative Währungsumrechnungsdifferenzen" als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis erfasst.

Anpassungen des Goodwill und des beizulegenden Zeitwerts aus dem Erwerb ausländischer Gesellschaften werden als Vermögenswerte und Schulden dieser ausländischen Gesellschaften klassifiziert und daher in den funktionalen Währungen der Gesellschaften geführt und zum Wechselkurs am Jahresende umgerechnet.

Währungsumrechnungsdifferenzen, die vorher als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis erfasst wurden, werden bei Veräußerung eines ausländischen Unternehmens in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns aufgenommen.

1.4.3 Unternehmenszusammenschlüsse

Auf Unternehmenszusammenschlüsse, die ab dem 1. Januar 2004 erfolgten, wendet der Konzern die Erwerbsmethode nach IFRS 3 an, bei der die identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden des erworbenen Unternehmens zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag ausgewiesen werden.

Die Kosten eines Unternehmenszusammenschlusses sind die Summe aus dem beizulegenden Zeitwert am Umrechnungstag von empfangenen Vermögenswerten, aufgelaufenen oder angenommenen Schulden und Eigenkapitalinstrumenten, die der Erwerber ausgibt im Gegenzug für die Beherrschung des Erworbenen, zuzüglich aller Kosten, die direkt dem Unternehmenszusammenschluss zuzuordnen sind. Könnte ein Unternehmenszusammenschluss zu einer Anpassung der Kosten des Zusammenschlusses bedingt durch künftige Ereignisse führen, nimmt der Konzern diesen Anpassungsbetrag in den Kosten des Zusammenschlusses am Erwerbstag auf, wenn die Anpassung wahrscheinlich und zuverlässig messbar ist.

Der Konzern kann Anpassungen von Rückstellungswerten als Ergebnis des Abschlusses der ursprünglichen Bilanzierung eines Unternehmenszusammenschlusses innerhalb von 12 Monaten ab Erwerbstag ausweisen.

1.4.4 Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibungen und Wertminderungen bewertet.

1.4.4.1 Goodwill

Erfassung des Goodwill

Der Goodwill stellt den Überschuss der Anschaffungskosten eines Unternehmenszusammenschlusses (Erwerbspreis von Anteilen zuzüglich aller Kosten, die direkt dem Unternehmenszusammenschluss zuzuordnen sind) über den beizulegenden Zeitwert der Anteile des Konzerns an den identifizierbaren Vermögenswerten, Schulden und Eventualschulden zum Erwerbszeitpunkt dar (sofern nicht der Unternehmenszusammenschluss stufenweise erfolgt).

Bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss - d. h. wenn der Konzern eine Tochtergesellschaft durch aufeinander folgende Anteilskäufe erwirbt - wird die Höhe des Goodwill für jede Transaktion separat bestimmt, ausgehend von den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden zum Zeitpunkt jeder Transaktion. Jede Differenz aus der Anwendung dieser beizulegenden Zeitwerte auf die auf den vorhandenen Anteil des Konzerns und auf Minderheitsanteile ist eine Neubewertung und wird daher im Eigenkapital erfasst.

Da es keine spezielle IFRS-Anleitung zum Erwerb von Minderheitsanteilen gibt, erfasst der Konzern weiterhin nicht die zusätzlichen Anpassungen der beizulegenden Zeitwerte von identifizierbaren Vermögenswerten und Schulden, wenn er zusätzliche Anteile an einer Tochtergesellschaft erwirbt, die bereits voll konsolidiert ist. In einem solchen Fall entspricht der zusätzliche Goodwill dem Überschuss des Erwerbspreises der zusätzlich erworbenen Anteile über die zusätzlichen Anteile des Konzerns am Nettovermögen der entsprechenden Gesellschaft.

Übersteigen die Anteile des Konzerns am beizulegenden Nettozeitwert der erworbenen identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden die Kosten des Unternehmenszusammenschlusses, wird der Überschuss sofort in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst.

Der Goodwill bezüglich assoziierter Unternehmen wird unter "Investitionen in assoziierte Unternehmen" aufgeführt.

Bewertung des Goodwill

Der Goodwill wird nicht abgeschrieben, sondern jährlich auf seine Werthaltigkeit getestet oder auch öfter, wenn es einen Hinweis auf eine Wertminderung gibt. Werthaltigkeitstests werden bei den Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) oder Gruppen von CGUs durchgeführt, die Gruppen von Kapitalfluss generierenden Vermögenswerten bilden, die weitgehend unabhängig von Mittelzuflüssen anderer Zahlungsmittel generierenden Einheiten sind.

Die Methoden zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests sind in Abschnitt 1.4.8 "Erzielbarer Betrag von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" beschrieben.

Ein Wertminderungsaufwand beim Goodwill kann nicht aufgehoben werden, er wird unter "Wertminderung" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

Ein Wertminderungsaufwand beim Goodwill für assoziierte Unternehmen wird unter "Ergebnis aus assoziierten Unternehmen" ausgewiesen.

1.4.4.2 Sonstige immaterielle Vermögenswerte

Erschließungsaufwendungen

Forschungsaufwendungen werden sofort ergebniswirksam erfasst.

Erschließungsaufwendungen werden aktiviert, wenn die Kriterien für die Erfassung des Vermögenswerts gemäß IAS 38 erfüllt sind. Aktivierte Erschließungsaufwendungen werden über die Nutzungsdauer des erfassten immateriellen Vermögenswertes abgeschrieben. Betrachtet man die Tätigkeiten des Konzerns, sind aktivierte Erschließungskosten nicht wesentlich.

Sonstige intern generierte oder erworbene immaterielle Vermögenswerte

Zu den sonstigen immateriellen Vermögenswerten gehören hauptsächlich:

―	gezahlte oder zu zahlende Beträge als Gegenleistung für Rechte im Zusammenhang mit Konzessionsverträgen oder Verträgen über öffentliche Dienstleistungen;
―	bei Unternehmenszusammenschlüssen erworbene Kunden-Portfolios;
―	Rechte an Kraftwerkskapazitäten: Der Konzern half, den Bau bestimmter Kernkraftwerke zu finanzieren, die von Dritten betrieben werden, und erhielt als Gegenleistung das Recht, einen Teil der Produktion über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte, aber über höchstens 40 Jahre, abgeschrieben;
―	Entnahmerechte für Oberflächenwasser und Grundwasser, die nicht abgeschrieben werden, da sie auf unbestimmte Zeit gewährt werden;
―	Konzessionsvermögen;
―	die Marke GDF Gaz de France und Gaslieferverträge, die als Teil des Unternehmenszusammenschlusses mit Gaz de France 2008 erworben wurden.

Immaterielle Vermögenswerte werden auf der Basis der erwarteten Verbrauchsgewohnheiten der erwarteten künftigen Wirtschaftsleistungen abgeschrieben, die in dem Vermögenswert verkörpert sind. Können diese Gewohnheiten nicht zuverlässig bestimmt werden, wird die lineare Abschreibung angewandt, ausgehend jeweils von folgender Nutzungsdauer (in Jahren).

	Nutzungsdauer
	minimal	maximal
---	---	---
Konzessionsrechte	10	65
Kunden-Portfolios	10	40
Sonstige immaterielle Vermögenswerte	1	40

Einige immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmten Nutzungsdauer, wie Warenzeichen und Wasserentnahmerechte, werden nicht abgeschrieben.

1.4.5 Sachanlagen

1.4.5.1 Ersterfassung und nachfolgende Bewertung

Sachanlagen werden zu den Anschaffungskosten abzüglich kumulierter Abschreibung und der Wertminderungsverluste erfasst.

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

Investitionszulagen werden vom Bruttowert des jeweiligen Vermögenswerts abgezogen.

Gemäß IAS 16 enthalten die anfänglichen Kosten von Sachanlagen eine anfängliche Kostenschätzung für Abbau und Entfernen des Postens und für die Wiederherstellung des Standorts, an dem er sich befindet, wenn das Unternehmen gesetzlich oder faktisch dazu verpflichtet ist, den Posten abzubauen oder den Standort wiederherzustellen. Eine entsprechende Rückstellung für diese Verpflichtung in Höhe des Bestandteils des Vermögenswerts wird ausgewiesen.

Sachanlagen, die über Finanzierungsleasing erworben wurden, werden in der Konzernbilanz zum Marktwert oder Barwert der entsprechenden Mindestleasingzahlungen bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher Wert der niedrigere ist. Die entsprechende Schuld ist unter Fremdkapital erfasst. Diese Vermögenswerte werden mit den gleichen Methoden und der Nutzungsdauer abgeschrieben, wie im Folgenden dargestellt.

Der Konzern wendet IAS 23 in der überarbeiteten Fassung an, nach der Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zugeordnet werden können, als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert werden.

Kissengas

"Kissen"-Gas, das in unterirdische Lagerstätten injiziert wird, ist wesentlich um zu sichern, dass die Speicher effizient betrieben werden können, daher ist es untrennbar mit den Speichern verbunden. Anders als "Arbeits"-Gas, das in den Vorräten enthalten ist, wird Kissengas bei den Sachanlagen erfasst. Es wird zum durchschnittlichen Einkaufspreis unabhängig von seiner Herkunft, zuzüglich Kosten für Wiederverdampfung, Transport und Injektion bewertet.

1.4.5.2 Abschreibung

Gemäß dem Komponenten-Ansatz wird jede maßgebliche Komponente einer Sachanlage mit einer anderen Nutzungsdauer als der des Hauptvermögenswerts, auf den sie sich bezieht, einzeln über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.

Sachanlagen werden mit der linearen Abschreibungsmethode jeweils über die folgende Nutzungsdauer abgeschrieben:

Hauptabschreibungsperioden (Jahre)

	minimal	maximal
Anlagen und Maschinen
• Energie
Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung	5	60
Installation - Instandhaltung	3	10
Hydraulische Anlagen und Maschinen	20	65
• Umwelt	2	70
Sonstige Sachanlagen	2	33

Die Spanne der Nutzungsdauer ist der Vielfalt der Vermögenswerte in jeder Kategorie geschuldet. Die kürzeren Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausrüstung und Möbel, während es bei den längeren um Netzinfrastrukturen und Lagerstätten 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.

Einrichtungen für Wasserkraftwerke, die der Konzern betreibt, werden über die Vertragslaufzeit oder die Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben in Abhängigkeit davon, welche die kürzere ist, wobei die Verlängerung der Konzessionslaufzeit berücksichtigt wird, sofern es eine solche Verlängerung mit angemessener Sicherheit gibt.

Kissengas wird linear über einen Zeitraum von 60 Jahren abgeschrieben.

1.4.6 Vermögenswerte im Zusammenhang mit der Exploration und Produktion von Bodenschätzen

Der Konzern wendet IFRS 6 - Exploration und Evaluierung von Bodenschätzen - an.

Geologische und geophysikalische Studien werden in dem Jahr, in dem sie anfallen, erfolgswirksam erfasst.

Explorationskosten (bei denen es sich nicht um geologische und geophysikalische Studien handelt) werden vorübergehend in den "vorläufig aktivierten Kosten" erfasst, bis eine Bestätigung der technischen Machbarkeit und kommerziellen Nutzbarkeit der abzubauenden Ressourcen vorliegt. Diese Bohrkosten zu Explorationszwecken werden vorläufig aktiviert, wenn die folgenden zwei Bedingungen erfüllt sind:

―	es wurden genügend Reserven gefunden, um eine Fertigstellung als Produktionssonde zu rechtfertigen, wenn die erforderlichen Investitionsausgaben getätigt sind;
―	der Konzern hat bei der Ermittlung vorhandener Reserven signifikante Fortschritte gemacht, und das Projekt ist technisch machbar. Dieser Fortschritt wird nach Kriterien bestimmt, wie der Frage, ob zusätzliche Explorationstätigkeit (Bohrungen, seismische Studien oder sonstige signifikante Untersuchungen) eingeleitet oder für die nahe Zukunft fest geplant sind. Der Fortschritt wird auch aufgrund der Aufwendungen bewertet, die bei der Durchführung von Erschließungsstudien angefallen sind, und aufgrund der Tatsache, dass der Konzern auf entsprechende Genehmigungen für das Projekt von der Regierung oder von Dritten warten muss oder auf verfügbare Transportkapazität oder Verarbeitungskapazität in bestehenden Anlagen.

Nach dieser als "successful efforts" bezeichneten Methode werden die entsprechenden Kosten, wenn die Explorationsphase mit dem Nachweis wirtschaftlich nutzbarer Reserven endete, bei den Sachanlagen erfasst und über den Zeitraum, in dem die Reserven abgebaut werden, abgeschrieben. Andernfalls werden die Kosten sofort ergebniswirksam erfasst.

Die Abschreibung setzt ein, wenn das Ölfeld zu produzieren beginnt.

Produktionsgüter, einschließlich Kosten der Flächensanierung, werden nach der leistungsbedingten Abschreibung (unit of production method - UOP) in dem Maße abgeschrieben, in dem sich das Ölfeld erschöpft, und basierend auf nachgewiesenen erschlossenen Reserven.

1.4.7 Konzessionsvereinbarungen

SIC 29, Angaben zu Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen, wurde im Mai 2001 veröffentlicht und beschreibt die Angaben, die im Anhang zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers gemacht werden müssen.

Behandlung von Konzessionen nach IFRIC 12

Am 30. November 2006 veröffentlichte die IFRIC IFRIC 12 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen -, bei des es um die buchhalterische Behandlung geht, die der Konzessionsnehmer für bestimmte Konzessionsvereinbarungen anwenden muss.

Diese Interpretationen stellen die allgemeinen Merkmale von Konzessionsvereinbarungen klar:

―	Konzessionsvereinbarungen beziehen sich auf die Bereitstellung öffentlicher Dienstleistungen und das Betreiben der damit verbundenen Infrastruktureinrichtungen, zusammen mit speziellen Verpflichtungen zu Kapitalerneuerung und Wiederbeschaffung.
―	der Konzessionsgeber ist vertraglich verpflichtet, diese Dienstleistungen für die Öffentlichkeit bereitzustellen (dieses Kriterium muss erfüllt sein, damit die Vereinbarung als Konzession gewertet wird);
―	der Betreiber ist zumindest teilweise für den Betrieb der Infrastruktureinrichtung verantwortlich und handelt nicht nur stellvertretend für den Konzessionsgeber in dessen Namen;
―	der Vertrag regelt die Ausgangspreise, die der Betreiber verlangen kann, sowie die Preisanpassungen während der Laufzeit der Vereinbarung;

Damit eine Konzessionsvereinbarung in den Rahmen von IFRIC 12 fällt, muss die Verwendung der Infrastruktureinrichtung durch den Konzessionsgeber kontrolliert werden. Diese Anforderung ist erfüllt, wenn:

―	der Konzessionsgeber kontrolliert oder bestimmt, welche Dienstleistungen der Betreiber mit der Infrastruktureinrichtung zu erbringen hat, an wen er sie zu erbringen hat und zu welchem Preis, und wenn
―	der Konzessionsgeber die Infrastruktureinrichtung kontrolliert, d. h. nach Ablauf der Vereinbarung das Recht hat, die Infrastruktureinrichtung zurückzuerhalten.

Nach IFRIC 12 müssen die Rechte, des Betreibers an einer Infrastruktureinrichtung, die aufgrund einer Konzessionsvereinbarung betrieben wird, ausgehend von der Partei bilanziert werden, die für die Zahlung verantwortlich ist, also:

―	wird das Modell "immaterielle Vermögenswerte" angewandt, wenn der Betreiber berechtigt ist, für die Nutzung des Vermögenswertes des öffentlichen Sektors Kosten in Rechnung zu stellen, und wenn die Nutzer primär für die Bezahlung des Betreibers für diese Dienstleistungen verantwortlich sind;
―	wird das Modell "finanzieller Vermögenswert" angewandt, wenn der Konzessionsnehmer einen unbedingten Anspruch darauf hat, Geldbeträge oder andere finanzielle Vermögenswerte entweder direkt vom Konzessionsgeber oder indirekt mittels einer Sicherheit zu erhalten, die der Konzessionsgeber für Beträge stellt, die er von Nutzern des Vermögenswerts des öffentlichen Sektors zu erhalten hat (z. B. über einen vertraglich garantierten internen Zinsfuß), oder wenn - mit anderen Worten - der Konzessionsgeber primär für die Zahlung verantwortlich ist.

"Primäre Verantwortung" bedeutet, dass zwar die Identität des für die Dienstleistungen Zahlenden kein wesentliches Kriterium ist, aber die Person, die letztendlich für die Zahlung verantwortlich ist, benannt sein muss.

In Fällen, in denen die örtliche Behörde den Konzern bezahlt, aber die Gebühren lediglich in Mittlerfunktion einzieht und die ausstehenden Beträge nicht garantiert ("Weiterreichungsvereinbarung"), ist das Modell der immateriellen Vermögenswerte zur Bilanzierung der Konzession anzuwenden, denn vom Grundsatz her sind die Nutzer primär für die Zahlung verantwortlich.

Bezahlen jedoch die Nutzer den Konzern, aber die örtliche Behörde garantiert, dass die Beträge für die Dauer des Vertrags gezahlt werden (z. B. mittels eines garantierten internen Zinsfußes), ist das Modell der finanziellen Vermögenswerte für die Bilanzierung der Infrastruktureinrichtung der Konzession zu verwenden, denn im Grundsatz ist die örtliche Behörde primär für die Zahlung verantwortlich. In der Praxis wird das Modell der finanziellen Vermögenswerte hauptsächlich für die Bilanzierung von BOT-Verträgen (bauen-betreiben-übertragen) genutzt, die mit örtlichen Behörden über öffentliche Dienstleistungen wie Kläranlagen und Hausmüllverbrennung abgeschlossen werden.

Ausgehend von diesen Grundsätzen:

―

wird eine Infrastruktureinrichtung, zu der der Betreiber vom Konzessionsgeber ohne Gegenleistung Zugang erhält, in der Konzernbilanz nicht ausgewiesen;

―

Anfangsinvestitionsausgaben werden wie folgt bilanziert:

―	nach dem Modell des immateriellen Vermögenswerts stellt der beizulegende Wert des Baus oder sonstiger Arbeit an der Infrastruktureinrichtung die Kosten des immateriellen Vermögenswerts dar, die bilanziert werden müssen, wenn die Infrastruktureinrichtung gebaut wird, vorausgesetzt, dass von diesem Werk zu erwarten ist, dass es künftigen wirtschaftlichen Nutzen generiert (z. B. Ausbau des Netzes). Wird solcher wirtschaftlicher Nutzen nicht erwartet, wird der Barwert von Verpflichtungen bezüglich des Baus und sonstiger Arbeit an der Infrastruktureinrichtung von Anfang an ausgewiesen mit einer entsprechenden Anpassung an die Schuld aus der Konzession,
―	nach dem Modell des finanziellen Vermögenswerts der vom Konzessionsgeber zu erhaltende Betrag zu der Zeit ausgewiesen, in der die Infrastruktureinrichtung gebaut wird, zum beizulegenden Zeitwert des Baus und sonstig ausgeführter Arbeit,
―	hat der Konzessionsgeber nur für einen Teil der Investition eine Zahlungsverpflichtung, werden die Kosten bei den finanziellen Vermögenswerten in der Höhe ausgewiesen, in der der Konzessionsgeber für sie garantiert, wobei der Differenzbetrag in die immateriellen Vermögenswerte eingeht ("Mischmodell").

Die Erneuerungskosten bestehen aus Verpflichtungen aus Konzessionsvereinbarungen mit potenziell unterschiedlichen Geschäftsbedingungen (Verpflichtung zur Sanierung der Fläche, Erneuerungsplan, Kontenverfolgung usw.).

Erneuerungskosten werden entweder als (i) immaterielle oder finanzielle Vermögenswerte - je nach anzuwendendem Modell - ausgewiesen, wenn zu erwarten ist, dass die Kosten künftigen wirtschaftlichen Nutzen generieren (d. h. sie erbringen eine Verbesserung); oder (ii) als Aufwendungen, wenn die Generierung eines solchen Nutzens nicht zu erwarten ist (d. h. die Infrastruktureinrichtung wird in ihren ursprünglichen Zustand zurückversetzt).

Kosten für die Rückversetzung des Vermögenswerts in seinen ursprünglichen Zustand werden als Erneuerungsvermögenswert oder Schuld ausgewiesen, wenn es einen zeitlichen Unterschied zwischen der Vertragsverpflichtung, die zeitproportional berechnet ist, und ihrer Ausführung gibt.

Die Kosten werden je nach Fall ausgehend von den Verpflichtungen errechnet, die mit jeder Vereinbarung einhergehen.

Sonstige Konzessionen

Infrastruktureinrichtungen bei Konzessionen, die nicht die Anforderungen von IFRIC 12 erfüllen, werden als Sachanlagen dargestellt.

Das trifft auf die Verteilung von Gas in Frankreich zu. Die entsprechenden Vermögenswerte werden nach IAS 16 bilanziert, denn GrDF betreibt sein Netz aufgrund langfristiger Konzessionsvereinbarungen, die gemäß dem französischen Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 größtenteils bei Ablauf verlängert werden.

1.4.8 Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Im Einklang mit IAS 36 werden Werthaltigkeitstests an Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten durchgeführt, wenn es Anzeichen dafür gibt, dass die Werte wertgemindert sein können. Derartige Hinweise können auf Ereignissen oder Veränderungen des Marktumfelds oder internen Informationsquellen beruhen. Immaterielle Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, werden jährlich auf ihre Werthaltigkeit getestet.

Indikatoren für Wertminderung

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte mit bestimmter Nutzungsdauer werden nur auf Werthaltigkeit getestet, wenn es Anzeichen für ihre Wertminderung gibt. Im Allgemeinen sind sie das Ergebnis signifikanter Änderungen des Umfelds, in dem die Vermögenswerte betrieben werden, oder wenn die Wirtschaftsleistung schlechter als erwartet ist.

Die wichtigsten Indikatoren für Wertminderung, die der Konzern verwendet, sind im Folgenden beschrieben.

―

externe Informationsquellen:

―	signifikante Veränderungen des wirtschaftlichen, technologischen, politischen oder Marktumfelds, in dem das Unternehmen tätig ist, oder das Zweck des Vermögenswerts ist,
―	Rückgang der Nachfrage,
―	Änderungen der Energiepreise und des Wechselkurses des US-Dollars,
―	der Buchwert eines Vermögenswerts überschreitet seine regulatorische Kapitalbasis;

―

interne Informationsquellen:

―	Nachweis von Veralten oder physischer Beschädigung, die im Abschreibungsplan nicht eingeplant sind,
―	schlechtere Leistung als erwartet,
―	Rückgang der Ressourcen für Exploration und Produktion.

Wertminderung

Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände werden - wie erforderlich - für jeden Vermögenswert oder jede Zahlungsmittel generierende Einheit (CGU), die nach IAS 36 ermittelt werden, auf Werthaltigkeit getestet. Ist der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts geringer als sein Buchwert, wird der Buchwert auf den erzielbaren Betrag wertberichtigt, indem eine Wertminderung ausgewiesen wird. Wird ein Wertminderungsaufwand angesetzt, muss der Abschreibungsbetrag - und möglicherweise die Nutzungsdauer - des entsprechenden Vermögenswerts berichtigt werden.

Ein Wertminderungsaufwand, der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte angesetzt wurde, kann später aufgehoben werden, wenn der erzielbare Betrag der Vermögenswerte wieder höher als ihr Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage, der auf eine Wertaufholung zurückgeht, darf den Buchwert nicht überschreiten, 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 zu prüfen, werden die Vermögenswerte nötigenfalls Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) zugeordnet, und der Buchwert jeder Einheit wird mit ihrem erzielbaren Betrag verglichen.

Bei Betriebseinheiten, die der Konzern auf langfristiger und fortgeführter Basis halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts seinem beizulegenden Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten oder seinem Nutzungswert, in Abhängigkeit davon, welches der höhere Betrag ist. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts des künftigen operativen Cashflows und eines Endwerts bestimmt. Angewandt werden Standardbewertungstechniken, die auf folgenden wirtschaftlichen Hauptangaben beruhen:

―	Abzinsungssätze, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen Betriebseinheiten basieren;
―	Endwerte nach den verfügbaren Marktdaten, speziell für die jeweiligen Geschäftssegmente, und Wachstumsraten im Zusammenhang mit diesen Endwerten, die die Inflationsrate nicht übersteigen.

Abzinsungssätze werden nach Steuern ermittelt und auf den Cashflow nach Steuern angewandt. Die erzielbaren Beträge, die aufgrund dieser Abzinsungssätze 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 von IAS 36 gefordert.

Bei Betriebseinheiten, für die der Konzern den Verkauf beschlossen hat, wird der entsprechende Buchwert der jeweiligen Vermögenswerte in Höhe des geschätzten Marktwerts, abzüglich Veräußerungskosten, berichtigt. Bei andauernden Verhandlungen wird dieser Wert aufgrund der besten Schätzung ihres Ergebnisses per Bilanzstichtag ermittelt.

Im Falle eines sinkenden Werts wird der Wertminderungsaufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns unter "Wertminderung" ausgewiesen.

1.4.9 Leasingverhältnisse

Der Konzern hält wegen seiner vielfältigen Tätigkeiten Vermögenswerte aus Leasing-Verträgen.

Diese Leasing-Verhältnisse werden nach den in IAS 17 dargestellten Situationen und Indikatoren analysiert um zu ermitteln, ob es sich um Operating-Leasing oder Finanzierungsleasing handelt.

Ein Finanzierungsleasing wird als Leasing-Verhältnis definiert, wenn es im Wesentlichen alle Risiken und Chancen, die mit dem Eigentum an dem entsprechenden Vermögenswert verbunden sind, auf den Leasingnehmer überträgt. Alle Leasing-Verhältnisse, die dieser Definition eines Finanzierungsleasings nicht entsprechen, werden als Operating Leasing klassifiziert.

Der Konzern zieht folgende wichtige Faktoren in Betracht um zu bewerten, ob ein Leasing-Verhältnis im Wesentlichen alle Risiken und Chancen, die mit dem Eigentum verbunden sind, überträgt: ob (i) der Leasinggeber am Ende der Laufzeit des Leasingverhältnisses dem Leasingnehmer das Eigentum an dem Vermögenswert überträgt; (ii) der Leasingnehmer die Option hat, den Vermögenswert zu erwerben und, wenn das zutrifft, welche Bedingungen für die Ausübung dieser Option gelten; (iii) die Laufzeit des Leasingverhältnisses den überwiegenden Teil der wirtschaftlichen Nutzungsdauer des Vermögenswertes umfasst; (iv) der Vermögenswert eine spezielle Beschaffenheit hat und (v) der Barwert der Mindestleasingzahlungen zumindest substanziell den gesamten beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts ausmacht.

1.4.9.1 Rechnungslegung für Finanzierungsleasing

Bei der Ersterfassung werden die als Finanzierungsleasing gehaltenen Vermögenswerte als Sachanlagen ausgewiesen, und die entsprechende Schuld als Fremdkapital erfasst. Bei Beginn des Leasing-Verhältnisses wird das Finanzierungsleasing mit Beträgen erfasst, die dem beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts entsprechen, oder, wenn sie niedriger sind, dem Barwert der Mindestleasingzahlungen.

1.4.9.2 Rechnungslegung für Operating Leasing

Zahlungen aus Operating Leasings werden als Aufwendung mit linearer Abschreibung über die Laufzeit des Leasing-Verhältnisses ausgewiesen.

1.4.9.3 Rechnungslegung für Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten

In IFRIC 4 geht es um das Erkennen von Dienstleistungen und Take-or-Pay-Verkäufen oder Kaufverträgen, die nicht die rechtliche Form eines Leasings haben, aber Kunden/Lieferanten Rechte zur Nutzung eines Vermögenswerts oder eine Gruppe von Vermögenswerten als Gegenleistung für eine Zahlung oder eine Reihe festgesetzter Zahlungen einräumen. Verträge, die diese Kriterien erfüllen, müssen entweder als Operating-Leasing-Verhältnis oder Finanzierungsleasing-Verhältnis identifiziert werden. Im letztgenannten Fall müssen die Finanzforderungen so ausgewiesen werden, dass sie die Finanzierung widerspiegeln, die als vom Konzern gewährt erscheint, wo er als Leasinggeber handelnd gilt und seine Kunden als Leasingnehmer.

Diese Interpretation geht den Konzern hauptsächlich mit folgendem Bezug an:

―	einige Kauf- und Verkaufsverträge für Energie, insbesondere wenn der Vertrag dem Käufer der Energie ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts einräumt;
―	bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit Vermögenswerten, die der Konzern hält.

1.4.10 Vorräte

Vorräte werden nach den Kosten oder dem Nettoveräußerungswert bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher der niedrigere ist. Der Nettoveräußerungswert entspricht dem geschätzten Verkaufspreis im gewöhnlichen Geschäftsbetrieb, abzüglich der geschätzten Fertigstellungskosten und der geschätzten Kosten, die für den Absatz nötig sind.

Die Kosten für Vorräte werden nach dem First-in-First-out-Prinzip oder nach der Durchschnittsmethode ermittelt

Eingekaufter Kernbrennstoff verbraucht sich über eine Reihe von Jahren im Prozess der Stromerzeugung. Der Verbrauch dieses Kernbrennstoffvorrats wird nach Schätzungen der Menge erzeugten Stroms pro Einheit Brennstoff erfasst.

Gasvorräte

In die Untergrundlagerstätten injiziertes Gas umfasst Arbeitsgas, das entnommen werden kann, ohne dem Betrieb des Speichers abträglich zu sein, und Kissengas, das untrennbar zu den Speichern gehört und wesentlich für deren Betrieb ist (vgl. Abschnitt 1.4.5 zu Sachanlagen).

Arbeitsgas wird bei den Vorräten eingestuft und zum gewichteten durchschnittlichen Einkaufspreis bei Eintritt in das Weiterleitungsnetz bewertet, unabhängig von seiner Herkunft, einschließlich etwaiger Wiederverdampfungskosten.

Abflüsse aus den Vorräten des Konzerns werden nach dem Prinzip der gewichteten durchschnittlichen Kosteneinheit bewertet.

Ein Wertminderungsaufwand wird ausgewiesen, wenn der Nettoveräußerungswert von Vorräten geringer ist als ihre gewichteten Durchschnittskosten sind.

Treibhausgas-Emissionsrechte

Ausgehend von der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft wurden mehreren Industriestandorten des Konzerns kostenfrei Treibhausgas-(THG)-Emissionsrechte eingeräumt. Laut Richtlinie müssen die Standorte jedes Jahr eine Zahl Zertifikate in Höhe der Gesamtemissionen aus den Anlagen während des vorhergehenden Kalenderjahrs abgeben. Daher muss der Konzern möglicherweise Emissionszertifikate auf dem Emissionshandelsmarkt erwerben, um einem Mangel an Zertifikaten, deren Abgabe gefordert ist, abzuhelfen.

Da es nach den IFRS keine speziellen Regeln für die buchhalterische Behandlung von THG-Emissionszertifikaten gibt, hat der Konzern entschieden, folgende Prinzipien anzuwenden:

―	Emissionszertifikate werden als Vorräte eingestuft, da sie im Produktionsprozess verbraucht werden;
―	kostenfrei überlassene Emissionszertifikate werden in der Bilanz zum Wert Null ausgewiesen;
―	auf dem Markt erworbene Emissionszertifikate werden als Anschaffungskosten verbucht.

Der Konzern weist am Jahresende eine Schuld für den Fall aus, dass er nicht genug Emissionszertifikate hat, um seine THG-Emissionen während der Periode abzudecken. Diese Schuld wird zum Marktwert der Zertifikate bewertet, die erforderlich sind, um seine Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen.

1.4.11 Finanzinstrumente

Finanzinstrumente werden nach IAS 32 und IAS 39 erfasst und bewertet.

1.4.11.1 Finanzielle Vermögenswerte

Zu den finanziellen Vermögenswerten gehören zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte, Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und finanzielle Vermögenswerte, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, einschließlich derivativer Finanzinstrumente.

Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

Zu den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten gehören Investitionen des Konzerns in nicht konsolidierte Gesellschaften und Eigenkapital- oder Schuldinstrumente, die nicht die Kriterien für eine Einstufung in eine andere Kategorie erfüllen (siehe unten).

Diese Posten werden beim erstmaligen Ansatz zum beizulegenden Zeitwert bewertet, was allgemein den Erwerbskosten zuzüglich Transaktionskosten entspricht. In der Folge werden zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte durch Anwendung der Durchschnittsmethode bewertet.

Zu jedem Bilanzstichtag werden zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei börsennotierten Gesellschaften wird der beizulegende Zeitwert nach der Marktpreisnotierung am Bilanzstichtag ermittelt. Bei nicht börsennotierten Gesellschaften wird der beizulegende Zeitwert mit den Standard-Evaluierungstechniken bewertet (Verweis auf kürzlich durchgeführte ähnliche Transaktionen, abgezinster künftiger Cashflow usw.).

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden direkt im ergebnisneutral verrechneten Ergebnis erfasst, es sei denn, der Wert der Investition sinkt in einem Maße unter ihre Anschaffungskosten, das als so signifikant oder anhaltend beurteilt wird, dass nötigenfalls eine Wertminderung vorgenommen werden muss. In diesem Fall erscheint der Verlust unter "Wertminderung" im Erlös. Nur Wertminderungsaufwand, der für Schuldinstrumente ausgewiesen ist (Gläubigerpapiere/Schuldverschreibungen), kann durch Erlöse aufgeholt werden.

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

Dieser Posten enthält hauptsächlich Darlehen und Vorauszahlungen an assoziierte oder nicht konsolidierte Unternehmen und Sicherheitshinterlegungen.

Beim ersten Ansatz werden diese Darlehen und Forderungen zum beizulegenden Zeitwert zuzüglich Transaktionskosten erfasst. An jedem Bilanzstichtag werden sie zu den fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode bewertet.

Beim ersten Ansatz werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht.

Wertminderungsaufwendungen werden nach der geschätzten Gefahr der Nichteinbringung erfasst. Dieser Posten enthält auch Beträge, die Kunden aus Fertigungsaufträgen schulden.

Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte

Diese finanziellen Vermögenswerte erfüllen die Kriterien der Qualifikation oder Zuordnung, die in IAS 39 beschrieben sind.

Dieser Posten enthält vor allem zu Handelszwecken gehaltene finanzielle Vermögenswerte und kurzfristige Investitionen, die die Kriterien für die Einstufung als Zahlungsmittel oder Zahlungsmitteläquivalent nicht erfüllen (vgl. Abschnitt 1.4.12). Die finanziellen Vermögenswerte werden am Bilanzstichtag zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

1.4.11.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten enthalten Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, derivative Finanzinstrumente, Verpflichtungen zu Kapitalerneuerung und Wiederbeschaffung und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten.

In der Konzernbilanz werden die finanziellen Verbindlichkeiten als kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten ausgewiesen. Zu den kurzfristigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören:

―	finanzielle Verbindlichkeiten, die innerhalb von 12 Monaten ab Bilanzstichtag beglichen oder fällig werden;
―	finanzielle Verbindlichkeiten, bezüglich derer der Konzern keinen unbedingten Anspruch darauf hat, die Begleichung um mindestens 12 Monate nach Bilanzstichtag zurückzustellen;
―	finanzielle Verbindlichkeiten, die primär für Handelszwecke gehalten werden;
―	derivative Finanzinstrumente, die zur Absicherung des beizulegenden Zeitwerts dienen, deren Basiswert als kurzfristiger Einzelwert klassifiziert ist;
―	alle Rohstoffhandelsderivate, die nicht die Voraussetzung einer Absicherung erfüllen.

Bewertung von Fremdkapital und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten

Fremdkapital und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten werden zu den fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode bewertet.

Beim ersten Ansatz werden Emissions- oder Rückzahlungsagios und Abzinsungen und Emissionskosten dem Nominalwert des entsprechenden Fremdkapitals hinzugefügt oder von ihm abgezogen. Diese Posten finden Berücksichtigung, wenn der Effektivzinssatz errechnet wird, sie werden daher nach dem Prinzip der fortgeführten Anschaffungskosten über die Laufzeit des Fremdkapitals in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

Bei strukturierten Finanzinstrumenten ohne Eigenkapitalbestandteil kann der Konzern aufgefordert werden, ein "eingebettetes" Derivatinstrument aus dem Basisvertrag herauszulösen. Im Folgenden werden die Bedingungen beschrieben, unter denen diese Instrumente herausgelöst werden müssen. Wird ein eingebettetes Derivat aus seinem Basisvertrag herausgelöst, wird der Anfangsbuchwert des strukturierten Instruments in einen eingebetteten Derivatbestandteil, der dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht, und eine finanzielle Verpflichtung als Bestandteil aufgegliedert, die der Differenz zwischen dem Emissionsbetrag und dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht. Die Trennung der Bestandteile beim ersten Ansatz verursacht keine Gewinne oder Verluste.

Die Schuld wird in der Folge mit der Effektivzinsmethode zu den fortgeführten Anschaffungskosten erfasst, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in den Erlös eingehen.

Verkaufsoptionen auf Minderheitsbeteiligungen

Zu den sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören Verkaufsoptionen, die der Konzern für Minderheitsanteile gewährt.

Da die IFRS keine spezielle Anleitung dazu geben, hat der Konzern folgende buchhalterische Behandlung dieser Verpflichtungen beschlossen:

―	Wird die Verkaufsoption erstmalig gewährt, wird der Barwert des Ausübungspreises als finanzielle Verbindlichkeit mit einer entsprechenden Verringerung der Minderheitsanteile ausgewiesen. Ist der Wert der Verkaufsoption höher als der Buchwert der Minderheitsanteile, wird die Differenz als Goodwill ausgewiesen;
―	zu jedem Bilanzstichtag wird die Höhe der finanziellen Verbindlichkeit geprüft, und alle Änderungen des Betrags werden mit einer entsprechenden Anpassung im Goodwill erfasst;
―	Dividendenzahlungen an Minderheitsanteile führen zu einer Erhöhung des Goodwill;
―	In der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns wird den Minderheitsanteilen ihr Anteil am Erlös zugeteilt. In der Konzernbilanz mindert der den Minderheitsbeteiligungen zugewiesene Erlösanteil den Buchwert des Goodwill. Hinsichtlich der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Verbindlichkeiten, die gegen den Goodwill gebucht sind, werden keine Finanzierungskosten ausgewiesen.

Im Falle eines preisgebundenen Verkaufs entspricht die Verbindlichkeit dem Barwert des Ausübungspreises.

Im Falle eines beizulegenden Zeitwerts oder einer Verkaufsoption zu variablem Preis wird die Verbindlichkeit nach den Schätzungen des beizulegenden Zeitwerts am Bilanzstichtag oder nach den Vertragsbedingungen bewertet, die aufgrund der neuesten Information auf den Ausübungspreis anwendbar ist.

Die Differenz zwischen der Höhe der Verbindlichkeit und dem Betrag der Minderheitsanteile wird vollständig dem Goodwill zugeschrieben, ohne Anpassung des beizulegenden Zeitwerts, und damit im Einklang mit der Methode, die der Konzern anwendet, um Rechnung über den Erwerb von Minderheitsanteilen zu legen.

1.4.11.3 Derivate und Hedge Accounting

Der Konzern setzt Finanzinstrumente ein, um eine Gefährdung durch Marktrisiken zu handhaben und zu verringern, die sich aus Schwankungen von Zinssätzen, Wechselkursen und Rohstoffpreisen, vor allem bei Gas und Strom, herleiten. Die Nutzung von Derivaten wird durch die Politik des Konzerns zum Umgang mit Risiken aus Zinssätzen, Währung und Waren bestimmt.

Definition und Zweck derivativer Finanzinstrumente

Derivative Finanzinstrumente sind Verträge: (i) deren Wert sich infolge von Änderungen einer oder mehrerer beobachtbarer Variablen ändert; (ii) die keine wesentliche Nettoerstinvestition erfordern und (iii) die zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.

Zu den Derivate gehören daher Swaps, Optionen, Futures und Swaptions sowie Forwards zum Kauf oder Verkauf von gelisteten und nicht gelisteten Wertpapieren und feste Verpflichtungen oder Optionen, nichtfinanzielle Vermögenswerte zu kaufen oder zu verkaufen, bei denen es um die physische Lieferung des Vertragsgegenstands geht.

Bei Käufen und Verkäufen von Strom und Erdgas analysiert der Konzern systematisch, ob der Vertrag innerhalb der "gewöhnlichen" Geschäftstätigkeit geschlossen wurde und daher nicht in den Geltungsbereich von IAS 39 fällt. Diese Analyse besteht zunächst darin nachzuweisen, dass der Vertrag zu dem Zweck geschlossen und gehalten wird, die physische Lieferung der Waren vorzunehmen oder abzunehmen, wie es dem erwarteten Bedürfnis des Konzerns von Kauf, Verkauf und Verwendung entspricht.

Der zweite Schritt ist der Nachweis, dass:

―	es nicht Praxis des Konzerns ist, derartige Verträge auf Nettobasis zu erfüllen. Insbesondere sieht der Konzern Terminkäufe oder -verkäufe mit der physischen Lieferung des Gegenstands, die dem alleinigen Zweck dienen, die Energievolumen des Konzerns auszugleichen, nicht als netto zu erfüllende Verträge an;
―	der Vertrag wird nicht mit dem Ziel ausgehandelt, eine finanzielle Arbitrage zu realisieren;
―	der Vertrag ist kein Äquivalent für eine geschriebene Option. Insbesondere bei den Stromverkäufen, die dem Käufer eine gewisse Flexibilität hinsichtlich der gelieferten Volumen gestatten, unterscheidet der Konzern zwischen Verträgen, die ein Äquivalent für Umsätze von Kapazität sind - die als Transaktionen 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 IAS 39. Eine entsprechende spezielle Dokumentation wird zusammengestellt, um diese Analyse zu stützen.

Eingebettete Derivate

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.

Die wichtigsten Verträge des Konzerns, die eingebettete Derivate enthalten könnten, sind Verträge mit Klauseln oder Optionen, die den Vertragspreis, das Volumen oder die Fälligkeit betreffen. 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 berichtigt wird, der nicht Vertragsgegenstand ist.

Eingebettete Derivate werden aus dem Basisvertrag herausgelöst und als Derivate bilanziert, wenn:

―	der Basisvertrag kein Finanzinstrument ist, das ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird;
―	wenn das eingebettete Derivat nach Herauslösung aus dem Basisvertrag die Kriterien für die Klassifizierung als Finanzinstrument erfüllt (Vorhandensein eines Objekts, keine wesentliche Nettoerstinvestition, Begleichung zu einem späteren Zeitpunkt) und
―	seine Merkmale nicht eng mit denen des Basisvertrags verbundenen sind. Die Analyse der Merkmale des Derivats bezüglich ihrer "engen Verbundenheit" mit dem Basisvertrag erfolgt, wenn der Vertrag unterzeichnet wird.

Eingebettete Derivate, die aus dem Basisvertrag herausgelöst sind, werden in der Konzernbilanz zum beizulegenden Zeitwert ausgewiesenen, wobei die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts bei den Erlösen erfasst sind (sofern nicht das eingebettete Derivat Teil einer designierten Sicherungsbeziehung ist).

Sicherungsinstrumente: Ansatz und Darstellung

Derivate, die die Voraussetzung eines Sicherungsinstruments erfüllen, werden in der Konzernbilanz ausgewiesen und zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Doch unterscheidet sich ihre buchhalterische Behandlung in Abhängigkeit davon, ob sie eingestuft sind als:

―	Absicherung eines beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Schuld;
―	Cashflow-Absicherung;
―	Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb.

Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts

Eine Absicherung eines beizulegenden Zeitwerts wird als Sicherung gegen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts eines ausgewiesenen Vermögenswerts oder einer ausgewiesenen Schuld definiert, wie Festzinsdarlehen oder Fremdkapital oder von Vermögenswerten, Verbindlichkeiten oder einer nicht erfassten vertraglichen Verpflichtung in einer Fremdwährung.

Gewinn oder Verlust aus der Neubewertung des Sicherungsinstruments zum beizulegenden Zeitwert werden im Erlös ausgewiesen. Gewinn oder Verlust bei der abgesicherten Position, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert der abgesicherten Position und wird auch im Erlös ausgewiesen, auch wenn sich der abgesicherte Posten in einer Kategorie befindet, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts im Eigenkapital verbucht werden. Diese beiden Anpassungen werden netto in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Absicherung entspricht.

Cashflow-Hedges

Ein Cashflow-Hedge ist die Absicherung gegen das Risiko schwankender Zahlungsströme, das Auswirkungen auf den Erlös des Konzerns haben könnte. Der abgesicherte Cashflow kann einem besonderen Risiko geschuldet sein in Verbindung mit einem ausgewiesenen finanziellen oder nicht finanziellen Vermögenswert oder mit einer mit hoher Wahrscheinlichkeit eintretenden künftigen Transaktion.

Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument, der als effektive Absicherung ermittelt wird, ist direkt im Eigenkapital zu erfassen, abzüglich Steuern, während der unwirksame Teil beim Erlös ausgewiesen wird.

Die Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital akkumuliert wurden, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns unter dem gleichen Titel umgebucht wie Verlust oder Gewinn der abgesicherten Position - d. h. kurzfristiges Betriebsergebnis für operative Cashflows und Finanzerträge oder -aufwendungen für sonstige Cashflows - in den gleichen Perioden, in denen sich der abgesicherte Cashflow auf den Erlös auswirkt.

Wird das Sicherungsverhältnis beendet, vor allem, weil die Absicherung nicht mehr als effektiv gilt, verbleiben der kumulative Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument separat im Eigenkapital, bis es zu der prognostizierten Transaktion kommt. Ist jedoch eine prognostizierte Transaktion nicht länger wahrscheinlich, werden der kumulative Gewinn oder Verluste aus dem Sicherungsinstrument im Erlös ausgewiesen.

Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb

Genau wie beim Cashflow-Hedge ist der Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument, der als effektive Absicherung des Währungsrisikos ermittelt wird, direkt im Eigenkapital zu erfassen, abzüglich Steuern, während der unwirksame Teil beim Erlös ausgewiesen wird. Die Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital akkumuliert wurden, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns umgebucht, wenn die Investition verkauft wird.

Identifizierung und Dokumentation von Sicherungsverhältnissen

Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Posten werden zu Beginn des Sicherungsverhältnisses designiert. In jedem Fall wird das Sicherungsverhältnis förmlich dokumentiert unter Angabe der Absicherungsstrategie, der abgesicherten Gefahr und der Methode zur Bewertung der Effektivität der Absicherung. Nur Derivatverträge mit externen Parteien kommen für die Absicherungs-Rechnungslegung in Frage.

Die Effektivität der Absicherung wird zu Beginn des Absicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und in der Folge fortlaufend über die Perioden, für die die Absicherung designiert wurde. Absicherungen werden als effizient angesehen, wenn Änderungen beim beizulegenden Zeitwert oder Zahlungsströme zwischen dem Hedging-Instrument und dem abgesicherten Posten in einer Spanne von 80%-125% kompensiert werden.

Die Wirksamkeit der Absicherung wird mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachgewiesen, die hauptsächlich auf einem Vergleich von Änderungen im beizulegenden Zeitwert oder Cashflow zwischen Sicherungsinstrument und abgesichertem Posten beruhen. Auch Methoden, die auf einer Analyse statistischer Korrelationen zwischen Angaben zum Anschaffungspreis basieren, werden eingesetzt.

Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen: Erfassung und Darstellung

Bei diesen Posten geht es hauptsächlich um derivative Finanzinstrumente für wirtschaftliche Absicherungen, die nicht oder nicht mehr als Absicherungsverhältnisse für die Zwecke der Rechnungslegung dokumentiert werden.

Erfüllt ein derivatives Finanzinstrument die Voraussetzung für eine Rechnungslegung als Absicherungsverhältnis nicht oder nicht mehr, werden die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Erlös unter "Marktbewertung" oder "Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente" im kurzfristigen Betriebsergebnis für Derivate ausgewiesen, wenn nichtfinanzielle Vermögenswerte Vertragsgegenstand sind, und bei den Finanzerträgen oder -aufwendungen für Währung, Zinssatz und Eigenkapitalderivate.

Derivate, die der Konzern in Verbindung mit unternehmenseigenen Energiehandelstätigkeiten und Energiehandel im Namen von Kunden einsetzt, und sonstige Derivate, die in weniger als 12 Monaten auslaufen, werden in der Konzernbilanz unter kurzfristige Vermögenswerte und Schulden ausgewiesen, während Derivate, die nach diesem Zeitraum auslaufen, als langfristige Positionen klassifiziert werden.

Bewertung des beizulegenden Zeitwerts

Der beizulegende Zeitwert börsennotierter Instrumente auf einem aktiven Markt wird durch den Bezug auf den Marktpreis bestimmt. In diesem Falle werden diese Instrumente auf Stufe 1 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt.

Der beizulegende Zeitwert von nicht auf einem aktiven Markt notierten Finanzinstrumenten wird durch direkte oder indirekte Nutzung von beobachtbarem Markt-Input bestimmt. Diese Instrumente werden auf Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt.

Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt und keine beobachtbaren Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.

Die Modelle zur Evaluierung dieser Instrumente berücksichtigen Annahmen, die auf Markt-Input basieren:

―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird durch Verweis auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem der künftige Cashflow-Spread abgezinst wird (Differenz zwischen Terminkurs aus dem Vertrag und dem Terminkurs, der nach den neuen Marktbedingungen neu berechnet wird, die auf den Nominalbetrag anzuwenden sind);
―	der beizulegende Zeitwert von Währungsoptionen und Zinsoptionen wird nach Optionspreismodellen berechnet;
―	Warenderivatverträge werden durch Bezug auf gelistete Marktpreise evaluiert, ausgehend vom Barwert künftiger Cashflows (Warenswaps oder Commodity-Termingeschäfte) Optionspreismodellen (Optionen), in Abhängigkeit davon, wie die Marktpreisvolatilität berücksichtigt werden kann. Verträge mit Fälligkeiten, die die Tiefe von Transaktionen überschreiten, für die Preise beobachtbar sind, oder die besonders komplex sind, können aufgrund interner Annahmen evaluiert werden;
―	im Falle komplexer Verträge mit unabhängigen Finanzinstitutionen verwendet der Konzern ausnahmsweise Werte, die die andere Vertragspartei festgelegt hat.

Diese Instrumente werden auf Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt, sofern sich die Evaluierung nicht im Wesentlichen auf Daten stützt, die nicht beobachtbar sind; in diesem Fall werden sie auf Stufe 3 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt. Das trifft zumeist auf Derivate zu, deren Fälligkeit die Zeit der beobachtbaren Marktdaten für den Vertragsgegenstand überschreitet, oder wenn einige den Vertragsgegenstand betreffende Daten nicht beobachtbar sind.

1.4.12 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Zu diesen Posten gehören Zahlungsmitteläquivalente ebenso wie kurzfristige Investitionen, die leicht in eine bekannte Zahlungsmittelmenge umgewandelt werden können und bei denen die Gefahr einer Änderung ihres Werts nach den Maßstäben in IAS 7 vernachlässigbar scheinen.

Kontokorrentkredite fallen nicht in die Berechnung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, sie werden unter "Kurzfristiges Fremdkapital" erfasst.

1.4.13 Eigene Aktien

Eigene Aktien werden als Kosten ausgewiesen und vom Eigenkapital abgezogen. Gewinne und Verluste bei Veräußerungen von eigenen Aktien werden direkt in das Eigenkapital gebucht und wirken sich daher nicht auf den Erlös in der Periode aus.

1.4.14 Anteilsbasierte Vergütung

Nach IFRS 2 werden anteilsbasierte Vergütungen, die als Gegenleistung für Dienstleistungen gezahlt werden, als Personalkosten gebucht. Diese Dienstleistungen werden nach dem beizulegenden Zeitwert der zuerkannten Instrumente bewertet.

Anteilsbasierte Vergütungen können sich auf Ausgleich durch Eigenkapitalinstrumente oder auf Barausgleich beziehen.

Ausgleich durch Eigenkapitalinstrumente

1.4.14.1 Aktienoptionsprogramme

Optionen, die der Konzern seinen Mitarbeitern gewährt, werden am Tag der Gewährung mit einem Binomialmodell für Optionen ohne Ausübungshürde oder mit einem Monte-Carlo-Preismodell für Optionen mit Ausübungshürde bewertet. Diese Modelle berücksichtigen die Merkmale des entsprechenden Programms (Ausübungspreis, Ausübungszeitraum, Ausübungshürde, falls zutreffend), die Marktdaten zur Zeit der Gewährung (risikofreie Anlage, Aktienpreis, Volatilität, erwartete Dividenden) und eine Verhaltensvermutung gegenüber den Begünstigten. Der ermittelte Wert wird in der Wartefrist bei den Personalkosten erfasst, aufgerechnet gegen das Eigenkapital.

1.4.14.2 Arbeitnehmern gewährte Aktien

Der beizulegende Zeitwert für Gratisaktienprogramme wird im Verhältnis zum Aktienpreis am Gewährungstag geschätzt, wobei zu berücksichtigen ist, dass während der Wartefrist keine Dividenden gezahlt werden, und ausgehend von der geschätzten Umsatzhöhe bei den jeweiligen Mitarbeitern und der Wahrscheinlichkeit, dass der Konzern seine Leistungsziele erfüllen wird. Die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts berücksichtigt auch die Nichtübertragbarkeitszeit bei diesen Instrumenten. Die Kosten für den Arbeitnehmern gewährte Aktien werden in der Wartefrist für die Rechte als Aufwand gebucht und gegen das Eigenkapital gerechnet.

1.4.14.3 Aktienkaufprogramme für Arbeitnehmer

Die Unternehmenssparpläne des Konzerns ermöglichen den Arbeitnehmern, Aktien zu einem Preis zu zeichnen, der unter dem Marktpreis liegt. Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die nach Aktienkaufplänen für Arbeitnehmer bewilligt werden, wird am Gewährungstag geschätzt, ausgehend von diesem Abschlag, der den Arbeitnehmern eingeräumt wurde, und der Nichtübertragbarkeitsfrist für die gezeichneten Aktien. Die Kosten für die Aktienkaufprogramme für Arbeitnehmer werden vollständig erfasst und gegen das Eigenkapital gerechnet.

Barausgleichsinstrumente

In einigen Ländern, in denen die nationale Gesetzgebung den Konzern daran hindert, seinen Arbeitnehmern Aktienkaufprogramme anzubieten, sind virtuelle Aktienoptionen (share appreciation rights -SARs) die zuerkannten Instrumente. SARs werden bar beglichen. Ihr beizulegender Zeitwert wird über die Wartefrist für die Rechte als Aufwand gebucht mit einer Gegenrechnung bei personalbezogenen Verbindlichkeiten.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Verbindlichkeit erscheinen für jede Periode im Erlös.

1.4.15 Rückstellungen

1.4.15.1 Rückstellungen für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen für Arbeitnehmer

Je nach geltender Gesetzgebung und Praxis in den Ländern, in denen GDF SUEZ tätig ist, haben die Unternehmen des Konzerns Verpflichtungen im Hinblick auf Pensionen, Vorruhestandszahlungen, Sonderzahlungen für langjährige Unternehmenszugehörigkeit und sonstige Leistungsprogramme. Solche Leistungen gelten generell für alle Arbeitnehmer in den jeweiligen Unternehmen.

Die Verpflichtungen des Konzerns im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer werden nach IAS 19 erfasst und bewertet. Demzufolge:

―	werden die Kosten für beitragsorientierte Pläne nach der Höhe der Beiträge, die in der Periode zu zahlen sind, als Aufwand erfasst;
―	werden die Verpflichtungen des Konzerns im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer aus den leistungsorientierten Pensionsplänen versicherungsmathematische nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren geschätzt. Diese Berechnungen basieren auf Annahmen zu Mortalität, Personalfluktuation und geschätzten künftigen Lohnsteigerungen sowie den Wirtschaftsbedingungen für jedes Land oder jede Tochtergesellschaft des Konzerns. Die Abzinsungssätze werden im Verhältnis zur Rendite qualitativ hochwertiger Industrieanleihen am Bewertungstag in der jeweiligen geografischen Region ermittelt (oder Staatsanleihen in Ländern, in denen es keine repräsentativen Märkte für solche Industrieanleihen gibt).

Rückstellungen werden vorgenommen, wenn Verpflichtungen aus diesen Plänen, abzüglich eines nicht erfassten nachzuberechnenden Dienstzeitaufwands, den beizulegenden Zeitwert von Planvermögen überschreiten. Ist das Planvermögen (nötigenfalls gedeckelt) größer als die entsprechenden Verpflichtungen, wird der Mehrbetrag unter "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte" oder unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" als Vermögenswert gebucht.

Bezüglich der Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses hat der Konzern 2006 die Wahl getroffen, die nach IAS 19 mögliche Option zu nutzen, die Korridormethode aufzugeben.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Änderungen der versicherungsmathematischen Annahmen und aus erfahrungsbedingten Anpassungen werden seitdem als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis erfasst. Falls erforderlich, werden Anpassungen aus der Anwendung der Obergrenze auf die Nettovermögenswerte bei überfinanzierten Plänen auf ähnliche Weise behandelt.

Doch werden versicherungsmathematische Gewinne und Verluste bei sonstigen langfristigen Leistungen wie Treueprämien weiterhin unmittelbar im Erlös verbucht.

Der Zinsaufwand bei Pensionen und sonstigen Leistungen für Arbeitnehmer und der erwartete Ertrag aus dem entsprechenden Planvermögen werden als Finanzaufwand dargestellt.

1.4.15.2 Sonstige Rückstellungen

Der Konzern nimmt eine Rückstellung vor, wenn er eine bestehende Verpflichtung hat (gesetzlich oder faktisch), von deren Abgeltung zu erwarten ist, dass sie zu einem Abfluss von Mitteln führt, die den wirtschaftlichen Nutzen verkörpern, ohne entsprechende Gegenleistung.

Eine Restrukturierungsrückstellung wird gebildet, wenn die allgemeinen Kriterien für das Bilden einer Rückstellung erfüllt sind, d. h. wenn der Konzern einen detaillierten förmlichen Plan für die Restrukturierung hat und angemessene Erwartungen bei denen auslöst, die die Restrukturierung durchführen, indem sie den Plan umsetzen, oder indem die Betreffenden über die Hauptzüge des Plans informiert werden.

Rückstellungen mit einer Fälligkeit von mehr als 12 Monaten werden abgezinst, wenn der Abzinsungseffekt wesentlich ist. Die wichtigsten langfristigen Rückstellungen des Konzerns sind Rückstellungen für die Aufarbeitung radioaktiver Abfälle und ihre Lagerung, Rückstellungen zur Demontage von Anlagen und Rückstellungen für Flächensanierungsaufwand. Der angesetzte Abzinsungssatz (oder die -sätze) spiegeln die gängigen Markteinschätzungen des Zeitwerts des Geldes und die Risiken wider, die der entsprechenden Schuld innewohnen. Aufwendungen für die Auflösung von Abzinsungsanpassungen bei langfristigen Rückstellungen werden unter sonstigen Finanzerträgen und -aufwendungen verbucht.

Eine Rückstellung wird gebildet, wenn der Konzern eine bestehende gesetzliche oder faktische Verpflichtung hat, Anlagen abzubauen oder Flächen zu sanieren. Gleichzeitig wird ein Vermögenswert angesetzt, indem die Verpflichtung zur Demontage in den Buchwert der jeweiligen Anlagen aufgenommen wird. Anpassungen der Rückstellung infolge späterer Änderungen des erwarteten Mittelabflusses, des Zeitpunkts der Demontage oder des Abzinsungssatzes werden symmetrisch vom Aufwand des entsprechenden Vermögenswerts abgezogen oder ihm hinzugefügt. Die Auswirkungen einer Bereinigung der Abzinsung werden für die Periode bei den Aufwendungen verbucht.

1.4.16 Erträge

Die Konzernerträge (wie in IAS 18 definiert) werden in der Hauptsache wie folgt generiert:

―	Energieverkäufe;
―	Erbringen von Dienstleistungen;
―	Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge.

Erträge aus dem Verkauf von Waren werden bei Lieferung erfasst, d. h. wenn die Risiken und Chancen am Eigentum auf den Käufer übergehen. Erträge aus Dienstleistungen und Fertigungsaufträgen werden mit der Methode der Teilgewinnrealisierung erfasst. In beiden Fällen werden die Erträge erst angesetzt, wenn der Transaktionspreis feststeht oder zuverlässig ermittelt werden kann und der Eingang der Beträge wahrscheinlich ist.

Erträge werden zum beizulegenden Zeitwert der empfangenen Gegenleistung oder Forderung bewertet. Hat eine aufgeschobene Zahlung eine wesentliche Auswirkung auf die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts dieser Gegenleistung, wird das durch Abzinsung künftiger Eingänge berücksichtigt.

1.4.16.1 Energieverkäufe

Diese Erträge enthalten hauptsächlich Verkäufe von Strom und Gas, Transport- und Verteilungsgebühren für Dienstleistungen wie Instandhaltung des Strom- und Gasverteilungsnetzes und Verkäufe von Heizungsnetzen.

Sie werden angesetzt, wenn ein förmlicher Vertrag mit der Gegenpartei der Transaktion unterzeichnet wird.

Ein Teil des Preises, den der Konzern aus langfristigen Energieverkaufsverträgen erhält, ist fix und nicht volumenbasiert. Der Festbetrag ändert sich während der Vertragslaufzeit. Nach IAS 18 werden Erträge aus diesen Verträgen auf der Grundlage der linearen Abschreibung erfasst, weil sich der beizulegende Zeitwert für die erbrachten Dienstleistungen im Wesentlichen von einer Periode zur nächsten nicht ändert.

Nach IAS 1 und IAS 18 werden sowohl die unternehmenseigenen Energiehandelstransaktionen als auch der Energiehandel im Namen von Kunden nach Verrechnung von Verkäufen und Einkäufen bei den "Erträgen" erfasst. Wenn Verkaufsverträge und ähnliche Kaufverträge gegengerechnet werden, oder wenn Verkaufsverträge als Teil einer Kompensationsstrategie geschlossen werden, wird der Beitrag der unternehmensbezogenen Energiehandelstätigkeit (Großhandel oder Arbitrage) zu den Vermögenswerten mit dem Ziel der Optimierung von Produktionsvermögen und der Portfolios für Brennstoffeinkauf/Energieverkauf nach dem gleichen Prinzip auf Nettobasis bei den Erträgen angesetzt.

1.4.16.2 Erbringen von Dienstleistungen

Umwelt

Wasser

Erträge aus Wasserverteilung werden nach an die Kunden gelieferten Volumen erfasst, das entweder konkret gemessen und abgerechnet oder nach Austritt aus dem Versorgungsnetz geschätzt wird.

Für Dienstleistungen im Abwasserbereich und bei der Abwasserreinigung ist der Preis für die Dienstleistungen entweder in der Rechnung für die Wasserversorgung enthalten, oder er wird den lokalen Behörden oder den jeweiligen Industriekunden eigens berechnet.

Provisionen von Konzessionsgebern werden als Erträge verbucht.

Abfalldienste

Erträge aus der Abfallabholung werden generell nach Tonnage und der vom Betreiber bereitgestellten Dienstleistung erfasst.

Erträge aus sonstigen Formen der Aufbereitung (hauptsächlich Sortieren und Verbrennen) werden nach den Volumen erfasst, die der Betreiber verarbeitet hat, sowie nach Nebenerträgen aus Recycling und Wiederverwendung, wie dem Verkauf von Papier, Pappe, Glas, Metall und Kunststoff in den Sortierzentren und dem Verkauf von Strom und Wärme aus den Verbrennungsanlagen.

Energiedienstleistungen

Diese Erträge beziehen sich hauptsächlich auf Installation, Wartung und Energiedienstleistungen und werden gemäß IAS 18 erfasst, wonach Dienstleistungen auf der Grundlage der Teilgewinnrealisierung zu bilanzieren sind.

1.4.16.3 Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge

Erträge aus Fertigungsaufträgen werden mit der Methode der Teilgewinnrealisierung und allgemein nach den Festlegungen in IAS 11 ermittelt. Je nach Vertrag kann der Stand der Fertigstellung entweder nach dem Anteil ermittelt werden, den die bis zu diesem Zeitpunkt anfallenden Kosten an den geschätzten Gesamtkosten der Transaktion haben, oder nach dem physischen Fortschritt des Vertrages aufgrund von Faktoren wie vertraglich vereinbarten Phasen.

Die Erträge enthalten auch Erträge aus finanziellen Konzessionsvermögenswerten (IFRIC 12) und Forderungen aus Leasing-Verhältnissen (IFRIC 4).

1.4.17 Kurzfristiges Betriebsergebnis

Das kurzfristige Betriebsergebnis ist ein Indikator, den der Konzern verwendet, um "den Stand der operativen Performance" darzustellen, "der als Teil eines Ansatzes genutzt werden kann, um die wiederkehrende Performance zu prognostizieren". (Das entspricht der CNC-Empfehlung 2009-R03 bezüglich des Formats von Jahresabschlüssen in Gesellschaften, die die IFRS anwenden.) Das kurzfristige Betriebsergebnis ist ein Zwischenwert, der dem Management hilft, die Ertragskraft des Konzerns besser zu verstehen, denn er schließt Elemente aus, die aufgrund ihres ungewöhnlichen, irregulären und nicht wiederkehrenden Wesens an sich schwer vorherzusagen sind. Bei GDF SUEZ beziehen sich solche Elemente auf Wertminderungen von Vermögenswerten und Veräußerungen, Restrukturierungsaufwand und Marktbewertung für Warenverträge, die nicht zu den zu Handelszwecken gehaltenen Instrumenten gehören. Sie sind wie folgt definiert:

―	Wertminderung enthält Wertminderungsaufwand bei langfristigen Vermögenswerten;
―	Veräußerungen von Vermögenswerten umfassen Kapitalgewinne und -verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte, konsolidierter Gesellschaften und von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten;
―	Restrukturierungsaufwand betrifft Kosten für ein Restrukturierungsprogramm, das vom Management geplant und überwacht wird, das entweder den Zweck eines von der Gesellschaft ausgeführten Geschäfts oder die Art, in der das Geschäft geführt wird, wesentlich verändert, wenn man die Kriterien aus IAS 37 zugrunde legt;
―	Marktbewertung für Warenverträge, die nicht zu den zu Handelszwecken gehaltenen Instrumenten gehören, entspricht Änderungen des beizulegenden Zeitwerts (Marktbewertung) von Finanzinstrumenten für Commodities, Gas und Strom, die nicht die Voraussetzungen für zu Handelszwecken gehaltene oder Absicherungsinstrumente erfüllen. Diese Verträge werden zur wirtschaftlichen Absicherung geschäftlicher Transaktionen im Energiesektor genutzt. Da Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Instrumente - die nach IAS 39 im Erlös bilanziert werden müssen - wesentlich und schwer vorhersagbar sein können, werden sie in einer gesonderten Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns dargestellt.

1.4.18 Konsolidierte Kapitalflussrechnung

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

"Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte" werden in die Investitionstätigkeit eingestuft, denn sie stellen einen Ertrag aus Investitionen dar. "Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" werden als Bestandteil der Finanztätigkeit ausgewiesen, denn die Zinsen können dazu verwendet werden, den Fremdkapitalaufwand zu verringern. Diese Klassifizierung ist mit der internen Organisation des Konzerns konsistent, in dem Schulden und Zahlungsmittel zentral von der Finanzabteilung verwaltet werden.

Da Wertminderungsaufwand bei kurzfristigen Vermögenswerten als endgültiger Verlust gilt, erscheinen Änderungen bei den kurzfristigen Vermögenswerten abzüglich Wertminderung.

Cashflow im Zusammenhang mit der Zahlung von Steuern erscheint in einer separaten Zeile der Kapitalflussrechnung.

1.4.19 Aufwendungen für Ertragsteuern

Der Konzern errechnet die Steuern gemäß der geltenden Steuergesetzgebung in den Ländern, in denen der Ertrag besteuert wird.

Nach IAS 12 werden latente Steuern mit der Verbindlichkeits-Methode für die temporären Differenzen zwischen den Buchwerten von Vermögenswerten und den Verbindlichkeiten im Konzernabschluss und ihren steuerlichen Grundlagen ausgewiesen, wobei Steuersätze angesetzt werden, die am Bilanzstichtag gelten oder in Kürze gelten werden. Nach den Bestimmungen in IAS 12 werden jedoch keine latenten Steuern für temporäre Differenzen ausgewiesen, die sich aus dem Goodwill 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 Rechnungslegung für den Ertrag noch die für den steuerbaren Ertrag auswirkt. Zudem werden latente Steueransprüche nur in dem Maße bilanziert, wie es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerlichen Ertrag gibt, gegen den die abzugsfähige temporäre Differenz verwendet werden kann.

Temporäre Differenzen aus einer Neuanpassung von Finanzierungsleasings führen zu einem Ansatz latenter Steuern.

Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerbaren temporären Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, Zweigniederlassungen und assoziierte Unternehmen und Beteiligungen an Joint Ventures ausgewiesen, es sei denn, der Konzern ist in der Lage , den Zeitplan für die Aufholung der zeitweiligen Differenz zu überwachen, und es ist wahrscheinlich, dass die zeitweilige Differenz nicht in vorhersehbarer Zukunft aufgeholt wird.

Die Nettoüberschüsse latenter Steuern werden aufgrund des steuerlichen Status jeder Gesellschaft oder nach dem Gesamterlös von Gesellschaften, die Teil der Organschaft des Konzerns sind, berechnet und als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten mit ihrem Nettobetrag je steuerlicher Einheit dargestellt.

An jedem Bilanzstichtag werden die latenten Steuern überprüft, um Faktoren wie die Auswirkung von geänderten Steuergesetzen und die Aussichten auf Erlangung der latenten Steueransprüche aus abzugsfähigen temporären Differenzen zu berücksichtigen.

Latente Steueransprüche und -schulden werden nicht abgezinst.

1.4.20 Ergebnis je Aktie

Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird als Quotient aus dem Konzernergebnis des Jahres und dem gewichteten Durchschnitt der während des Geschäftsjahres in Umlauf befindlichen Stammaktienzahl ermittelt. Die durchschnittliche Anzahl der während des Geschäftsjahres in Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der zurückgekauften oder im Laufe des Jahres ausgegebenen Stammaktien.

Die gewichtete durchschnittliche Anzahl von Aktien und Ergebnissen je Aktie werden dahingehend angepasst, dass die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung von potenziell verwässernden Stammaktien (Optionen, Optionsscheinen und Wandelanleihen usw.) berücksichtigt werden.

2 WICHTIGE ÄNDERUNGEN DER KONZERNSTRUKTUR

2.1 Transaktionen im am 31. Dezember 2009 beendeten Geschäftsjahr

2.1.1 Europäische Kapazitätstausch-Vereinbarungen

Am 31. Juli 2009 unterzeichneten Electrabel und E.ON die endgültigen Vereinbarungen über den Tausch von konventioneller und Kernkraftwerkskapazität. Die Vereinbarungen wurden von den Vorständen beider Parteien und den zuständigen Wettbewerbsbehörden geprüft, der Tausch wurde am 4. November 2009 durchgeführt.

Bei Abschluss der Transaktion hatte Electrabel (das Segment Energy Benelux & Deutschland) von E.ON eine Gesamtkapazität von 860 MW aus konventionellen Kraftwerken und gut 132 MW aus Wasserkraftwerken für eine Gegenleistung von €551 Mio. erworben. Dieser Erwerb erfüllt die Voraussetzungen eines Unternehmenszusammenschlusses, die Zuweisung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zu den erworbenen Vermögenswerten und den übernommenen Schulden wird gegenwärtig abgeschlossen. Die Erstschätzung des Goodwill beläuft sich auf €453.5 Mio.

Der Konzern erwarb auch für 700 MW Entnahmerechte aus Kernkraftwerken in Deutschland, die als künftige Lieferungen unter sonstige Forderungen ausgewiesen werden.

Als Teil der Vereinbarung verkaufte Electrabel an E.ON das Kohle- und Biomasse-Kraftwerk Langerlo (556 MW) sowie das mit Gas betriebene Kraftwerk Vilvoorde (385 MW). Diese Transaktion wurde für den Betrag von €505 Mio. durchgeführt und generierte Kapitalgewinne von €108 Mio. im Konzernabschluss von GDF SUEZ.

Der Konzern verkaufte auch für etwa 770 MW Entnahmerechte aus Kernkraftanlagen mit Auslieferungsorten in Belgien und den Niederlanden, die im Hinblick auf künftige Stromlieferverpflichtungen als erhaltene Anzahlungen ausgewiesen sind.

Bei diesen Transaktionen wurden zwischen Electrabel und E.ON keine Zahlungsmittel ausgetauscht.

2.1.2. Verpflichtungszusagen und Veräußerungen von Beteiligungen in Verbindung mit der Fusion von Gaz de France- und SUEZ

Im Rahmen der Verpflichtungen gegenüber der Europäischen Kommission im Zusammenhang mit der Fusion beider Konzerne, wie in Erläuterung 2.2.1 beschrieben, haben SUEZ und Gaz de France vereinbart, eine Anzahl von Veräußerungen von Beteiligungen durchzuführen. Die Veräußerungen von Beteiligungen 2008 sind in Abschnitt 2.3.1 beschrieben. 2009 fanden folgende Transaktionen statt:

―	am 20. Januar 2009 schloss GDF SUEZ den Verkauf aller seiner Anteile an der belgischen Gesellschaft Segebel an Centrica ab (sie machen 50% des ausgegebenen Kapitals von Segebel aus). Segebel hält 51% an SPE. Die Aktien wurden für €585 Mio. verkauft und hatten keine Auswirkung auf die Ergebnisse;
―	als Teil der Verpflichtungen gegenüber der belgischen Regierung (Vereinbarung Pax Electrica II) vom 12. Juni 2008 traf der Konzern Vereinbarungen mit SPE, um den Anteil dieses Unternehmens an der belgischen Stromproduktion zu erhöhen. Die Vereinbarung zum Tausch einer Kapazität von 100 MW und die Vereinbarung, eine Kapazität von 250 MW an SPE zu verkaufen, traten in der ersten Hälfte 2009 in Kraft. Der Verkauf eines Anteils von 6,2% an Kernkraftanlagen in Miteigentümerschaft für €180 Mio. generierte Nettoeinnahmen von €70 Mio.;
―	als Teil der Neuorganisation seiner Beteiligung an Fluxys stimmte GDF SUEZ zu, die Anteile an Fluxys an Publigas zu verkaufen, so dass der Anteil von Publigas an Fluxys nun 51,28% ausmacht. Die Transaktion war am 18. Mai 2009 ordnungsgemäß abgeschlossen und erbrachte einen Kapitalgewinn von €86,7 Mio.

Als Teil der Vereinbarung zum Verkauf von Distrigas an ENI schloss der Konzern mehrere Vereinbarungen in den Gas- und Stromsektoren ab, einschließlich des Erwerbs einer Kapazität von 1.100 MW virtueller Kraftwerksproduktion (VPP) in Italien für €1.210 Mio., von Lieferverträgen, Vermögenswerten für Exploration und Produktion und des Erdgasversorgungsnetzes der Stadt Rom von ENI.

Am 31. Dezember 2009 waren alle diese Transaktionen abgeschlossen, mit Ausnahme des Erwerbs des Erdgasversorgungsnetzes der Stadt Rom. Die Verhandlungen mit ENI laufen gegenwärtig, es geht um den Versuch einer alternativen Lösung, die mit den eingegangenen Verpflichtungen vereinbar ist.

2.1.3. Sonstige Transaktionen im Jahre 2009

2009 kam es zu verschiedenen Anschaffungen, die einzeln nicht wesentlich sind (Aufkauf der Minderheitsbeteiligungen an Reti in Italien, Erwerb von Izgaz in der Türkei, von Heron in Griechenland und Evi in den Niederlanden sowie eines Anteils an den Stadtwerken Wuppertal Energie und Wasser in Deutschland).

Der Konzern hat auch seinen Anteil an ORES in Belgien verkauft.

2.2 Nachtrag zu den wichtigsten Anschaffungen im Jahr 2008: Abschluss der Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses 2009

2.2.1 Fusion Gaz de France - SUEZ

2.2.1.1 Beschreibung der Transaktion

Die Fusion von SUEZ mit Gaz de France, die im Februar 2006 angekündigt worden war, trat nach Zustimmung durch die außerordentliche Hauptversammlung der Aktionäre beider Konzerne am 16. Juli 2008 am 22. Juli 2008 in Kraft.

Die Transaktion bestand aus einer Fusion-Übernahme von SUEZ durch Gaz de France auf der Grundlage eines Umtauschverhältnisses von 21 Aktien von Gaz de France für 22 SUEZ-Aktien. Der Fusion-Übernahme ging eine Zahl von Transaktionen voraus, die es SUEZ gestatteten, an seine Aktionäre 65% der Aktien zu verteilen, die das Kapital des Unternehmens SUEZ Environnement Company ausmachen. Diese Transaktion wurde als Dividendenzahlung mit einer Erhöhung der Minderheitsanteile bilanziert und hatte daher keine Auswirkung auf das konsolidierte Eigenkapital des neuen Konzerns GDF SUEZ. Nach dem Spin-off hält GDF SUEZ einen Eigentümeranteil von 35% an der SUEZ Environnement Company und behält de facto die Kontrolle aufgrund einer Aktionärsvereinbarung zwischen GDF SUEZ und den Hauptaktionären des früheren SUEZ-Konzerns, die gemeinsam 47% der im Umlauf befindlichen Aktien der SUEZ Environnement Company repräsentieren.

Aus Gründen der Rechnungslegung wurde die Fusion als "umgekehrter" Erwerb von Gaz de France durch SUEZ behandelt. Obwohl die Transaktion vom rechtlichen Standpunkt her und für geschäftliche Zwecke als ein Aufgehen von SUEZ in Gaz de France behandelt wird, veranlasst eine Bewertung der Kriterien nach IFRS 3 - Unternehmenszusammenschlüsse - den neuen Konzern dazu, in den Büchern SUEZ als Erwerber und Gaz de France als Erworbenen zu kennzeichnen.

2.2.1.2 Bewertung der Kosten des Zusammenschlusses

Der Unternehmenszusammenschluss wurde am 22. Juli 2008, dem Datum des Inkrafttretens der Fusion, ausgewiesen.

Gaz de France emittierte 1.208 Mio. Aktien als Gegenleistung für die 1.309 Mio. Aktien, die das Aktienkapital von SUEZ ausmachen, nach Abzug von 36 Mio. von SUEZ gehaltenen eigenen Aktien und den 8 Mio. Aktien, die Gaz de France hält. Nach der Emission dieser 1.208 Mio. Gaz-de-France-Aktien hielten die Aktionäre des früheren SUEZ-Unternehmens etwa 56% des Aktienkapitals des neuen Konzerns (1.208 Mio. der 2.156 Mio. im Umlauf befindlichen Aktien), während die Aktionäre des früheren Unternehmens Gaz de France etwa 44% hielten.

Da diese Transaktion als umgekehrter Unternehmenserwerb klassifiziert war, galten die Kosten für den Unternehmenszusammenschluss als bei SUEZ angefallen (d. h. beim Erwerber für die Zwecke der Bilanzierung). Demnach wird die Anzahl der zu emittierenden Aktien als die Zahl neuer Aktien bestimmt, die SUEZ hätte emittieren müssen, um den Aktionären von Gaz de France den gleichen Prozentsatz an Eigentümeranteil am neuen Konzern anzubieten, wie sie ihn tatsächlich mit der rechtlichen Transaktion erhalten hätten. Auf dieser Basis hätten 993 Mio. SUEZ-Aktien ausgegeben werden müssen, um den Aktionären von Gaz de France einen Anteil von 44% am neuen Konzern zu geben.

Die Kosten des Unternehmenszusammenschlusses wurden auf der Basis von €40,09 pro Aktie berechnet, dem Stichtagsaktienpreis am 22. Juli 2008 (Datum der Rechtsgültigkeit der Fusion), und ergaben geschätzte Gesamtkosten von €39.818 Mio.

Die bei SUEZ angefallenen Gesamtkosten, die direkt der Transaktion zuzuordnen sind, belaufen sich auf €103 Mio. vor Steuern. Am 21. Juli 2008 hielt SUEZ 10 Mio. Gaz-de-France-Aktien mit Anschaffungskosten von €272 Mio. Die Kosten des Unternehmenszusammenschlusses wurden daher auf €40.193 Mio. geschätzt.

2.2.1.3 Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses

Nach IFRS 3 hatte der Konzern 12 Monate ab Erwerbstag Zeit, die Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zu den erworbenen Vermögenswerten von Gaz de France und den übernommenen Schulden vorzunehmen. In Anbetracht des Umfangs und der Komplexität der Transaktion wurde die am 31. Dezember 2008 ausgewiesene Zuordnung auf vorläufiger Grundlage vorgenommen.

Am 31. Dezember 2009 war die Zuordnung der Kosten des Zusammenschlusses zu den erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden abgeschlossen, der endgültige Goodwill belief sich auf €11.507 Mio. gegenüber einem vorläufigen Goodwill von €11.390 Mio. per 31. Dezember 2008. Der Unterschied zwischen diesen beiden Summen ergibt sich aus Bereinigungen der Zuordnung des Zusammenschlusses zu den erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden. Da diese Bereinigungen jeweils für sich genommen nicht wesentlich waren, wurde die Bilanz für das am 31. Dezember 2008 beendete Jahr nicht rückwirkend neu erstellt.

Die Zuordnung des Goodwill zu den Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) oder Gruppen von Zahlungsmittel generierenden Einheiten wird in Erläuterung 9 "Goodwill" beschrieben. Die folgende Tabelle zeigt die endgültigen beizulegenden Zeitwerte der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden bei dem Zusammenschluss.

in Millionen Euro	Buchwert in der Bilanz des erworbenen Unternehmens	Endgültiger beizulegender Zeitwert
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto*	1.313	4.742
Goodwill	1.825	0
Sachanlagen, netto*	23.388	37.132
Investitionen in assoziierte Unternehmen	1.182	1.772
Sonstige langfristige Vermögenswerte	3.576	3.671
Kurzfristige Vermögenswerte
Vorräte	2.000	2.206
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	17.421	17.376
Langfristige Schulden
Rückstellungen	7.347	3.760
Latente Steuerschulden	2.707	10.224
Sonstige langfristige Schulden	5.615	5.727
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	230	1.146
Sonstige kurzfristige Schulden	16.720	16.745
Minderheitsanteile	575	611
ERWORBENES NETTOVERMÖGEN	17.511	28.686
Kosten des Unternehmenszusammenschlusses		40.193
ENDGÜLTIGER GOODWILL		11.507

* Enthält die Umstufung von €5.280 Mio. aus Konzessionsvermögenswerten von immateriellen Vermögenswerten in Sachanlagen, da die entsprechenden Posten im Jahresabschluss von GDF SUEZ nach IAS 16 bilanziert wurden.

Der Konzern ordnete die Kosten des Unternehmenszusammenschlusses folgenden Positionen zu:

―	immaterielle Vermögenswerte (Kundenkontakte, Marken und Gasversorgungsverträge);
―	Sachanlagen (Vermögenswerte der Gasverteilung in Frankreich, Vermögenswerte für Exploration und Produktion sowie für Weiterleitungsnetze, LNG-Terminals, Lagerstätten und Immobilienvermögenswerte).

Der geschätzte Betrag für Rückstellungen wurde nach den Grundsätzen in IFRS 3 bereinigt. Wie in Erläuterung 1.4.7 angegeben, wurden die Vermögenswerte der Gasverteilung in Frankreich gemäß IAS 16 als Sachanlagen angesetzt, denn GrDF betreibt sein Netz aufgrund langfristiger Konzessionsverträge, die bei Ablauf gemäß dem französischen Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 praktisch alle verlängert werden. Nach Prüfung der speziellen rechtlichen und wirtschaftlichen Problemstellungen im Zusammenhang mit dieser Tätigkeit hat der Konzern geschlussfolgert, dass er in der Substanz die Kontrolle über die Infrastruktureinrichtungen aus der Konzession ausübt. Folglich wurden keine Rückstellungen für Kapitalerneuerung oder Wiederbeschaffungsschulden ausgewiesen.

Aus Gründen der Rechnungslegung erfordert die Zuordnung des beizulegenden Zeitwerts Anpassungen der latenten Steuerschulden.

Die Hauptevaluierungsmethoden für die Ermittlung der Kostenzuordnung beim Unternehmenszusammenschluss waren die Anschaffungskostenmethode (regulatorische Kapitalbasis oder fortgeführte Wiederbeschaffungskosten), der Ertragsansatz (abgezinster Cashflow, Überschussergebnis-Methode oder Lizenzgebühr-Methode) und der Markt-Ansatz.

Der Goodwill repräsentiert hauptsächlich den Marktanteil, das Entwicklungspotenzial und die erwarteten Synergien bei der Gasversorgung, nicht auf Energie bezogene Einkäufe, betriebliche und Verkaufsaufwendungen und Erträge, die in der Bilanz von GDF SUEZ nicht separat ausgewiesen werden können.

Die wichtigsten Schätzungen und Annahmen für die Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts erworbener Vermögenswerte und übernommener Schulden sind in der Erläuterung 1.3.1.1 dargelegt.

2.2.1.4 Proforma-Information

Hätte die Fusion mit Gaz de France am 1. Januar 2008 stattgefunden, würden sich die Erträge des Konzerns 2008 auf insgesamt €83.053 Mio. belaufen haben, sein kurzfristiges Betriebsergebnis auf €8.561 Mio. und der Konzernanteil am Jahresüberschuss auf €4.463 Mio. Der Beitrag der früheren Gesellschaften von Gaz de France zum Konzernanateil am Jahresüberschuss 2008 beträgt ab Erwerbstag €1.332 Mio.

2.2.2 Abschluss sonstiger wichtiger Erwerbe 2008

2.2.2.1 Erwerb von Senoko Power

Am 5. September 2008 unterzeichneten GDF SUEZ und ein Konsortium aus Partnern eine Vereinbarung zum Erwerb des gesamten Aktienkapitals von Senoko Power für €557 Mio. über ein Joint Venture, bei dem GDF SUEZ 30 % hält.

Senoko besitzt und betreibt ein Portfolio von Kraftwerken (zumeist Gasturbinen im kombinierten Zyklus) vorwiegend im Norden von Singapur, die eine kombinierte Kapazität von 3.300 MW repräsentieren.

Seit 1. September 2008 ist Senoko Power nach Quoten konsolidiert worden. Die endgültige Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zum beizulegenden Zeitwert der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden war in der zweiten Hälfte 2009 abgeschlossen. Daraus ergab sich ein Goodwill von €321 Mio. per 31. Dezember 2009.

2.2.2.2 Erwerb von FirstLight Power Enterprises

Am 29.Dezember 2008 erwarb GDF SUEZ das gesamte Aktienkapital von FirstLight Power Enterprises Inc. für USD 959,5 Mio. FirstLight Power Enterprises Inc. besitzt und betreibt ein Portfolio von 15 Kraftwerken und errichtet gegenwärtig eine Erdgasanlage. Diese Einrichtungen stellen eine Gesamtkapazität von 1.538 MW in Massachusetts und Connecticut dar.

FirstLight ist seit 31. Dezember 2008 voll konsolidiert. Die endgültige Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zum beizulegenden Zeitwert der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden war in der zweiten Hälfte 2009 abgeschlossen. Daraus ergab sich ein Goodwill von €185 Mio. per 31. Dezember 2009.

2.3 Sonstige Transaktionen im Jahre 2008

2.3.1. Verpflichtungszusagen und sonstige Auswirkungen der Fusion von Gaz de France- und SUEZ

Als Teil der Verpflichtungen gegenüber der Europäischen Kommission zur Erlangung der Genehmigung für die geplante Fusion haben SUEZ und Gaz de France eine Reihe von Vereinbarungen getroffen. Folgende Transaktionen waren 2008 abgeschlossen:

―	am 30. Oktober 2008 verkaufte GDF Suez seinen Anteil von 57,25% an dem Erdgas-Händler Distrigas an ENI. Für Zwecke der Rechnungslegung wurde Distrigas per 1. Oktober 2008 ausgebucht. Im Konzernabschluss 2008 erbrachte der Verkauf von Distrigas einen Veräußerungsgewinn von €1.738 Mio. und eine Nettoreduzierung der Nettoverschuldung um €2,1 Mrd.
―	als Teil der Restrukturierung ihrer Beteiligung von 57,25% an Fluxys in Belgien verkaufte GDF SUEZ am 3. September 2008 12,5% des Aktienkapitals von Fluxys an Publigas und reduzierte damit ihren Anteil an Fluxys auf weniger als 45%. Von diesem Zeitpunkt an ist Fluxys nach der Equity-Methode bilanziert worden;
―	Nach der Genehmigung durch die Europäische Kommission verkaufte Gaz de France am 31. Juli 2008 Cofathec Coriance an A2A. Als Gegenleistung zahlte A2A €44,6 Mio.
―	in der zweiten Hälfte 2008 verkaufte Gaz de France seinen 25%-Anteil an Segeo an Fluxys.

2.3.2 Erwerb von NAM-Vermögenswerten

Am 1. Oktober 2008 erwarb GDF SUEZ eine Gruppe von Vermögenswerten für Exploration und Produktion im niederländischen Teil der Nordsee von Nederlandse Aardolie Maatschappij BV (NAM) sowie am 31. Dezember 2008 einen 30%-Anteil an der NOGAT-Pipeline. Die kombinierte Transaktion wurde für eine Gegenleistung von €1.075 Mio. abgeschlossen.

3 SEGMENTBERICHTERSTATTUNG

3.1 Geschäftssegmente

Gemäß den Bestimmungen in IFRS 8 - Geschäftssegmente - wurden die Geschäftssegmente zur Darstellung der Segmentberichterstattung auf der Basis interner Berichte identifiziert, die das Direktorium des Konzerns verwendet, um den Segmenten Mittel zuzuweisen und ihre Leistungsfähigkeit zu bewerten. Das Direktorium ist der "Hauptentscheidungsträger" des Konzerns im Sinne der von IFRS 8 vorgegebenen Bedeutung.

Die Sparte Energy Europe & International wurde mit Wirkung vom 20. Juli 2009 neu organisiert und hat nun fünf Business Areas (2008 waren es drei), die der Definition von Geschäftssegmenten entsprechen: Energy Benelux & Germany, Energy Europe, Energy North America, Energy Latin America and Energy Middle East, Asia & Africa. Die Vergleichsdaten für 2008 wurden neu erstellt, so dass sie zu einer Segmentberichterstattung mit dieser neuen Organisation führen, die im Konzern seit 31. Dezember 2009 in Kraft ist.

Der Konzern hat daher zehn Geschäftssegmente identifiziert:

―

Die Sparte Energy France - die Tochtergesellschaften in diesem Geschäftssegment erzeugen Strom und verkaufen Erdgas, Strom und Dienstleistungen an Privatpersonen, Kleinbetriebe und Unternehmen in Frankreich;

―

Die Business Area Energy Benelux & Germany - die Tochtergesellschaften in diesem Geschäftssegment erzeugen und verkaufen Strom und/oder Gas in Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland;

―

Die Business Area Energy Europe - diese Tochtergesellschaften erzeugen Strom und/oder sorgen für die Weiterleitung von Strom und Gas und erbringen Verteilungs- und Verkaufsdienstleistungen in Europa (ohne Frankreich, Benelux und Deutschland);

―

die Business Area Energy North America - diese Tochtergesellschaften erzeugen Strom und/oder erbringen Strom- und Gas-Verkaufsdienstleistungen in Nordamerika, Mexiko und Kanada. Sie sind auch im LNG-Import- und Wiederverdampfungsgeschäft tätig;

―

die Business Area Energy Latin America - die Tochtergesellschaften dieses Geschäftssegments erzeugen Strom und/oder sorgen für die Weiterleitung von Strom und Gas und erbringen Verteilungsdienstleistungen in Lateinamerika;

―

die Business Area Energy Middle East, Asia & Africa - die Tochtergesellschaften dieses Geschäftssegments erzeugen und verkaufen Strom in Thailand, Laos, Singapur, der Türkei und auf der arabischen Halbinsel. Sie erbringen auch Dienstleistungen der Meerwasserentsalzung auf der arabischen Halbinsel;

―

die Sparte Global Gas & LNG - diese Tochtergesellschaften liefern Gas an den Konzern und verkaufen Energie und Dienstleistungspakete an die größten Player in Europa, dabei nutzen sie die unternehmenseigene Produktion sowie langfristige Gas- und LNG-Verträge;

―

die Sparte Infrastructures - die Tochtergesellschaften dieses Geschäftssegments betreiben den Transport, Speicherung und Verteilungsnetze für Gas und Strom im Wesentlichen in Frankreich und Deutschland. Sie verkaufen auch Zugangsrechte für den Infrastruktureinrichtungen an Dritte;

―

die Sparte Energy Services - diese Tochtergesellschaften erbringen Dienstleistungen im ingenieurtechnischen Bereich, in Installation, Instandhaltung und durch übertragene Verwaltungsaufgaben, insbesondere in Verbindung mit Strom- und Wärmeerzeugungseinrichtungen, Pipeline-Systemen und Energienetzen;

―

die Sparte SUEZ Environnement - die Tochtergesellschaften dieses Geschäftssegments beliefern Privatkunden, örtliche Behörden und Industriekunden mit:

―	Dienstleistungen der Wasserverteilung und -behandlung, vor allem aus Konzessionsverträgen (Wassermanagement) und Dienstleistungen im Bereich Projektierung und Bau von Wasseraufbereitungsanlagen (Turnkey Engineering)
―	und Dienstleistungen der Abfallabholung und -aufbereitung, einschließlich Sortieren, Recycling, Kompostierung, Deponierung, Energierückgewinnung und Sondermüllaufbereitung.

Die Zeile "Sonstige" in der folgenden Tabelle enthält Beiträge aus Unternehmensgruppen und Gesellschaften, bei denen der Finanzbedarf des Konzerns zentralisiert ist. Sie enthält nicht die führenden Unternehmen einer Sparte, die dem jeweiligen Geschäftssegment zugeordnet sind,

Die Methoden zum Ansatz und zur Bewertung dieser Segmente für die interne Berichterstattung sind die gleichen wie die zur Erstellung des Konzernabschlusses. Das EBITDA und das eingesetzte Industriekapital werden mit dem Konzernabschluss übergeleitet.

Die Hauptbeziehungen zwischen Geschäftssegmenten bestehen zwischen Energy France und Infrastructures und Global Gas & LNG. Das Geschäftssegment Infrastructures erbringt Dienstleistungen auf der Basis einer festgesetzten Gebühr, die für alle Netznutzer gilt.

Verkäufe im kleinen Maßstab zwischen Global Gas & LNG und Energy France werden nach der Bereitstellungskostenformel durchgeführt, mit der die regulierten Preise errechnet werden, die die französische Energieregulierungskommission (CRE) genehmigt hat. Die Differenz zwischen den per Dekret bestimmten Preisen und dem Transferpreis trägt Energy France.

3.2 Schlüsselindikatoren nach Geschäftssegment

Infolge der Neuorganisation nach der Fusion von Gaz de France und SUEZ sind Gesellschaften, die zuvor zum Geschäftssegment Benelux & Germany gehörten, zu Energy France übergegangen.

• UMSATZERLÖSE

in Millionen Euro	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
	Externe Erträge	Erträge innerhalb des Konzerns	Gesamt	Externe Erträge	Erträge innerhalb des Konzerns	Gesamt
---	---	---	---	---	---	---
Energy France	13.954,1	434,4	14.388,5	7.340,6	652,4	7.993,0
Energy Europe & International	28.349,7	244,5	28.594,2	27.285,3	358,3	27.643,6
davon: Energy Benelux & Germany	13.204,1	963,8	14.167,9	14.121,3	261,6	14.382,9
Energy Europe	7.745,6	515,1	8.260,7	5.691,1	176,5	5.867,6
Energy North America	3.876,5	45,4	3.922,0	3.939,9	309,4	4.249,3
Energy Latin America	2.011,6	0,0	2.011,6	2.066,7	(0,0)	2.066,7
Energy Middle East, Asia & Africa	1.510,5	(0,0)	1.510,5	1.346,2	0,0	1.346,2
Eliminierungen innerhalb der Sparte		(1.279,9)	(1.279,9)		(389,2)	(389,2)
Global Gas & LNG	10.657,4	9.812,7	20.470,0	5.111,7	5.811,4	10.923,1
Infrastructures	1.043,1	4.569,9	5.613,0	545,2	2.360,5	2.905,6
Energy Services	13.620,6	193,0	13.813,6	13.021,6	130,3	13.151,9
SUEZ Environnement	12.283,4	12,7	12.296,1	12.351,7	10,7	12.362,4
Sonstige	0,0	0,0	0,0	2.267,7	1.252,4	3.520,1
Eliminierungen innerhalb des Konzerns		(15.267,2)	(15.267,2)		(10.576,0)	(10.576,0)
SUMME UMSATZERLÖSE	79.908,3	0,0	79.908,3	67.923,8	0,0	67.923,8

• EBITDA

in Millionen Euro		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Energy France		366,3	292,3
Energy Europe & International		5.027,1	4.079,3
davon:	Energy Benelux & Germany	2.122,6	1.744,7
	Energy Europe	1.011,3	571,6
	Energy North America	656,7	526,3
	Energy Latin America	1.025,9	1.005,6
	Energy Middle East, Asia & Africa	285,7	267,6
Global Gas & LNG		2.864,4	1.481,6
Infrastrukturen		3.025,8	1.323,2
Energy Services		921,4	838,9
SUEZ Environnement		2.059,9	2.101,5
Sonstige		(253,4)	(63,4)
SUMME EBITDA		14.011,5	10.053,5

• KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

in Millionen Euro		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Energy France		288,1	124,4
Energy Europe & International		3.533,6	2.882,8
davon:	Energy Benelux & Germany	1.574,4	1.182,2
	Energy Europe	580,6	327,5
	Energy North America	428,7	377,6
	Energy Latin America	834,9	859,2
	Energy Middle East, Asia & Africa	197,4	189,2
Global Gas & LNG		1.449,9	849,9
Infrastrukturen		1.946,6	907,9
Energy Services		597,9	547,5
SUEZ Environnement		925,8	1.083,6
Sonstige		(394,6)	(172,6)
SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS		8.347,4	6.223,6

• ABSCHREIBUNG

in Millionen Euro		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Energy France		(31,0)	28,3
Energy Europe & International		(1.308,9)	(989,2)
davon:	Energy Benelux & Germany	(381,3)	(378,7)
	Energy Europe	(421,4)	(233,9)
	Energy North America	(229,7)	(147,7)
	Energy Latin America	(186,9)	(143,1)
	Energy Middle East, Asia & Africa	(89,3)	(81,3)
Global Gas & LNG		(1.377,7)	(794,0)
Infrastructures		(1.083,1)	(535,3)
Energy Services		(293,7)	(256,1)
SUEZ Environnement		(838,2)	(792,6)
Sonstige		(65,2)	(43,2)
SUMME ABSCHREIBUNG		(4.997,8)	(3.382,2)

• IM ERLÖS AUSGEWIESENER WERTMINDERUNGSAUFWAND

in Millionen Euro		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Energy France		(27,8)	(0,6)
Energy Europe & International		(134,3)	(157,8)
davon:	Energy Benelux & Germany	(110,6)	1,0
	Energy Europe	(3,8)	(121,8)
	Energy North America	(8,8)	(32,7)
	Energy Latin America	(25,5)	(0,2)
	Energy Middle East, Asia & Africa	0,0	0,0
Global Gas & LNG		(178,8)	(0,7)
Infrastructures		(1,6)	0,9
Energy Services		6,7	(18,4)
SUEZ Environnement		(85,3)	12,7
Sonstige		(51,1)	(647,9)
SUMME IM ERLÖS AUSGEWIESENER WERTMINDERUNGSAUFWAND		(472,2)	(811,8)

• EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL

in Millionen Euro		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Energy France		6.615,9	5.594,7
Energy Europe & International		30.704,2	28.410,0
davon:	Energy Benelux & Germany	9.575,4	9.654,1
	Energy Europe	8.400,6	7.686,1
	Energy North America	4.798,3	4.500,6
	Energy Latin America	5.223,8	3.817,1
	Energy Middle East, Asia & Africa	2.677,5	2.473,4
Global Gas & LNG		9.284,6	10.117,7
Infrastructures		18.823,4	18.267,2
Energy Services		2.290,6	2.019,9
SUEZ Environnement		9.737,6	8.940,3
Sonstige		(783,2)	(846,8)
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL		76.673,1	72.503,0

Eine Überleitungsrechnung vom eingesetzten Industriekapital zu der Definition von eingesetztem Kapital, wie sie früher durch den Konzern verwendet wurde, wird in Erläuterung 3.6 gegeben.

• INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)

in Millionen Euro		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Energy France		(925,1)	(822,0)
Energy Europe & International		(4.667,6)	(5.924,0)
davon:	Energy Benelux & Germany	(1.638,1)	(944,9)
	Energy Europe	(992,7)	(1.660,0)
	Energy North America	(375,7)	(1.037,9)
	Energy Latin America	(1.453,1)	(1.159,2)
	Energy Middle East, Asia & Africa	(223,9)	(1.041,2)
Global Gas & LNG		(1.146,9)	(1.865,6)
Infrastructures		(1.947,9)	(1.228,1)
Energy Services		(621,5)	(433,9)
SUEZ Environnement		(1.459,1)	(2.675,8)
Sonstige		(391,9)	(718,8)
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN		(11.159,9)	(13.668,2)

3.3 Schlüsselindikatoren nach geografischen Regionen

Die nachfolgenden Beträge wurden analysiert im Hinblick auf:

―	Bestimmungsort von verkauften Produkten und Dienstleistungen bezüglich des Erlöses;
―	geografische Lage der Konzerngesellschaften bezüglich des eingesetzten Industriekapitals.

	Umsatzerlöse		Eingesetztes Industriekapital
in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
---	---	---	---	---
Frankreich	30.723,7	20.767,9	31.316,8	32.165,0
Belgien	11.557,3	13.900,2	5.844,3	7.549,8
Sonstige EU-Länder	25.163,6	20.890,5	21.944,4	18.336,6
Sonstige europäische Länder	1.197,1	930,2	1.734,9	1.103,2
Nordamerika	4.641,6	4.843,6	6.552,5	6.240,0
Asien, Naher Osten und Ozeanien	3.202,8	3.157,4	3.699,8	3.017,5
Südamerika	2.570,8	2.623,5	5.265,1	3.847,3
Afrika	851,4	810,4	315,2	243,7
SUMME	79.908,3	67.923,7	76.673,1	72.503,0

3.4 Überleitung des EBITDA

• ÜBERLEITUNG VOM EBITDA AUF DAS KURZFRISTIGE BETRIEBSERGEBNIS

	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Kurzfristiges Betriebsergebnis	8.347,4	6.223,6
Abschreibung und Rückstellungen	5.183,1	3.713,5
Anteilsbasierte Vergütung (IFRS 2) und sonstige	217,9	184,6
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	263,1	(68,2)
EBITDA	14.011,5	10.053,5

3.5 Überleitung vom eingesetzten Industriekapital auf Positionen der Bilanz

		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
(+)	Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	81.084,7	74.173,7
(+)	Goodwill	27.989,0	27.510,1
	(-) Goodwill aus der Fusion Gaz de France-SUEZ1	(11.507,0)	(11.390,0)
(+)	Investitionen in assoziierte Unternehmen	2.175,6	3.104,3
(+)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	19.748,5	22.729,3
	(-) Margenausgleich1,2	(1.184,6)	(1.569,4)
(+)	Vorräte	3.946,9	4.208,9
(+)	Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	6.790,2	5.764,5
(+)	Latente Steuern	(10.437,5)	(9.928,0)
(-)	Rückstellungen	(14.052,7)	(14.792,7)
	(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital ausgewiesen sind (abzüglich latenter Steuern)1	159,0	15,4
(-)	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(16.594,4)	(17.914,7)
	(-) Margenausgleich1,2	717,1	524,2
(-)	Sonstige kurzfristige und langfristige Schulden	(11.250,4)	(9.073,5)
(-)	Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	(911,4)	(859,1)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL		76.673,1	72.503,0

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

(2) Der Margenausgleich in den "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen" und den "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten" entspricht den erhaltenen oder gezahlten Anzahlungen als Teil von Besicherungsvereinbarungen, die der Konzern getroffen hat, um bei Commodity-Transaktionen seine Gefährdung durch Risiken bei der Gegenpartei zu verringern.

3.6 Überleitung von eingesetztem Kapital zu Industriekapital, das 2008 eingesetzt wurde

	31. Dez. 2008
EINGESETZTES KAPITAL (FRÜHERE DEFINITION)	91.779,9
(-) Goodwill aus der Fusion Gaz de France-SUEZ1	(11.390,0)
- Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte (ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und marktfähige Wertpapiere)	(2.540,5)
- Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	(3.714,8)
- Margenausgleich in "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen"	(1.569,4)
+ Margenausgleich in "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten"	524,2
+ Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(586,4)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	72.503,0

Für die Berichtsperiode 2009 hat der Konzern den Begriff des eingesetzten Kapitals neu definiert (hier als "eingesetztes Industriekapital" bezeichnet), um die operationelle Performance seiner geschäftlichen Tätigkeit bewerten zu können. Anders als bei der früheren Definition des Konzerns für eingesetztes Kapital enthält das eingesetzte Industriekapital keine zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte oder Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten. Der Rest-Goodwill aus der Fusion von Gaz de France und SUEZ ist ebenfalls aus der neuen Definition ausgeschlossen, da die Transaktion eher die Form eines Aktientauschs als eines Umtauschs hatte.

4 KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

Die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für das am 31. Dezember 2008 beendete Jahr enthält den Beitrag der früheren Gesellschaften von Gaz de France ab 22. Juli 2008.

4.1 UMSATZERLÖSE

Die Erlöse des Konzerns gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Energieverkäufe	53.089,8	42.531,7
Erbringen von Dienstleistungen	25.258,5	24.132,4
Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge	1.560,0	1.259,8
UMSATZERLÖSE	79.908,3	67.923,8

2009 beliefen sich die Erlöse aus Leasing-Verträgen und Fertigungsaufträgen auf €737,0 Mio. bzw. €823,0 Mio. (2008 waren es €472,9 Mio. bzw. €786,8 Mio.).

4.2 Personalaufwand

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Kurzfristige Leistungen	(10.891,2)	(9.297,7)
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	(252,7)	(191,3)
Anteilsbasierte Vergütung	(220,9)	(190,0)
SUMME	(11.364,9)	(9.679,0)

Schwankungen beim Personalaufwand sind hauptsächlich den Änderungen im Rahmen der Konsolidierung geschuldet als Folge des Fusion mit Gaz de France, die am 22. Juli 2008 in Kraft getreten ist, und der Konsolidierung von Reti, Senoko und FirstLight.

Die Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen sind in Erläuterung 18 dargestellt.

Nettoauflösungen von Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen beliefen sich 2009 und 2008 auf €190,9 Mio. bzw. €271,5 Mio.

Anteilsbasierte Vergütungen werden in Erläuterung 24 beschrieben.

4.3 Abschreibung und Rückstellungen

Die folgenden Beträge sind abzüglich der Auflösungen ausgewiesen.

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Abschreibung	(4.997,8)	(3.382,2)
Außerplanmäßige Abschreibung von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	(216,9)	(280,4)
Rückstellungen	31,6	(50,9)
SUMME	(5.183,1)	(3.713,5)

Die Abschreibung gliedert sich in €716,0 Mio. für immaterielle Vermögenswerte und €4.281,8 Mio. für Sachanlagen. Eine Gliederung nach Art des Vermögenswerts findet sich in den Erläuterungen 10 und 11.

Die außerplanmäßige Abschreibung von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ging 2009 zurück, vor allem als Folge der Verringerung der offenen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen als Auswirkung der gesunkenen Rohstoffpreise.

4.4 Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen, netto

Mit dem französischen Haushaltsgesetz für 2010 wurde die lokale Gewerbesteuer (taxe professionnelle) durch eine neue Territorialabgabe (contribution économique territoriale) ersetzt. Obwohl Territorialabgabe anders als die frühere lokale Gewerbesteuer berechnet wird, ist der Konzern der Ansicht, dass die Grundlage der Steuer vergleichbar ist. Somit wird die Territorialabgabe genau wie die frühere lokale Gewerbesteuer im kurzfristigen Betriebsergebnis ausgewiesen.

5 ERTRÄGE AUS BETRIEBLICHEN TÄTIGKEITEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.347,4	6.223,6
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	(323,1)	563,6
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten	(472,2)	(811,8)
Restrukturierungskosten	(178,6)	(254,2)
Veräußerung von Vermögenswerten und sonstigen	800,9	1.957,7
ERTRÄGE AUS BETRIEBLICHEN TÄTIGKEITEN	8.174,4	7.678,8

5.1 Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente

Der Beitrag marktbewerteter Warenverträge, ohne Trading-Instrumente, zum konsolidierten Ergebnis aus betrieblichen Tätigkeiten war ein Nettoverlust von €323 Mio. für das Jahr bis 31. Dezember 2009 gegenüber einem Nettogewinn von €563 Mio. im Jahr zuvor. Dieser Betrag reflektiert hauptsächlich:

―	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Terminkontrakten, die zu wirtschaftlichen Absicherungen benutzt wurden, ohne die Voraussetzungen für eine Bilanzierung als Absicherung zu erfüllen, und so zu einem Nettoverlust von €285 Mio. im Vergleich zu einem Nettogewinn von €436 Mio. 2008 führten;
―	die Auswirkung eines ineffektiven Anteils an Cashflow-Absicherungen und der Ausschluss einiger Absicherungen gegen Risiken bei Commodities aus der Rechnungslegung als Absicherungsverhältnis, die eine Negativwirkung von €38 Mio. hatten;
―	die Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die in Warenverträge eingebettet waren, war 2009 nicht wesentlich, hatte aber 2008 positive Auswirkungen in Höhe von €110 Mio.

5.2 Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Wertminderungsaufwand:
Goodwill	(8,4)	(47,7)
Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte	(436,4)	(153,2)
Finanzielle Vermögenswerte	(103,1)	(660,1)
Sonstige	22,3
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWAND	(525,6)	(861,0)
Aufholungen von Wertminderungsaufwand:
Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte	39,6	32,3
Finanzielle Vermögenswerte	13,7	16,9
SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWAND	53,3	49,2
SUMME	(472,2)	(811,8)

5.2.1 Wertminderung des Goodwill

Aufgrund der in Erläuterung 9 "Goodwill" beschriebenen Werthaltigkeitstests geht der Konzern davon aus, dass kein wesentlicher Wertminderungsaufwand gegen den Goodwill in der Bilanz gerechnet werden muss.

5.2.2 Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (ohne Goodwill)

2009 wies der Konzern einen Wertminderungsaufwand von insgesamt €177 Mio. für seine Explorationsgenehmigungen im Golf von Mexiko und in Libyen aus. Er verbuchte ebenfalls einen Wertminderungsaufwand von €113 Mio., nachdem das Projekt eines zweiten Kohlekraftwerks in Brunsbüttel-Stade in Deutschland aufgegeben wurde.

2008 hatte der Konzern aufgrund eines Rückgangs der Betriebs- und Preisbedingungen einen Wertminderungsaufwand von €123 Mio. bei Sachanlagen ausgewiesen, die zur Stromerzeugung in Großbritannien genutzt wurden.

5.2.3 Wertminderung bei finanziellen Vermögenswerten

2009 wies der Konzern einen zusätzlichen Wertminderungsaufwand von €33 Mio. bei seinen Gas Natural-Aktien aus (vgl. Erläuterung 14.1.1).

Angesichts der schwachen Eigenkapitalmärkte 2008 und der Ungewissheit darüber, wann sich der Preis für die Gas Natural-Aktien erholen würde, hat der Konzern einen Wertminderungsaufwand von €513 Mio. für Gas Natural-Aktien ausgewiesen.

In Anbetracht der finanziellen Situation einiger seiner Vertragspartner in der zweiten Hälfte 2008 hat der Konzern einen Wertminderungsaufwand für seine finanziellen Vermögenswerte (Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten) in Höhe von insgesamt €129,3 Mio. geltend gemacht, um den Buchwert der entsprechenden Vermögenswerte auf ihren erzielbaren Betrag wie geschätzt zu senken, der auf beobachtbaren Marktdaten beruht.

5.3 Restrukturierungskosten

Die 2009 ausgewiesenen Restrukturierungskosten gehen auf Maßnahmen zurück, mit denen dem Rückgang im Segment der Abfalldienstleistungen von SUEZ Environnement und Energy Services begegnet werden sollte. Sie enthalten auch die Kosten für die Integration der Tätigkeiten von Cofathec in die Sparte Energy Services.

2008 bezogen sich die meisten Kosten in diesem Titel auf den Fusion von Gaz de France und SUEZ, die Börsennotierung von 65% von SUEZ Environnement Company und die Neuorganisation der Konzerneinrichtungen von GDF SUEZ in der Region Île de France.

5.4 Veräußerung von Vermögenswerten und sonstigen Posten

Am 31. Dezember 2009 umfasst diese Position hauptsächlich Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Beteiligungen an wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund, Veräußerungsgewinne aus dem Verkauf der Kraftwerke Nagerlo und Vilvoorde an E.ON und Einnahmen aus dem Verkauf von 250 MW Produktionskapazität an SPE im Ergebnis der Umsetzung von Verpflichtungen des Konzerns aus der Vereinbarung Pax Electrica (vgl. Erläuterung 2). Dazu gehört auch die Auswirkung von Verfahren, die die Europäische Kommission gegen den Konzern eingeleitet hat. Angesichts der Rechtsstreitigkeiten im Fall E.ON/GDF seit der Fusion und nach dem Urteil der Europäischen Kommission, das am 8. Juli 2009 verkündet wurde, passte der Konzern die Rückstellung an, die in Verbindung mit der Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses von Gaz de France-SUEZ zu den Vermögenswerten, Schulden und Eventualschulden von Gaz de France in seinem Konzernabschluss 2009 ausgewiesen wurde. Der Konzern wies auch die Geldbuße aus, die die Kommission im Fall Compagnie Nationale du Rhone verhängt hatte.

Am 31. Dezember 2008 spiegelten die Veräußerungen von Vermögenswerten im Wesentlichen Zusicherungen über einen Gesamtbetrag von €1.902 Mio. wider, die die Europäische Kommission im Hinblick auf die Fusion mit Gaz de France erhalten hatte. Der Titel enthielt auch Kapitalgewinne aus dem Verkauf von Distrigas (€1.738 Mio.) und der Veräußerung von 12,5% von Fluxys (€163 Mio.). Die Veräußerung von SPE und Coriance, Eigenkapitalinvestitionen, die früher im Besitz von Gaz de France waren, wurde im Kontext der Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses zum beizulegenden Zeitwert bewertet und hatte daher keine Auswirkung auf den Erlös in den jeweiligen Perioden.

6 NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Aufwendungen	Erlös	Summe	Aufwendungen	Erlös	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Kosten der Nettoverschuldung	(1.706,9)	441,0	(1.265,8)	(1.652,7)	391,8	(1.260,9)
Sonstige Finanzerträge und Aufwendungen	(769,7)	407,9	(361,8)	(668,1)	434,8	(233,2)
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(2.476,6)	849,0	(1.627,6)	(2.320,8)	826,6	(1.494,1)

6.1 Kosten der Nettoverschuldung

Die Kosten der Nettoverschuldung enthalten hauptsächlich Zinsaufwendungen (errechnet nach dem Effektivzinssatz) auf das Bruttofremdkapital, Gewinne/Verluste aus dem Umtausch von Fremdwährung bei Fremdkapital und Absicherungen und Gewinne/Verluste bei Zinsen und Währungsabsicherungen von Bruttofremdkapital sowie Zinserlöse aus Bareinlagen und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von finanziellen Vermögenswerten ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert.

in Millionen Euro	Aufwendungen	Erlös	Nettoverschuldung per 31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Zinsen auf Bruttofremdkapital	(1.916,6)	-	(1.916,6)	(1.552,1)
Gewinne/Verluste aus dem Umtausch von Fremdwährung bei Fremdkapital und Absicherungen	(39,4)	-	(39,4)	72,5
Gewinne und Verluste bei Absicherungen von Fremdkapital	-	265,0	265,0	(198,2)
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert	-	176,0	176,0	319,4
Aktivierte Fremdkapitalkosten1	249,2	-	249,2	97,6
KOSTEN DER NETTOVERSCHULDUNG	(1.706,9)	441,0	(1.265,8)	(1.260,9)

(1) Die aktivierten Fremdkapitalkosten wurden von den "Sonstigen Finanzerträgen und -aufwendungen" zu den "Kosten der Nettoverschuldung" umgruppiert und werden jetzt als Abzug von den Finanzaufwendungen dargestellt. Für einen aussagekräftigen Vergleich zwischen den dargestellten Perioden wurden die Angaben für 2008 neu bilanziert.

Die Änderung bei den Kosten der Nettoverschuldung geht im Wesentlichen zurück auf:

―	der Anstieg der Zinsen auf Bruttofremdkapital durch die Zunahme offener Schulden, wie in Erläuterung 14.3.1 "Kernpunkte der Schulden in der Periode" dargelegt;
―	der Rückgang der Gewinne bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert vor allem aufgrund niedrigerer Renditen aus den Bareinlagen 2009;
―	Gewinne aus Absicherungen von Fremdkapital infolge neuer wirtschaftlicher Absicherungen, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts derivativer Finanzinstrumente und die Bereinigung von Instrumenten in dieser Periode.

6.2 Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Sonstige finanzielle Aufwendungen
Bereinigung von Abzinsung bei Anpassungen der Rückstellungen	(601,4)	(489,0)
Zinsen auf Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(81,0)	(110,9)
Umtauschverluste	(74,9)	(12,7)
Sonstige finanzielle Aufwendungen	(12,4)	(55,4)
SUMME	(769,7)	(668,1)
Sonstige Finanzerträge
Ertrag aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	234,6	219,6
Zinsergebnis aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	74,0	68,4
Zinsergebnis aus Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	86,8	144,1
Sonstige Finanzerträge	12,6	2,7
SUMME	407,9	434,8
SONSTIGE FINANZERTRÄGE UND -AUFWENDUNGEN, NETTO	(361,8)	(233,2)

7 AUFWENDUNGEN FÜR ERTRAGSTEUERN

7.1 Hauptauswirkungen

7.1.1 Aufschlüsselung der Aufwendungen für Ertragsteuern

Die Aufwendungen für Ertragssteuern, die im Erlös für 2009 angesetzt wurden, belaufen sich auf €1.719,3 Mio. (2008: €911,9 Mio.) und gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	2009	2008
Tatsächliche Ertragssteuern	(1.639,9)	(870,0)
Latente Steuern	(79,4)	(41,9)
SUMME ERTRAGSSTEUERAUFWAND, AUSGEWIESEN IM ERLÖS DES JAHRES	(1.719,3)	(911,9)

7.1.2 Änderung bei den latenten Steuern

Änderungen bei den latenten Steuern, die in der Konzernbilanz nach Aufrechnung der Ansprüche und Schulden aus latenten Steuern je steuerliche Einheit angesetzt wurden, gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	Vermögenswerte	Schulden	Nettoposten
Per 31. Dezember 2008	618,4	(10.546,4)	(9.928,0)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss für das Jahr	317,1	(396,5)	(79,4)
Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit	573,4	(573,4)	(0,0)
Sonstige	(90,1)	(340,0)	(430,1)
PER 31. DEZEMBER 2009	1.418,8	(11.856,3)	(10.437,5)

7.2 Überleitung vom theoretischen Ertragssteueraufwand zum tatsächlichen Ertragssteueraufwand

Eine Überleitung vom theoretischen Ertragssteueraufwand zum tatsächlichen Ertragssteueraufwand des Konzerns wird im Folgenden dargestellt:

in Millionen Euro	2009	2008
Jahresüberschuss	5.230,5	5.591,2
• Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	402,9	318,3
• Aufwendungen für Ertragsteuern	(1.719,3)	(911,9)
Erlös vor Ertragssteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (a)	6.546,8	6.184,7
davon französische Gesellschaften	1.841,0	940,4
davon Gesellschaften außerhalb Frankreichs	4.705,8	5.244,3
Gesetzlicher Ertragssteuersatz in Frankreich (b)	34,43%	34,43%
THEORETISCHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND (c) = (a) x (b)	(2.254,1)	(2.129,4)
Tatsächlicher Ertragssteueraufwand
Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz in Frankreich und dem gesetzlichen Steuersatz, der in Rechtsprechungen außerhalb Frankreichs gilt	146,0	90,3
Permanente Differenzen	(72,9)	83,4
Ermäßigte Ertragssteuer oder Steuerbefreiungd	476,6	954,7
Zusätzlicher Steueraufwande	(349,0)	(645,0)
Wirkung nicht erfasster latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen	(105,7)	(197,7)
Ansatz oder Verwendung des Steuerertrags bei zuvor nicht erfassten steuerlichen Verlustvorträgen und sonstigen steuerabzugsfähigen temporären Differenzen	140,4	348,6
Auswirkung von Änderungen der Steuersätze	19,7	(18,9)
Steuerguthaben	197,9	128,1
Sonstigef	81,9	474,1
TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND	(1.719,3)	(911,9)
EFFEKTIVER STEUERSATZ (TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND DIVIDIERT DURCH ERLÖS VOR ERTRAGSSTEUER UND ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS ASSOZIIERTER UNTERNEHMEN)	26,3%	14,7%

(d) enthält hauptsächlich Kapitalgewinne aus steuerfreien Veräußerungen von Anteilen in Belgien; die Wirkung niedrigerer Steuersätze auf Wertpapiertransaktionen in Frankreich und die Auswirkung einer speziellen Besteuerung für die Koordinierungszentren in Belgien.

(e) enthält hauptsächlich die Steuer auf Dividenden und die Steuer auf Tätigkeiten im Kernkraftbereich, die Stromerzeuger in Belgien zahlen (€213 Mio. 2009 und €222 Mio. 2008).

(f) enthält für 2008 hauptsächlich die Auswirkung von nicht mehr neutralisierend wirkenden Tätigkeiten, die zuvor durch die Auflösung des steuerlichen Organkreises der SUEZ SA neutralisiert wurden, und für 2009 den Ansatz eines latenten Steueranspruchs wegen der Neuorganisation der ingenieurtechnischen Tätigkeiten (siehe unten).

Die Änderung des effektiven Steuersatzes wird wie folgt erklärt:

―

Veräußerungsgewinne und ähnliche Positionen, die typischerweise steuerfrei sind, beliefen sich 2009 auf insgesamt €800,9 Mio. gegenüber €1.957,7 Mio. für 2008. Dieser Rückgang führte zu einem höheren effektiven Steuersatz;

―

die Neuorganisation des ingenieurtechnischen Bereichs bei SUEZ Tractebel führte zu einer steuerabzugsfähigen temporären Differenz und dem Ansatz eines latenten Steueranspruchs von €118 Mio. per 31. Dezember 2009;

―

der effektive Steuersatz 2008 profitierte von einer Reihe langfristiger Positionen. Dazu gehörten:

―	latente Steueransprüche von €151 Mio., die vom steuerlichen Organkreis GDF SUEZ SA für verschiedene temporäre Differenzen angesetzt wurden,
―	die Auswirkung der beendeten Neutralisation von zuvor neutralisierten Tätigkeiten in Verbindung mit der Auflösung des früheren steuerlichen Organkreises SUEZ, die zu einem steuerlichen Verlustvortrag von €898 Mio. führte, der sofort gegen den steuerbaren Erlös der GDF SUEZ SA für die Periode gerechnet wurde,
―	der Ansatz von €149 Mio. für latente Steueransprüche durch den neuen steuerlichen Organkreis SEC, entsprechend steuerlichen Verlustvorträgen, die durch den früheren steuerlichen Organkreis SUEZ SA transferiert wurden.

7.3 Analyse der latenten Steuern nach Art der temporären Differenz

7.3.1 Analyse der Position latente Steuern, netto, in der Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und -schulden pro steuerlicher Einheit) nach Art der temporären Differenz

	Bilanz per
in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	1.300,5	1.077,7
Pensionsverpflichtungen	1.023,4	1.028,0
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	495,2	458,0
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	714,6	451,5
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	473,6	634,4
Sonstige	671,3	801,9
SUMME	4.678,6	4.451,5
Latente Steuerschulden:
Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(8.707,8)	(9.485,8)
Sonstige Differenzen zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	(4.835,2)	(3.654,6)
Steueroptimierte Rückstellungen	(223,6)	(172,9)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Schulden zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(425,3)	(337,5)
Sonstige	(924,2)	(728,8)
SUMME	(15.116,1)	(14.379,6)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(SCHULDEN), NETTO	(10.437,5)	(9.928,1)

7.3.2 Analyse der in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen latenten Steueransprüche/-schulden, nach Art der temporären Differenz

	Auswirkungen in der Gewinn- und Verlustrechnung
in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	(41,4)	(9,3)
Pensionsverpflichtungen	18,6	(30,3)
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	2,4	84,1
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	160,0	(28,5)
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	155,5	195,2
Sonstige	22,0	245,3
SUMME	317,1	456,5
Latente Steuerschulden:
Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(0,6)	(89,7)
Sonstige Differenzen zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	(74,9)	27,2
Steueroptimierte Rückstellungen	(13,4)	(33,8)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Schulden zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(35,2)	(360,3)
Sonstige	(272,4)	(41,8)
SUMME	(396,5)	(498,4)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(SCHULDEN), NETTO	(79,4)	(41,9)

7.3.3 Analyse der im ergebnisneutral verrechneten Ergebnis ausgewiesenen latenten Steueransprüche/-schulden, nach Art der temporären Differenz

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	Änderung	31. Dez. 2008	Änderung	31. Dez. 2007
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	2,5	6,1	(3,6)	78,9	(82,5)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	97,1	(51,0)	148,2	173,6	(25,5)
Absicherungen der Nettoinvestitionen	(18,3)	(3,1)	(15,2)	(28,8)	13,6
Absicherungen des Cashflow	129,8	(335,9)	465,7	595,9	(130,2)
Anteil am Jahresüberschuss (Verlust) von assoziierten Unternehmen	10,0	7,2	2,9	3,3	(0,5)
SUMME (OHNE ANPASSUNGEN VON WÄHRUNGSUMRECHNUNGSDIFFER ENZEN)	221,2	(376,8)	598,0	822,9	(224,9)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(3,7)	5,9	(9,6)	3,2	(12,8)
SUMME	217,5	(370,9)	588,4	826,1	(237,7)

7.4 Nicht erfasste latente Steuern

7.4.1 Nicht erfasste abzugsfähige temporäre Differenzen

Am 31. Dezember 2009 beliefen sich die ungenutzten steuerlichen Verlustvorträge, die vom Konzern nicht ausgewiesen waren, auf €1.368,5 Mio. (Ende 2008: €1.223,7 Mio.) gegenüber den normalen Steuerverlusten (Wirkung der nicht erfassten latenten Steueransprüche von €432,3 Mio.). Alle steuerlichen Verlustvorträge aus dem steuerlichen Organkreis GDF SUEZ sind in der Bilanz ausgewiesen.

Nach einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs vom 12. Februar 2009 im Fall Cobelfret wurde Belgien für sein System des Abzugs für erhaltene Dividenden (DRD) mit Sanktionen belegt. Von Tochtergesellschaften erhaltene Dividenden müssen jetzt vorgetragen werden. Da einige Gesellschaften des Konzerns nicht erwarten können, mittelfristig genug steuerbare Gewinne zu haben, um den DRD nutzen zu können, haben sie latente Steueransprüche bei diesen steuerlichen Verlustvorträgen nicht ausgewiesen. Wegen des Mangels an Klarheit in den bestehenden gesetzlichen und verwaltungsrechtlichen Bestimmungen auf diesem Gebiet, insbesondere beim Umgang mit steuerlichen Verlustvorträgen beispielsweise im Falle einer Fusion oder eines Spin-off, und angesichts der andauernden Rechtsstreitigkeiten war der Konzern nicht in der Lage, den genauen Betrag dieser Vorträge am Ende der Berichtsperiode zu ermitteln.

Die Ablauftermine für diese nicht erfassten steuerlichen Verlustvorträge werden im Folgenden dargestellt:

in Millionen Euro	Normale Steuerverluste
2010	85,4
2011	53,2
2012	35,7
2013	71,3
2014	131,3
2015 und darüber hinaus	991,7
SUMME	1.368,5

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug für 2009 €129,9 Mio. und €289,5 Mio. für 2008.

7.4.2 Nicht erfasste latente Steuern auf steuerbare temporäre Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, Joint Ventures und assoziierte Unternehmen

Latente Steuerschulden werden für temporäre Differenzen nicht ausgewiesen, wenn der Konzern in der Lage ist, den Zeitplan für ihre Aufholung zu kontrollieren und es wahrscheinlich ist, dass die temporäre Differenz in vorhersehbarer Zukunft nicht aufgeholt wird. Ebenso wie latente Steuerschulden für temporäre Differenzen nicht ausgewiesen werden, die zu keiner Steuerzahlung führen, wenn sie aufgeholt werden (insbesondere bei steuerbefreiten Kapitalgewinnen aus Veräußerungen von Investitionen in Belgien und der Beseitigung der Steuer auf Kapitalgewinne in Frankreich seit 1. Januar 2007).

8 ERGEBNIS JE AKTIE

Die Angaben zu den Ergebnissen je Aktie für die Berichtsperioden 2008 und 2009 berücksichtigen die Auswirkung der Stockdividende, die in der ersten Hälfte 2009 gezahlt wurde.

Wegen des umgekehrten Unternehmenserwerbs von Gaz de France durch SUEZ und gemäß IFRS 3 wurde die durchschnittliche Anzahl der in Umlauf befindlichen Aktien, die als Nenner für die Ermittlung der Angaben zu den Ergebnissen je Aktie für 2008 benutzt wird, berechnet, indem das Jahr 2008 in eine Periode vor der Fusion und eine Periode nach der Fusion geteilt wurde. Die Anzahl der in Umlauf befindlichen Aktien für die Periode bis 22. Juli 2008 repräsentiert die Anzahl der von GDF SA ausgegebenen Aktien (die für rechtliche Zwecke als Erwerber gilt) als Gegenleistung für den Beitrag von SUEZ, angepasst um die Wirkung der Änderungen der Zahl der von SUEZ emittierten Aktien (das aus rechtlichen Gründen als in Gaz de France aufgegangen angesehen wird) in diesem Perioden. Der Nenner für die Periode nach der Fusion ist die Durchschnittszahl der von GDF SUEZ ausgegebenen und im Umlauf befindlichen Aktien.

	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Zähler (in Millionen Euro)
Konzernanteil am Jahresüberschuss	4.477,3	4.857,1
Nenner (in Millionen Euro)
Durchschnittszahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.188,9	1.638,0
Auswirkung von wandelbaren Instrumenten
• Gratisaktienprogramm für Arbeitnehmer	7,4	3,4
• Pläne zum Zeichnen und Erwerben von Aktien durch Arbeitnehmer	6,2	11,5
VERWÄSSERTE DURCHSCHNITTSZAHL IM UMLAUF BEFINDLICHER AKTIEN	2.202,5	1.652,9
Ergebnisse je Aktie (Euro)
Ergebnisse je Aktie	2,05	2,97
Verwässerte Ergebnisse je Aktie	2,03	2,94

Der Spin-off von 65% von SUEZ Environnement wirkte automatisch verwässernd auf die Konzernergebnisse pro Aktie für 2008. Hätte der Spin-Off am 1. Januar 2008 stattgefunden, hätten die Ergebnisse je Aktie und die verwässerten Ergebnisse je Aktie für 2008 €2,89 bzw. €2,87 betragen.

Erläuterung 24 beschreibt die wandelbaren Instrumente, die bei der Berechnung der verwässerten Ergebnisse je Aktie berücksichtigt wurden, und die Zahl der in dieser Periode im Umlauf befindlichen Aktien. Den Arbeitnehmern gewährte Aktienoptionen sind nicht in die Berechnung der verwässerten Ergebnisse pro Aktie einbezogen, wenn sie unter den herrschenden Marktbedingungen nicht im Geld sind.

9 GOODWILL

9.1 Entwicklungen beim Buchwert des Goodwill

in Millionen Euro	Bruttobetrag	Wertminderungs- aufwand	Nettobetrag
Per 31. Dezember 2007	15.065,9	(163,2)	14.902,7
Erwerbe	12.985,9
Wertminderung		(47,7)
Veräußerungen	(147,2)	(19,3)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(37,3)	12,6
Sonstige	(128,7)	(10,8)
Per 31. Dezember 2008	27.738,6	(228,3)	27.510,1
Erwerbe	1.260,5
Wertminderung		(10,8)
Veräußerungen	(410,6)	0,0
Währungsumrechnungsdifferenzen	34,4	(10,6)
Sonstige	(385,0)	0,7
PER 31. DEZEMBER 2009	28.238,0	(249,0)	27.989,0

Zugänge zum Goodwill 2009 beziehen sich hauptsächlich auf die Erwerbe deutscher Unternehmen in der CGU Energy Benelux & Germany in Verbindung mit den Vereinbarungen zwischen Electrabel und E.ON (€453,5 Mio.) und den Erwerb von Izgaz in der Türkei (€179,2 Mio.), Heron in Griechenland (€61,1 Mio.) und den Erwerb eines Anteils an den Stadtwerken Wuppertal Energie und Wasser in Deutschland (€100,8 Mio.). Der Goodwill wurde auch für einen zusätzlichen Anteil erfasst, der an Swire Sita in Hong Kong (€168,8 Mio.) erworben wurde.

2008 resultierte der erfasste Goodwill hauptsächlich aus dem Erwerb von Gaz de France (€11.390 Mio.), FirstLight (€657,2 Mio. ausgehend von einer vorläufigen Eröffnungsbilanz) und Senoko (€303,5 Mio.) in der Sparte Energy International. Die Berechnung der Kosten für den Erwerb von Gaz de France und ihre Zuordnung zu den Vermögenswerten und Schulden von Gaz de France sind in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" dargestellt.

Die Veräußerungen 2009 enthalten einen Teil des Goodwills, der der CGU Energy Benelux & Germany in Verbindung mit verschiedenen Veräußerungen zugeordnet wird, die diese CGU getätigt hat (vgl. Erläuterung 5.4). Dabei geht es zumeist um Verkäufe von Beteiligungen an Unternehmen im Kommunalverbund, den Verkauf von 250 MW Produktionskapazität an SPE und den Tausch von Produktionskapazität in Europa mit E.ON. 2008 ging es bei den Veräußerungen um den Verkauf von Distrigas und Fluxys.

Sonstige Änderungen 2009 spiegeln den Abschluss der Eröffnungsbilanz für FirstLight (Negativwirkung von €503,3 Mio.) und Gaz de France (Positivwirkung von €117 Mio.) wider.

Der Goodwill aus dem Erwerb von Minderheitsbeteiligungen belief sich auf €44,5 Mio. für 2009 gegenüber €27,9 Mio. für 2008. Da es keine spezielle Anleitung durch die IFRS gibt, wird dieser Goodwill nach den in Erläuterung 1.4.4.1 beschriebenen Grundsätzen angesetzt.

9.2 Zuordnung von Goodwill aus dem Erwerb von Gaz de France zu Goodwill-CGUs

Nach dem Erwerb von Gaz de France im Juli 2008 und der Neuorganisation des Managements durch den Konzern definierte GDF SUEZ 2009 Zahlungsmittel generierende Einheiten ("Goodwill-CGUs"), denen Goodwill zugeordnet wird, damit jährlich Werthaltigkeitstests für den Goodwill durchgeführt werden können.

Der Konzern hat die Goodwill-CGUs, die früher innerhalb des Suez-Konzerns gebildet worden waren, beibehalten, ausgenommen dort, wo es eine interne Umstrukturierung oder Zusammenlegung gegeben hat, die Vermögenswerte betrafen, die als Teil der Fusion mit Gaz de France erworben wurden.

Die Festlegung der neuen Goodwill-CGUs als Ergebnis des Erwerbs der Geschäftstätigkeit von Gaz de France beruhte auf:

―	Management-Einheiten und den entsprechenden Berichtsebenen;
―	Ähnlichkeiten wirtschaftlicher und rechtlicher Umfelder;
―	Marktreife;
―	Synergien zwischen den entsprechenden Vermögenswerten;
―	die Integration von Wertschöpfungsketten, insbesondere im Hinblick auf Maßnahmen des operativen Cashflow-Pooling.

Der Goodwill aus der Fusion mit Gaz de France wurde ausgehend von diesen neuen Goodwill-CGUs 2009 auf Werthaltigkeit getestet. Der Goodwill repräsentiert erwartete Synergien hinsichtlich von Gasversorgung, Nicht-Energie-Einkäufen, betriebliche und Verkaufsaufwendungen und Erlöse, Marktanteil, Erschließungskapazität und sonstige Vermögenswerte aus der Fusion, die nicht als identifizierbarer Vermögenswert erfasst werden konnten.

9.3 Die wichtigsten Goodwill-CGUs

Die folgende Tabelle gliedert den Goodwill nach CGU:

CGU
in Millionen Euro	Geschäftssegment	31. Dez. 2009
---	---	---
WESENTLICHE-CGUs
Energy France	Energy France	2.857,6
Energy Benelux & Germany	Energy Benelux & Germany	8.124,0
Midstream/Downstream	Global Gas & LNG	4.378,6
Verteilung	Infrastructures	3.880,0
SONSTIGE BEDEUTENDE CGUs
Lagerung	Infrastructures	1.268,0
Transport	Infrastructures	718,0
Energie - Mittel- und Osteuropa	Energy Europe	835,6
Energie - Nordamerika	Energy North America	630,7
Sita France	SUEZ Environnement	515,2
Agbar	SUEZ Environnement	643,8
SONSTIGE CGUs (EINZELN UNTER €500 MIO.)		4.137,4
SUMME		27.989,0

9.4 Werthaltigkeitstests

Alle Goodwill-Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) werden ausgehend von den Daten Ende Juni und einer Prüfung der Gegebenheiten in der zweiten Jahreshälfte auf Werthaltigkeit getestet. Der erzielbare Betrag aus CGUs wird mit einer Reihe verschiedener Methoden bestimmt, zu denen der abgezinste Cashflow und die regulatorische Kapitalbasis (RAB) gehören. Die Methode des abgezinsten Cashflows nutzt Cashflow-Prognosen explizit über eine 6-Jahres-Periode, die auf einem mittelfristigen Geschäftsplan fußen, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hat. Bei Anwendung der Methode des abgezinsten Cashflows bezieht sich der erzielbare Betrag der Goodwill-CGUs auf drei Szenarios ("niedrig", "mittel" und "hoch"). Das mittlere Szenario wird gewöhnlich bevorzugt.

Die erzielbaren Beträge aus der Anwendung dieser drei Szenarios beruhen auf Schlüsselannahmen wie den Abzinsungssätzen.

Die angewandten Abzinsungssätze werden auf der Basis des gewichteten Gesamtkapitalkostensatzes ermittelt, der angepasst wird, um die betriebliche Tätigkeit, das Land und die Währungsrisiken widerzuspiegeln, die mit jeder überprüften CGU verbunden sind.

Die Abzinsungssätze entsprechen risikolosen Marktzinssätzen, zuzüglich eines Länderrisikozuschlags.

Die Sätze nach Steuern, mit denen der Nutzungswert von Vermögenswerten bei den Cashflow-Prognosen bewertet wird, lagen 2009 zwischen 4,1% und 11,5% (2008 waren es 5,0% und 9,9%).

9.4.1 Wesentliche CGUs

Mit Ausnahme der im Folgenden beschriebenen CGUs Energy France, Energy - Benelux & Germany, Midstream/Downstream und Distribution macht kein einzelner Goodwill-Betrag, der CGUs zugeordnet ist, mehr als 5% des Gesamtgoodwill des Konzerns aus.

Ausgehend von Ereignissen, die vernünftigerweise wahrscheinlich am Ende der Berichtsperiode eintreten werden, ist der Konzern der Auffassung, dass keine Wertminderung des Goodwill angesetzt werden sollte und dass Änderungen, die mit vernünftiger Wahrscheinlichkeit bei den nachstehend beschriebenen Schlüsselannahmen eintreten, den Buchwert nicht erheblich über den erzielbaren Betrag steigern würden.

Der der CGU Energy France zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2009 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €2,9 Mrd. Die CGU Energy France umfasst eine Reihe von Tätigkeiten, zu denen die Stromerzeugung, der Verkauf von Gas, Strom und die entsprechenden Dienstleistungen und die Bereitstellung umweltfreundlicher Lösungen für Gebäude gehören.

Der erzielbare Betrag der CGU wird aufgrund des Nutzungswerts der Gruppe von Vermögenswerten ermittelt, primär errechnet mit den Cashflow-Prognosen aus dem sich über sechs Jahre erstreckenden mittelfristigen Geschäftsplan, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hat. Die wesentlichen Annahmen beziehen sich auf die erwarteten Tätigkeitsbedingungen nach Vorgabe des Management Committee des Konzerns, insbesondere Änderungen der regulierten Preise, Marktpreise, Marktaussichten und geltende Abzinsungssätze. Die Eingangsdaten für jede dieser Annahmen reflektieren sowohl Erfahrungen der Vergangenheit als auch die bestmögliche Schätzung der Marktpreise.

Die Cashflows werden entweder über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte oder über die Laufzeiten der Verträge hochgerechnet, die mit den Tätigkeiten der Einheiten in der CGU zusammenhängen.

Die angewandten Abzinsungssätze reichen von 6,2% bis 11,0% und geben den gewichteten Gesamtkapitalkostensatz wieder, der angepasst wird, um die Geschäftsrisiken für die Vermögenswerte der CGU zu verdeutlichen.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 21% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 23% auf diese Rechnung.

Der der CGU Energy - Benelux & Germany zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2009 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €8,1 Mrd. Diese CGU umfasst die Stromerzeugung, Verkaufs- und Verteilungstätigkeiten in Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland.

Die jährliche Überprüfung des erzielbaren Betrags dieser CGU basierte auf ihrem geschätzten Nutzungswert.

Um den Nutzungswert zu schätzen, setzt der Konzern Hochrechnungen des Cashflow an, die auf vom Management Committee des Konzerns genehmigten Finanzprognosen über eine 6-Jahres-Periode und einem Abzinsungssatz von 7,1% beruhen. Einen Endwert erhielt man durch Anwendung des Mittelwerts aus (i) Cashflows, der über eine 6-Jahres-Periode extrapoliert wurde bei einer Wachstumsrate in Höhe der erwarteten Inflation (2%) und (ii) aus dem EBITDA-Multiplikator für den europäischen Rohstoffsektor, angewandt auf ein Standard-EBITDA.

Die wesentlichen Annahmen enthalten den Abzinsungssatz und die erwarteten Trends bei langfristigen Preisen für Strom und Brennstoff. Diese Eingangsgrößen reflektieren die bestmöglichen Schätzungen der Marktpreise, während der Brennstoffverbrauch unter Berücksichtigung der erwarteten Änderungen bei den Produktionsvermögenswerten geschätzt wird. Die Abzinsungssätze und Multiplikatoren sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 27% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 32% auf diese Rechnung.

Die Auswirkung eines Rückgangs bei den durchschnittlichen Spreads um €2/MWh auf den Endwert hätte eine Negativwirkung von 30% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Die Auswirkung einer Erhöhung bei den durchschnittlichen Spreads um €2/MWh auf den Endwert hätte eine Positivwirkung von 30% auf diese Rechnung.

Der der CGU Midstream/Downstream zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2009 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €4,4 Mrd. Die CGU Midstream/Downstream enthält Konzerneinheiten, die Gas aus Lieferverträgen, von organisierten Märkten und von Marktangeboten für Energie an den Konzern liefern und entsprechende Energiedienstleistungen an die größten Kunden des Konzerns in Europa.

Der erzielbare Betrag der CGU "Midstream/Downstream" wird ebenfalls aufgrund des Nutzungswerts mit den Cashflow-Prognosen aus dem sich über sechs Jahre erstreckenden mittelfristigen Geschäftsplan errechnet, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hat. Die Abzinsungssätze für diese Prognosen reichen von 7,0% bis 9,0%, je nach Geschäftstätigkeit und Länderrisiken. Der erzielbare Betrag enthält einen Endwert für die Periode über die sechs Jahre hinaus, die durch den Geschäftsplan abgedeckt sind, berechnet mit einer langfristigen Wachstumsrate, die die erwartete Inflation (2%) beim Standard-EBITDA im letzten Jahr der Prognosen darstellt.

Die wesentlichen Annahmen enthalten vor allem die Abzinsungssätze, die geschätzten Preise für Kohlenwasserstoff, Wechselkursänderungen Euro/Dollar, die Marktaussichten und die geschätzte Upstream-Marge, die diesen Tätigkeiten zu Eigen ist. Die benutzten Eingangsgrößen reflektieren die bestmöglichen Schätzungen für Marktpreise und erwartete Markttrends.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 36% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 42% auf diese Rechnung.

Eine Erhöhung der langfristigen Wachstumsrate zur Bestimmung des Endwerts um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 28% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Eine Senkung der langfristigen Wachstumsrate um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 24% auf diese Rechnung. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen.

Der der CGU Distribution zugeordnete Goodwill

Der dieser CGU per 31. Dezember 2009 zugeordnete Gesamt-Goodwill betrug €3,9 Mrd. Die CGU Distribution umfasst die Gasverteilungstätigkeit des Konzerns in Frankreich.

Der erzielbare Betrag dieser CGU wurde mit einer Methode errechnet, die auf der regulatorischen Kapitalbasis fußt. Die regulatorische Kapitalbasis ist der Wert, den der Regulierer den vom Vertreiber betriebenen Vermögenswerten beimisst, sie ist die Summe der künftigen Cashflows vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.

9.4.2 Sonstige bedeutende CGUs

Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der sonstigen Zahlungsmittel generierenden Einheiten:

CGU	Geschäftssegment	Bewertungsmethode	Abzinsungssatz
Energy - Central & Eastern Europe	Energy Europe	DCF	7,2% - 11,5%
Energy - North America	Energy North America	DCF	6,4% - 10,3%
Storage	Infrastructures	DCF	6,5%
Sita France	SUEZ Environnement	DCF	5,8%
Agbar	SUEZ Environnement	DCF + kürzlich vorgenommene Transaktionen	6,5%

9.5 Goodwill-Segmentberichterstattung

Der Buchwert des Goodwill kann wie folgt nach Geschäftssegment analysiert werden:

in Millionen Euro		31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Gaz de France		0,0	11.390,1
Energy France		2.857,6	1.104,1
Energy Europe & International		10.558,2	11.294,4
davon:	Energy Benelux & Germany	8.124,0	9.084,1
	Energy Europe	1.376,9	727,6
	Energy North America	630,7	1.064,7
	Energy Latin America	30,5	25,5
	Energy Middle East, Asia & Africa	396,0	392,6
Global Gas & LNG		4.462,0	0,0
Infrastructures		5.955,0	0,0
Energy Services		1.072,8	786,9
SUEZ Environnement		3.082,3	2.910,1
Sonstige		1,1	24,6
SUMME		27.989,0	27.510,1

Infolge der Neuorganisation nach der Fusion von Gaz de France und SUEZ wurde der Goodwill, der zuvor dem Geschäftssegment Benelux & Germany zugeordnet war, zusammen mit der Zuordnung der entsprechenden Vermögenswerte zu Energy France transferiert.

10 IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE, NETTO

10.1 Entwicklungen bei immateriellen Vermögenswerten

in Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsanrechte	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2007	3.253,0	1.179,9	2.535,1	6.968,0
Erwerbe	204,2	1.210,0	905,7	2.319,9
Veräußerungen	25,7	0,0	(69,2)	(95,0)
Währungsumrechnungsdifferenzen	17,1	0,0	(25,0)	(7,9)
Änderungen des Konsolidierungskreises	114,9	0,0	5.310,9	5.425,8
Sonstige	9,4	0,0	46,4	55,8
Per 31. Dezember 2008	3.572,8	2.389,8	8.703,9	14.666,6
Erwerbe	397,8	15,0	803,4	1.216,2
Veräußerungen	(8,0)	0,0	(187,9)	(195,9)
Währungsumrechnungsdifferenzen	5,8	0,0	(1,7)	4,1
Änderungen des Konsolidierungskreises	240,8	0,0	281,6	522,4
Sonstige	184,5	0,0	(79,3)	105,1
PER 31. DEZEMBER 2009	4.393,7	2.404,9	9.520,0	16.318,6
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND
Per 31. Dezember 2007	(1.456,6)	(555,2)	(1.458,5)	(3.470,4)
Abschreibung und Wertminderung	(140,8)	0,0	(414,5)	(555,3)
Veräußerungen	20,5	0,0	61,0	81,4
Währungsumrechnungsdifferenzen	(6,7)	0,0	(3,6)	(10,3)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(14,9)	0,0	(21,5)	(36,2)
Sonstige	(7,1)	0,0	22,9	15,8
Per 31. Dezember 2008	(1.605,5)	(555,2)	(1.814,3)	(3.975,0)
Abschreibung und Wertminderung	(162,2)	(85,8)	(677,1)	(925,0)
Veräußerungen	4,0	0,0	83,8	87,8
Währungsumrechnungsdifferenzen	3,4	0,0	8,9	12,2
Änderungen des Konsolidierungskreises	(35,4)	0,0	(61,3)	(96,6)
Sonstige	(16,5)	(24,4)	38,8	(2,1)
PER 31. DEZEMBER 2009	(1.812,2)	(665,3)	(2.421,2)	(4.898,7)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2007	1.796,4	624,7	1.076,6	3.497,7
Per 31. Dezember 2008	1.967,3	1.834,7	6.889,6	10.691,6
PER 31. DEZEMBER 2009	2.581,5	1.739,6	7.098,8	11.419,9

2009 beziehen sich die Erwerbe hauptsächlich auf immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen in der Sparte SUEZ Environnement (€241,2 Mio.) und aus Explorationsgenehmigungen in Indonesien (€100,5 Mio.) - Transaktionen, die Teil der Verpflichtungszusagen im Zusammenhang mit der Fusion mit Gaz de France sind, die in Erläuterung 2.2 beschrieben sind - und aus Explorationsgenehmigungen in Algerien (€103,8 Mio.).

Bei den Veräußerungen geht es hauptsächlich um den Verkauf eines Anteils von 20% an der Betriebsgenehmigung von Alam El Shawish in Ägypten mit einer negativen Auswirkung von €83,9 Mio.

Bruttoveränderungen des Konsolidierungskreises infolge des Erwerbs von Izgaz in der Türkei und Nuove Acque in Italien stärkten den Bereich der Konzessionsverträge mit €135,5 Mio. bzw. €46,8 Mio., während die Änderung der Konsolidierungsmethode für die Reti-Gruppe in Italien ihn mit €34,7 Mio. vergrößerte. Bruttoveränderungen des Konsolidierungskreises infolge des Erwerbs der Wuppertaler Stadtwerke Energie und Wasser in Deutschland und von Nuove Acque in Italien erhöhten den Anteil der sonstigen immateriellen Vermögenswerte um €63,3 Mio. bzw. €53,0 Mio., während die Änderung der Konsolidierungsmethode für die Reti-Gruppe in Italien ihn mit €125,9 Mio. vergrößerte.

Ein Wertminderungsaufwand von €209,0 Mio. wurde in dieser Periode hauptsächlich für die Betriebs- und Produktionsgenehmigungen im Golf von Mexiko und Libyen ausgewiesen.

2008 bezogen sich die Erwerbe hauptsächlich auf immaterielle Vermögenswerte aus der Fusion mit Gaz de France, sie bestanden im Wesentlichen aus den Kundenkontakten, Marken und Gaslieferverträgen. Der beizulegende Zeitwert dieser Vermögenswerte ist in Erläuterung 2.2 dargestellt.

10.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

Der Konzern verwaltet eine Reihe von Konzessionen im Sinne der Definition in SIC 29 (vgl. Erläuterung 22), bei denen es um Trinkwasserverteilung, Wasseraufbereitung, Abfallabholung und -aufbereitung und Stromverteilung geht. Die Rechte, die der Konzern als Konzessionsbetreiber für diese Infrastruktureinrichtungen erhalten hat, fallen in den Geltungsbereich von IFRIC 12 und werden nach dem Modell der immateriellen Vermögenswerte als immaterielle Vermögenswerte bilanziert.

10.1.2 Kapazitätsanrechte

Der Konzern war an der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke beteiligt, die von Dritten betrieben werden, und erhielt als Gegenleistung das Recht, einen Teil der Leistung über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte zu kaufen. Diese Anrechte werden über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte, aber über höchstens 40 Jahre, abgeschrieben. Gegenwärtig hält der Konzern Anrechte an dem Kraftwerk Chooz B in Frankreich, den Kraftwerken MKV und HKV in Deutschland und dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.

10.1.3 Sonstige

Ende 2009 befinden sich unter dieser Position vor allem immaterielle Vermögenswerte, die infolge der Fusion mit Gaz de France erworben wurden, dazu gehören im Wesentlichen die Marke und die Kundenkontakte von Gaz de France sowie Gaslieferverträge und Verträge über Wasserentnahmerechte.

10.1.4 Nicht abschreibbare immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, weil ihre Nutzungsdauer unbestimmt ist, beliefen sich per 31. Dezember 2009 auf €782,5 Mio. (€703,2 Mio. für Ende 2008). Hier geht es hauptsächlich um Wasserentnahmerechte und die Marke Gaz de France, die als Teil der Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zu den Vermögenswerten und Schulden von Gaz de France erfasst wurden. Aufgrund der in Erläuterung 9 "Goodwill" beschriebenen Werthaltigkeitstests geht der Konzern davon aus, dass kein Wertminderungsaufwand bei diesen Vermögenswerten geltend gemacht werden muss.

10.2 Kosten für Forschung und Entwicklung

Forschung und Entwicklung beziehen sich primär auf verschiedene Studien über technologische Innovation, Effizienzsteigerungen bei den Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und Nutzung von Energieressourcen.

Die Kosten für Forschung und Entwicklung (ohne Kosten für technische Unterstützung), die die Kriterien für einen Ansatz als immaterieller Vermögenswert nicht erfüllen, beliefen sich 2009 auf €218 Mio. und 2008 auf €127 Mio.

Aufwendungen bei unternehmenseigenen Projekten in der Entwicklungsphase, die die Definition eines immateriellen Vermögenswerts erfüllen, sind nicht wesentlich.

11 SACHANLAGEN, NETTO

11.1 Entwicklungen bei Sachanlagen

in Millionen Euro	Grundstücke	Gebäude	Anlagen und Maschinen	Fahrzeuge	Demontage- kosten	Anlagen in Bau
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2007	1.864,0	5.646,0	33.414,6	1.619,2	898,8	2.284,1
Erwerbe	77,0	102,4	2.018,0	164,8	0,0	4.553,9
Veräußerungen	48,6	(83,8)	(270,7)	(103,3)	(3,1)	7,0
Währungsumrechnungsdifferenzen	(149,7)	(417,0)	(998,1)	(62,3)	(53,5)	(120,6)
Änderungen des Konsolidierungskreises	157,1	1.981,7	31.756,5	(10,8)	14,3	2.568,0
Sonstige	54,7	47,2	2.804,0	40,0	145,0	(2.257,1)
Per 31. Dezember 2008	1.954,3	7.276,5	68.724,3	1.647,6	1.001,4	7.035,3
Erwerbe	104,0	99,7	1.590,9	122,7	0,0	6.473,9
Veräußerungen	(70,0)	(58,3)	(1.192,5)	(104,0)	(21,0)	6,9
Währungsumrechnungsdifferenzen	69,8	450,9	488,4	17,8	24,3	160,6
Änderungen des Konsolidierungskreises	0,6	252,5	528,0	8,0	0,3	101,2
Sonstige	278,0	194,4	3.862,7	30,9	66,6	(4.007,4)
PER 31. DEZEMBER 2009	2.336,6	8.215,8	74.001,7	1.723,0	1.071,7	9.770,4
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2007	(902,3)	(2.024,1)	(19.767,7)	(1.082,5)	(663,3)	(40,6)
Abschreibung und Wertminderung	(73,4)	(311,4)	(2.177,0)	(288,9)	(34,0)	(13,0)
Veräußerungen	32,7	65,3	310,9	97,7	(0,9)	0,0
Währungsumrechnungsdifferenzen	82,9	115,5	391,7	36,9	39,4	(1,1)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(4,4)	1,4	1.479,4	59,8	(6,3)	0,0
Sonstige	0,1	52,6	(156,9)	139,6	(8,5)	21,6
Per 31. Dezember 2008	(864,4)	(2.100,7)	(19.919,6)	(1.037,4)	(673,6)	(33,1)
Abschreibung und Wertminderung	(91,4)	(378,0)	(3.595,1)	(159,7)	(56,2)	(141,2)
Veräußerungen	46,8	51,5	890,6	96,6	10,6	2,4
Währungsumrechnungsdifferenzen	(37,2)	(107,3)	(126,7)	(11,1)	(13,5)	1,0
Änderungen des Konsolidierungskreises	2,9	8,1	193,3	(5,1)	0,0	0,0
Sonstige	(12,7)	(31,9)	179,0	19,9	1,1	0,9
PER 31. DEZEMBER 2009	(956,0)	(2.558,2)	(22.378,4)	(1.096,9)	(731,6)	(170,0)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2007	961,6	3.621,9	13.646,9	536,6	235,5	2.243,5
Per 31. Dezember 2008	1.089,9	5.175,8	48.804,7	610,2	327,8	7.002,2
PER 31. DEZEMBER 2009	1.380,6	5.657,5	51.623,3	626,1	340,0	9.600,4

in Millionen Euro	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2007	2.385,4	48.111,9
Erwerbe	88,3	7.004,4
Veräußerungen	(72,5)	(575,0)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(9,8)	(1.811,1)
Änderungen des Konsolidierungskreises	81,5	36.548,4
Sonstige	(1.166,9)	(333,2)
Per 31. Dezember 2008	1.306,0	88.945,5
Erwerbe	76,1	8.467,3
Veräußerungen	(46,6)	(1.485,5)
Währungsumrechnungsdifferenzen	3,2	1.215,0
Änderungen des Konsolidierungskreises	10,5	901,2
Sonstige	(108,4)	316,7
PER 31. DEZEMBER 2009	1.240,9	98.360,0
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2007	(1.034,3)	(25.514,8)
Abschreibung und Wertminderung	(82,8)	(2.980,5)
Veräußerungen	59,1	564,8
Währungsumrechnungsdifferenzen	8,4	673,6
Änderungen des Konsolidierungskreises	(18,6)	1.511,4
Sonstige	233,6	282,2
Per 31. Dezember 2008	(834,6)	(25.463,3)
Abschreibung und Wertminderung	(87,6)	(4.509,1)
Veräußerungen	41,5	1.140,1
Währungsumrechnungsdifferenzen	(2,4)	(297,2)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(2,5)	196,7
Sonstige	81,6	237,7
PER 31. DEZEMBER 2009	(804,0)	(28.695,2)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2007	1.351,1	22.597,1
Per 31. Dezember 2008	471,4	63.482,0
PER 31. DEZEMBER 2009	436,9	69.664,9

Nettoveränderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit €1.097,9 Mio. auf die Sachanlagen aus. Bei diesen Veränderungen geht es hauptsächlich um (i) den Erwerb von konventionellen und Wasserkraftwerken von E.ON (€72,1 Mio.); (ii) die Änderung der Konsolidierungsmethode für die Reti-Gruppe in Italien (€583,0 Mio.); (iii) die erstmalige Konsolidierung von Evi innerhalb von Sita Nederland in den Niederlanden (€187,3 Mio.) und (iv) den Erwerb von Beteiligungen an den Stadtwerken Wuppertal Energie und Wasser in Deutschland (€133,1 Mio.) und von Heron in Griechenland (€127,1 Mio.).

Die Veräußerungen beliefen sich auf €345,4 Mio., sie sind hauptsächlich das Ergebnis von Vereinbarungen mit SPE hinsichtlich der Verpflichtungen gegenüber der belgischen Regierung ("Pax Electrica II") über €46,3 Mio. und des Asset-Swap zwischen Electrabel und E.ON in Höhe von €164,3 Mio.

Die Hauptauswirkungen von Wechselkursschwankungen auf den Bruttowert der Sachanlagen per 31. Dezember 2009 bestehen vor allem in Umrechnungsgewinnen beim brasilianischen Real (€1.001,0 Mio.), der norwegischen Krone (€256,9 Mio.) und dem Pfund Sterling (€100,9 Mio.) und Umrechnungsverlusten beim US-Dollar (€297,0 Mio.).

Der Wertminderungsaufwand betrug 2009 €227,4 Mio. und wird hauptsächlich gegen das Projekt gebucht, in Brunsbüttel/Stade in Deutschland ein Kohlekraftwerk zu bauen (€113 Mio.).

Vermögenswerte in Bezug auf Exploration und Produktion von Bodenschätzen aus der obigen Tabelle werden in Erläuterung 19 "Explorations- und Produktionstätigkeit" erklärt.

11.2 Verpfändete und mit einer Hypothek belastete Vermögenswerte

Posten aus Sachanlagen, die der Konzern als Bürgschaft für Finanzschulden verpfändet hat, belaufen sich per 31. Dezember 2009 auf €2.596,5 Mio. gegenüber €2.417,1 Mio. per 31. Dezember 2008.

11.3 Vertragliche Zusicherungen zum Erwerb von Sachanlagen

In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit haben einige Gesellschaften des Konzerns Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen abgegeben, wie die entsprechenden Dritten die Verpflichtung zur Lieferung. Diese Zusicherungen beziehen sich im Wesentlichen auf Bestellungen von Ausrüstung, Fahrzeugen und Material, die für den Bau von Energieerzeugungsanlagen (Strom und Kraft-Wärme-Kopplung) und für Dienstleistungsvereinbarungen erforderlich sind.

Die Zusicherungen des Konzerns zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2009 auf €4.632,8 Mio. (Ende 2008 waren es €5.168,6 Mio.). Der Rückgang im Jahresvergleich resultiert im Wesentlichen aus der Entscheidung, das Projekt eines zweiten Kohlekraftwerks in Brunsbüttel/Stade in Deutschland aufzugeben, und auf eingehaltene Zusicherungen im Rahmen von Investitionsprogrammen der Sparte Energy Europe & International, denen teilweise eine Erhöhung von Zusicherungen gegenübersteht, die sich auf den Bau eines Staudamms für ein Wasserkraftwerk in Brasilien (Jirau) beziehen.

11.4 Sonstige Informationen

Die Fremdkapitalkosten, die in den Sachanlagenkosten enthalten sind, beliefen sich per 31. Dezember 2009 auf €249,2 Mio. und Ende 2008 auf €97,6 Mio.

12 INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN

12.1 Aufgliederung von Investitionen in assoziierte Unternehmen

	12.1 Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen		Anteil am Jahresüberschuss (Verlust) von assoziierten Unternehmen
in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
---	---	---	---	---
Belgische Unternehmen im Kommunalverbund	510,2	670,4	190,4	174,8
Elia	(85,5)	(85,1)	23,4	26,7
Fluxys	242,0	240,4	57,4	31,0
Gasag	462,8	460,9	19,3	27,8
GTT	132,0	244,8	7,7	28,0
Reti Italia		277,0		1,0
SPE-Gruppe		515,0		(2,0)
Sonstige	914,1	780,9	104,6	31,0
SUMME	2.175,6	3.104,3	402,9	318,3

Mit Wirkung vom 1. Januar 2009 war die Gruppe Reti Italia voll konsolidiert, während die SPE-Gruppe in der ersten Jahreshälfte 2009 als Teil der Verpflichtungszusagen im Zusammenhang mit der Fusion von Gaz de France und SUEZ verkauft worden ist.

Der drastische Wertverlust der Beteiligung des Konzerns an den Unternehmen im Kommunalverbund bedeutet eine Kapitalherabsetzung ebenso wie die Verringerung der Anteile des Konzerns an den Unternehmen im Kommunalverbund im wallonischen Teil.

Die Dividenden, die der Konzern von seinen assoziierten Unternehmen empfangen hat, beliefen sich 2009 auf €376,2 Mio. (2008: €358,1 Mio.).

Der vom Konzern verbuchte Goodwill auf den Erwerb von assoziierten Unternehmen ist mit einem Nettobetrag von €280,3 Mio. (per 31. Dezember 2008 €311,0 Mio.) auch in den "Investitionen in assoziierte Unternehmen" enthalten.

12.2 Beizulegender Zeitwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen

Der Nettobuchwert von Investitionen in die börsennotierten assoziierten Unternehmen Elia und Fluxys beträgt per 31. Dezember 2009 €156,5 Mio. (per 31. Dezember 2008 €155,3 Mio.). Der Marktwert dieser Unternehmen beläuft sich Ende 2009 auf €936,4 Mio. gegenüber €885,3 Mio. Ende 2008.

12.3 Kennzahlen der assoziierten Unternehmen

in Millionen Euro	neueste Anteile %	Summe Vermögenswerte	Schulden	Eigenkapital	Umsatz- erlöse	Jahresergebnis
Per 31. Dezember 2009
Belgische Unternehmen im Kommunalverbunda,b		11.671,0	5.911,0	5.760,0	2.493,0	681,0
Elia	24,4	4.420,0	3.052,9	1.367,1	771,3	84,3
Fluxysb,c	38,5	2.664,4	1.377,8	1.286,6	592,2	111,0
GTT	40,0	133,4	58,7	74,7	141,7	65,6
Per 31. Dezember 2008
Belgische Unternehmen im Kommunalverbunda,d		11.400,0	5.759,0	5.641,0	2.526,0	824,0
Elia	24,4	4.228,1	2.878,4	1.349,7	734,0	101,4
Fluxysc	44,8	2.664,4	1.377,8	1.286,6	592,2	111,0
GTTe	40,0	238,0	70,0	168,0	251,0	160,0
Reti Italiae	70,5	957,0	491,0	466,0	143,0	11,0
SPE-Gruppee	25,5	1.830,0	794,0	1.036,0	2455,0	22,0

(a) ausgehend von den gemeinsamen Daten der belgischen Unternehmen im Kommunalverbund, die nach IFRS neu bilanziert wurden.

(b) Die am Berichtstag verfügbaren jüngsten Daten beziehen sich auf 2008.

(c) auf der Grundlage der von Fluxys veröffentlichten Angaben, die nach den Regeln der Rechnungslegung bei Fluxys erstellt wurden.

(d) Die am Berichtstag verfügbaren jüngsten Daten beziehen sich auf 2007.

(e) entspricht den Daten für das gesamte Jahr 2008, nicht ab 22. Juli 2008.

13 INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES

Die wichtigsten Joint Ventures haben wie folgt zum Konzernabschluss beigetragen:

in Millionen Euro	Konsolidierungsanteil	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristige Schulden	Langfristige Schulden	Umsatzerlöse
Per 31. Dezember 2009
EFOG	22,5	130,9	348,2	13,3	173,1	148,4
Energia Sustentavel Do Brasil	50,1	120,9	471,9	21,7	69,3	0,0
Gruppe Acea/Electrabel	40,6a	416,9	717,8	681,1	157,5	1.102,9
Hisusa-Gruppe	51,0b	947,9	2.886,0	938,8	1.026,2	1.696,5
SPP-Gruppe	24,5	244,5	1.644,3	115,2	198,6	660,9
WSW Energie und Wasser	33,1	58,8	305,3	44,5	45,8	185,6
Senoko	30,0	76,9	653,0	34,4	130,7	373,6
Sociedad GNL Mejillones	50,0	20,0	170,7	143,4	51,2	0,0
Tirreno Power	35,0	126,9	565,1	131,6	415,9	318,7
Per 31. Dezember 2008
EFOG	22,5	144,6	134,2	2,4	61,3	105,0
Gaselys	51,0	3.662,0	8,5	3.885,0	15,0	98,0
Gruppe Acea/Electrabel	40,6a	515,6	762,7	810,9	165,5	1.298,8
Hisusa-Gruppe	51,0b	1.170,7	2.624,1	1.152,9	733,3	1.623,3
SPP-Gruppe	24,5	257,0	1.986,0	105,9	150,1	366,0
Senoko	30,0	80,9	650,7	141,1	65,1	143,7
Tirreno Power	35,0	120,1	543,8	125,4	392,0	396,0

in Millionen Euro	Jahresüberschuss (Verlust)
Per 31. Dezember 2009
EFOG	58,6
Energia Sustentavel Do Brasil	4,4
Gruppe Acea/Electrabel	(2,0)
Hisusa-Gruppe	26,7
SPP-Gruppe	137,8
WSW Energie und Wasser	7,5
Senoko	6,3
Sociedad GNL Mejillones	(56,2)
Tirreno Power	32,7
Per 31. Dezember 2008
EFOG	70,0
Gaselys	57,0
Gruppe Acea/Electrabel	(17,1)
Hisusa-Gruppe	126,6
SPP-Gruppe	71,0
Senoko	6,2
Tirreno Power	30,2

(a) Der Konsolidierungsanteil bezieht sich auf die Holding-Unternehmen.

(b) Agbar und die von ihm kontrollierten Tochtergesellschaften sind voll durch die Hisusa-Gruppe konsolidiert, die mit einer Beteiligung von 51% anteilsgerecht in den Konzernabschluss von GDF SUEZ einbezogen ist.

Gaselys wurde mit Wirkung vom 1. Januar 2009 voll konsolidiert.

Energia Sustentavel Do Brasil, das bei einer Beteiligung von 50,1% anteilsgerecht in den Konzernabschluss einbezogen wurde, leitet den Bau des Wasserkraftwerks Jirau mit einer Gesamtkapazität von 3.300 MW.

Die Wuppertal Stadtwerke Energie und Wasser AG, die bei einer Beteiligung von 33,1% anteilsgerecht in den Konzernabschluss einbezogen wurde, wurde am 21. Januar 2009 von der WSW GmbH erworben.

Sociedad GNL Mejillones, die aufgrund einer 50%igen Beteiligung anteilsgerecht in den Konzernabschluss einbezogen wurde, wurde für den Bau und die Leitung des LNG-Terminals in Mejillones in Chile gegründet.

14 FINANZINSTRUMENTE

14.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die finanziellen Vermögenswerte des Konzerns gliedern sich in folgende Kategorien:

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	3.562,9		3.562,9	3.309,0		3.309,0
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	3.125,1	25.620,9	28.746,0	3.575,4	28.556,7	32.132,1
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	2.426,2	947,1	3.373,3	2.303,5	1.346,4	3.650,0
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto		19.748,5	19.748,5		22.729,3	22.729,3
Sonstige Vermögenswerte*	698,8	4.925,4	5.624,2	1.271,8	4.481,0	5.752,8
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	1.926,7	9.084,9	11.011,5	2.893,4	10.208,8	13.102,2
Derivative Finanzinstrumente	1.926,7	7.404,9	9.331,5	2.893,4	9.439,9	12.333,3
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Derivate)		1.680,0	1.680,0		768,9	768,9
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		10.323,8	10.323,8		9.049,3	9.049,3
SUMME	8.614,7	45.029,6	53.644,2	9.777,8	47.814,8	57.592,6

(*) Die sonstigen Vermögenswerte enthalten keine Beträge aus den Entnahmerechten aus Kernkraftwerken in Deutschland, die von E.ON erworben wurden.

14.1.1 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

in Millionen Euro
Per 31. Dezember 2007	4.120,7
Erwerbe	475,1
Veräußerungen, netto	(96,0)
Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(612,0)
Änderungen des im Erlös erfassten beizulegenden Zeitwerts	(566,3)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Umrechnung von Fremdwährung und sonstige Änderungen	(12,6)
Per 31. Dezember 2008	3.309,0
Erwerbe	879,3
Veräußerungen, netto	(546,1)
Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(23,4)
Änderungen des im Erlös erfassten beizulegenden Zeitwerts	(66,1)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Umrechnung von Fremdwährung und sonstige Änderungen	10,2
Per 31. Dezember 2009	3.562,9

Die zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte des Konzerns betrugen per 31. Dezember 2009 €3.562,9 Mio. Davon waren €1.404,3 Mio. gelistete und €2.158,6 Mio. nicht gelistete Wertpapiere.

Erwerbe in dieser Periode beziehen sich hauptsächlich auf Aktien, die als Teil der Kapitalerhöhung von Gas Natural um €308 Mio. gezeichnet wurden mit einem Betrag von €7,82 pro Aktie, sowie auf Erwerbe verschiedener SICAV-Geldmarktfonds und Anleihen durch Synatom im Zusammenhang mit seinen Investitionsverpflichtungen und nach Rückzahlung des von ESO/Elia geschuldeten Betrags (vgl. Erläuterung 14.1.2).

Verkäufe in dieser Periode umfassen vor allem den Verkauf von Gas-Natural-Aktien im letzten Quartal 2009 für €451,2 Mio. mit einem Kapitalgewinn von €21,1 Mio.

Im Erlös erfasste Änderungen des beizulegenden Zeitwerts beziehen sich auf die Beteiligung des Konzerns an Gas Natural, für die eine weitere außerplanmäßige Abschreibung von €33 Mio. nach einem Preisrückgang von €19,20 auf €12,90 im Verlauf der ersten sechs Monate 2009 vorgenommen wurde. Als Reaktion auf den Preisanstieg der Gas-Natural-Aktien in der zweiten Hälfte des Jahres buchte der Konzern eine positive Änderung des beizulegenden Zeitwerts in Höhe von €102,7 Mio. gegen das Eigenkapital. 2008 betraf der häufigste Wertminderungsaufwand Gas-Natural-Aktien (€513 Mio.).

Der Konzern überprüfte den Wert seiner zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte fallweise um festzustellen, ob in dem herrschenden Marktumfeld ein Wertminderungsaufwand zu erfassen ist.

Ein Beispiel für einen Wertminderungsindikator für börsennotierte Wertpapiere ist, wenn der Wert solcher Wertpapiere unter 50% ihrer Anschaffungskosten fällt oder über mehr als 12 Monate unter den Anschaffungskosten liegt. Ein Marktpreisrückgang für gelistete Aktien um 10% hätte eine Negativwirkung von etwa €140 Mio. auf das Gesamtergebnis des Konzerns.

Das wichtigste nicht notierte Wertpapier des Konzerns ist seine Beteiligung an Atlantic LNG, die nach ihrem Barwert künftiger Dividenden und Cashflows bewertet ist. Die Hauptannahmen für die Bewertung dieser nicht notierten Wertpapiere sind Produktionsvolumen und Energiepreise. Eine 10%ige Änderung des Bruttowerts des Aktienpreises von Atlantic LNG würde sich in Höhe von €57,4 Mio. nur auf das Eigenkapital auswirken.

Der Konzern geht davon aus, dass als einzige der zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte die Gas-Natural-Aktien einen erheblichen Wertverlust erlitten haben.

Folgende Gewinne und Verluste der zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte wurden im Eigenkapital oder im Erlös erfasst:

		Neubewertung nach Erwerb
in Millionen Euro	Dividenden	Änderung des beizulegen den Zeitwerts	Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung	Nettogewinne (Verluste) bei Veräußerungen
---	---	---	---	---	---
Eigenkapital*	-	(23,4)	(17,1)	-	-
Erlös	228,7			(66,1)	101,3
SUMME PER 31. DEZEMBER 2009	228,7	(23,4)	(17,1)	(66,1)	101,3
Eigenkapital*	-	(690,0)	28,4	-	-
Erlös	219,6	(25,4)		(540,9)	42,3
SUMME PER 31. DEZEMBER 2008	219,6	(715,4)	28,4	(540,9)	42,3
Eigenkapital*	-	374,1	58,2	-	-
Erlös	202,4	25,4		(40,1)	(59,1)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2007	202,4	399,5	58,2	(40,1)	(59,1)

* ohne steuerliche Wirkung

Gewinne und Verluste, die zunächst im Eigenkapital erfasst und 2009 in den Erlös unter "Veräußerung von Vermögenswerten und sonstigen" umgruppiert wurden, Summe €59 Mio.

14.1.2 Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	2.426,2	947,1	3.373,3	2.303,5	1.346,4	3.650,0
Zweigunternehmen gewährte Darlehen	1.735,6	658,4	2.394,1	1.444,2	1.254,7	2.698,9
Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	34,6		34,6	21,0		21,0
Ausstehende Beträge aus Konzessionsverträgen	202,3	116,4	318,7	298,4	19,5	317,9
Ausstehende Beträge aus Finanzierungsleasings	453,7	172,3	625,9	539,9	72,2	612,1
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto		19.748,5	19.748,5		22.729,3	22.729,3
Sonstige Vermögenswerte	698,8	4.925,4	5.624,2	1.271,8	4.481,0	5.752,8
Erstattungsansprüche	143,1	0,0	143,1	405,1	38,6	443,7
Steuerforderungen		3.268,9	3.268,9		2.818,8	2.818,8
Sonstige Forderungen	555,7	1.656,5	2.212,2	866,8	1.623,6	2.490,4
SUMME	3.125,1	25.620,9	28.746,0	3.575,4	28.556,7	32.132,1

Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand, der gegen Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten gerechnet wird.

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Brutto	Abschreibung und Wertminderung	Netto	Brutto	Abschreibung und Wertminderung	Netto
---	---	---	---	---	---	---
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	3.836,8	(463,5)	3.373,3	4.124,3	(474,4)	3.650,0
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	20.915,4	(1.166,9)	19.748,5	23.709,0	(979,7)	22.729,3
Sonstige Vermögenswerte	5.741,7	(117,5)	5.624,2	5.897,4	(132,9)	5.752,8
SUMME	30.493,9	(1.747,9)	28.746,0	33.730,7	(1.587,0)	32.132,1

Nettogewinne und -verluste, die in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:

	Anteil am Erlös	Neubewertung nach Erwerb
in Millionen Euro		Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung
---	---	---	---
Per 31. Dezember 2009	186,3	(51,9)	(208,5)
Per 31. Dezember 2008	245,0	7,4	(363,8)

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)

"Zweigunternehmen gewährte Darlehen" enthalten die dem Konzern von seinem assoziierten Unternehmen ESO/Elia geschuldete Forderung von €453,4 Mio. per 31. Dezember 2009 und €808,4 Mio. per 31. Dezember 2008.

Per 31. Dezember 2009 wurde kein wesentlicher Wertminderungsaufwand gegen Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) gebucht. Angesichts des Marktumfeldes und der finanziellen Situation einiger seiner Vertragspartner im Jahr 2008 hat der Konzern einen Gesamtwertminderungsaufwand von €129,3 Mio. mit dem Ziel gegen seine finanziellen Vermögenswerte gebucht, ihren Buchwert auf ihren erzielbaren Betrag, der ausgehend von den beobachtbaren Marktdaten geschätzt wurde, zu senken.

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen

Beim ersten Ansatz werden Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert erfasst, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach der geschätzten Gefahr der Nichteinbringung erfasst. Der Buchwert von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen stellt eine angemessene Schätzung des beizulegenden Zeitwerts dar.

Der Wertminderungsaufwand, der gegen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen angesetzt wurde, betrug Ende 2009 €1.166,9 Mio. und Ende 2008 €979,7 Mio. Die Zunahme dieser Position erklärt sich aus der Wertminderung von €183,4 Mio. in dieser Periode (2008: €234,5 Mio.), sie spiegelt sinkende Rohstoffpreise und die wirtschaftliche Lage in Europa wider.

Sonstige Vermögenswerte

Die sonstigen Vermögenswerte per 31. Dezember 2009 enthalten Erstattungsansprüche, die sich zusammensetzen aus:

―	in den Jahren 2009 und 2008 Versicherungen über €143,1 Mio. bzw. €147,2 Mio., die bei Contassur, einer nahestehenden Partei, abgeschlossen wurden, um bestimmte Pensionsverpflichtungen des Konzerns zu finanzieren;
―	2008 Erstattungsansprüche von Electrabel für Pensionsverpflichtungen für Mitarbeiter des Vertriebs in den wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund (€296,5 Mio., einschließlich eines kurzfristigen Anteils von €35,5 Mio.). Diese Erstattungsansprüche ergeben sich daraus, dass Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund sein Personal für das Tagesgeschäft im Netzbetrieb zur Verfügung gestellt hatte. Alle entsprechenden Personalaufwendungen (einschließlich Pensionskosten) hat Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund auf der Grundlage der tatsächlichen Kosten in Rechnung gestellt. Die Pensionsverpflichtungen von Electrabel gegenüber diesen Arbeitnehmern waren in den Schulden unter Rückstellungen für Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer enthalten. Die Gegenbuchung war ein Erstattungsanspruch gegenüber den Unternehmen im Kommunalverbund in ähnlicher Höhe. Da dieser Tätigkeitsbereich verkauft worden ist, bestehen diese Erstattungsansprüche nicht mehr.

14.1.3 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Derivative Finanzinstrumente	1.926,7	7.404,9	9.331,5	2.893,4	9.439,9	12.333,3
Fremdkapital absichernde Derivate	938,6	114,8	1.053,4	964,9	146,5	1.111,4
Commodities absichernde Derivate	961,5	7.252,0	8.213,5	1.762,3	9.217,7	10.980,0
Sonstige Posten absichernde	26,6	38,1	64,7	166,2	75,7	241,9
Derivate
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Derivate)	0,0	1.608,7	1.608,7	0,0	768,9	768,9
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen		1.559,6	1.559,6		720,8	720,8
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind		49,2	49,2		48,1	48,1
Barsicherheit für Derivate, die Fremdkapital absichern		71,3	71,3
SUMME	1.926,7	9.084,9	11.011,5	2.893,4	10.208,8	13.102,2

Derivate werden als Teil des Risikomanagements des Konzerns platziert, sie werden in Erläuterung 15 analysiert.

Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen, sind hauptsächlich UCITS, die zu Handelszwecken gehalten und kurzfristig verkauft werden. Sie sind in der Berechnung der Nettoverschuldung des Konzerns enthalten (vgl. Erläuterung 14.3).

Gewinne aus finanziellen Vermögenswerten, die für Handelszwecke gehalten werden, beliefen sich 2009 auf €25,7 Mio.

Gewinne und Verluste aus finanziellen Vermögenswerten mit erfolgswirksamer Bewertung zum beizulegenden Zeitwert, die in diesem Jahr entstanden sind, waren nicht wesentlich.

14.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Per 31. Dezember 2009 beliefen sich die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente auf €10.323,8 Mio. (per 31. Dezember 2008 waren es €9.049,3 Mio.).

Diese Position enthält Ende 2009 €149,3 Mio. Zahlungsmittel mit Verfügungsbeschränkungen gegenüber €184,4 Mio. am Ende 2008.

Der für Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente verbuchte Erlös betrug für das am 31. Dezember 2009 abgeschlossene Jahr €148,9 Mio.

14.1.5 Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte	2.004,9	1.084,5

Dieser Posten enthält Eigenkapitalinstrumente und, in geringerem Maße, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, die als Sicherheitsleistung für Finanzschulden verpfändet wurden.

14.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen in:

―	"Sonstige Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten" (Finanzschulden, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten);
―	"Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten (Derivate)"

Per 31. Dezember 2009 gliedern sich die finanziellen Verbindlichkeiten des Konzerns in folgende Kategorien:

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Gesamt	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Finanzschulden	32.154,8	10.117,4	42.272,2	24.200,4	14.641,0	38.841,4
Derivative Finanzinstrumente	1.791,9	7.169,6	8.961,4	2.889,6	9.472,4	12.362,0
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	-	16.594,4	16.594,4	-	17.914,7	17.914,7
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	911,4	-	911,4	859,1	-	859,1
SUMME	34.858,1	33.881,4	68.739,4	27.949,1	42.028,1	69.977,2

14.2.1 Finanzschulden

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Emission von Anleihen	20.605,6	1.060,1	21.665,7	11.292,5	2.426,1	13.718,6
Commercial Papers		4.272,7	4.272,7	8.665,5	8.665,5
Inanspruchnahmen von Kreditzusagen	259,5	920,1	1.179,6	2.688,5	428,4	3.116,9
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.241,4	156,4	1.397,7	1.347,4	185,0	1.532,4
Sonstige Bankdarlehen	7.832,0	1.663,1	9.495,1	7.151,1	807,5	7.958,6
Sonstiges Fremdkapital	1.479,2	163,3	1.642,5	1.549,8	504,8	2.054,6
SUMME FREMDKAPITAL	31.417,8	8.235,6	39.653,3	24.029,3	13.017,3	37.046,6
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten		1.357,4	1.357,4	1.223,2	1.223,2
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL	31.417,8	9.592,9	41.010,7	24.029,3	14.240,5	38.269,8
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	636,1	244,1	880,2	113,6	305,9	419,5
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts	100,9	91,7	192,6	57,5	94,6	152,1
Barsicherheit für Derivate, die Fremdkapital absichern		188,6	188,6
FINANZSCHULDEN	32.154,8	10.117,4	42.272,2	24.200,4	14.641,0	38.841,4

Per 31. Dezember 2009 belief sich der beizulegende Zeitwert der Bruttofinanzschulden auf €41.671,8 Mio. gegenüber einem Buchwert von €42.272,2 Mio.

Gewinne und Verluste auf im Erlös ausgewiesene Finanzschulden (wobei es sich zumeist im Zinsen handelt) sind in Erläuterung 6 dargelegt.

Die Finanzschulden werden in Erläuterung 14.3 analysiert.

14.2.2 Derivate

Bei den Verbindlichkeiten erfasste Derivate werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet, sie gliedern sich wie folgt:

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital absichernde Derivate	636,7	115,1	751,8	790,8	234,0	1.024,9
Commodities absichernde Derivate	1.085,2	7.031,0	8.116,2	2.025,2	9.169,2	11.194,4
Sonstige Posten absichernde Derivate	69,9	23,5	93,4	73,6	69,1	142,7
SUMME	1.791,9	7.169,6	8.961,4	2.889,6	9.472,4	12.362,0

Diese Derivate werden als Teil des Risikomanagements des Konzerns platziert, sie werden in Erläuterung 15 analysiert.

14.2.3 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	12.939,8	14.482,8
Erhaltene Anzahlungen und Abzahlungen	1.155,8	1.019,8
Schuld auf materielle Vermögenswerte	1.853,9	1.743,8
Verbindlichkeiten aus Konzessionen	11,9	22,7
Verbindlichkeiten aus Kapitalerneuerung und Ersatz	633,0	645,7
SUMME	16.594,4	17.914,7

Der Buchwert von Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten stellt eine vernünftige Schätzung des beizulegenden Zeitwerts dar.

14.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Verbindlichkeiten aus Erwerben von Wertpapieren	775,0	722,7
Sonstige	136,4	136,4
SUMME	911,4	859,1

Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten beziehen sich zumeist auf Verbindlichkeiten gegenüber verschiedenen Gegenparteien aus Verkaufsoptionen, die der Konzern Haltern von Minderheitsbeteiligungen voll konsolidierter Unternehmen gewährt. Diese Zusicherungen, Eigenkapitalinstrumente von Haltern von Minderheitsbeteiligungen zu erwerben, werden daher als Verbindlichkeiten erfasst (vgl. Erläuterung 1.4.11.2), sie betreffen:

―	49% des Kapitals von Gaselys für 2009;
―	33,20% des Kapitals der Compagnie Nationale du Rhone (CNR) für 2009 und 2008;
―	43,16% des Kapitals der Compagnie du Vent für 2009 und 2008;
―	40% des Kapitals von Energie Investimenti für 2008.

Minderheitsaktionäre von CNR können ihre Optionen nur ausüben, wenn das französische "loi Murcef" abgeschafft wird. Minderheitsaktionäre der Compagnie du Vent können ab 2011 ihre Optionen in mehreren Phasen ausüben.

Als Teil von zwischen den Parteien geschlossenen Vereinbarungen hält der Konzern auch Call-Options auf diese Aktien.

14.3 Nettoverschuldung

	31. Dez. 2009			31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Ausstehende Finanzschulden	31.417,8	9.592,9	41.010,6	24.029,3	14.240,5	38.269,8
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	636,1	244,1	880,2	113,6	305,9	419,5
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwertsa	100,9	91,7	192,6	57,5	94,6	152,1
Barsicherheit		188,6	188,6
FINANZSCHULDEN	32.154,8	10.117,4	42.272,1	24.200,4	14.641,0	38.841,4
Derivate, die Fremdkapital aus Verbindlichkeiten absichernb	636,7	115,1	751,8	790,8	234,0	1.024,9
BRUTTOSCHULDEN	32.791,5	10.232,5	43.024,0	24.991,2	14.875,1	39.866,4
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	0,0	(1.608,7)	(1.608,7)	0,0	(768,9)	(768,9)
Barsicherheit		(71,3)	(71,3)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0,0	(10.323,8)	(10.323,8)	0,0	(9.049,3)	(9.049,3)
Derivate, die Fremdkapital aus Verbindlichkeiten absichernb	(938,6)	(114,8)	(1.053,4)	(964,9)	(146,5)	(1.111,4)
ZAHLUNGSMITTEL, NETTO	(938,6)	(12.118,5)	(13.057,1)	(964,9)	(9.964,7)	(10.929,6)
NETTOSCHULD	31.852,9	(1.886,1)	29.966,8	24.026,3	4.910,4	28.936,8
Ausstehende Finanzschulden	31.417,8	9.592,9	41.010,6	24.029,3	14.240,5	38.269,8
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	0,0	(1.608,7)	(1.608,7)	0,0	(768,9)	(768,9)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0,0	(10.323,8)	(10.323,8)	0,0	(9.049,3)	(9.049,3)
NETTOSCHULD OH NE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	31.417,8	(2.339,6)	29.078,1	24.029,3	4.422,3	28.451,6

(a) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer designierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert.

(b) Dieser Posten stellt den beizulegenden Zeitwert von auf die Schuld bezogenen Derivaten dar, unabhängig davon, ob sie als Sicherung designiert sind. Er enthält auch Instrumente, die die Voraussetzungen einer Absicherung für Nettoinvestitionen erfüllen (vgl. Erläuterungen 14.1.3 und 14.2.2).

14.3.1 Die wichtigsten Schuldverschreibungen in der Periode

2009 emittierte der Konzern GDF SUEZ eine Reihe von Anleihen im Wert von insgesamt €10.085 Mio., zu denen hauptsächlich gehören:

―

eine Emission mit einem Volumen von €4,2 Mrd., bestehend aus drei Tranchen:

―	eine 3-Jahres-Tranche mit einem Volumen von €1,75 Mrd., die am 16. Januar 2012 fällig wird, zu einem Zinssatz von 4,375%,
―	eine 7-Jahres-Tranche mit einem Volumen von €1,5 Mrd., die am 18. Januar 2016 fällig wird, zu einem Zinssatz von 5,625%,
―	eine 12-Jahres-Tranche mit einem Volumen von €1 Mrd., die am 18. Januar 2021 fällig wird, zu einem Zinssatz von 6,375%;

―

eine Emission mit einem Volumen von €2,1 Mrd., bestehend aus zwei Tranchen:

―	eine 5-Jahres-Tranche mit einem Volumen von €1,3 Mrd., die am 8. April 2014 fällig wird, zu einem Zinssatz von 4,875%,
―	eine 10-Jahres-Tranche mit einem Volumen von €800 Mio., die am 8. April 2019 fällig wird, zu einem Zinssatz von 6,25%,

―	eine öffentliche Emission mit einem Volumen von €750 Mio. für die Märkte in Belgien und Luxemburg. Diese Anleihen wurden für eine Laufzeit von 6 Jahren zu einem Nennwert von 102% ausgegeben. Sie werden am 23. Februar 2015 fällig und sind mit 5% verzinst.;
―	eine Emission mit einem Volumen von £700 Mio., fällig am 11. Februar 2021, mit 6,125% verzinst;
―	eine Emission mit einem Volumen von €250 Mio., Laufzeit 8 Jahre, fällig am 8. Juni 2017, mit 5,20% verzinst;
―	eine Emission mit einem Volumen von €500 Mio., fällig am 22. Juli 2024, mit 5,50% verzinst;
―	eine Emission mit einem Volumen von €150 Mio., fällig am 12. Oktober 2017, mit 4,50% verzinst;
―	eine Emission mit einem Volumen von JPY 65 Mrd., fällig am 15. Dezember 2014, mit 1,17% verzinst.

Als Teil des Risikomanagement des Konzerns sind diese Anleiheemissionen abgesichert, um die Gefahr von Änderungen bei den Zinssätzen und Umtauschkursen zu reduzieren. Die Anfälligkeit der Schulden des Konzerns (einschließlich Zinssatz und Fremdwährungsderivate) für Zins- und Währungsrisiken wird in Erläuterung 15 "Risikomanagement für Finanzinstrumente" dargelegt.

Der Konzern hat seine Schuld 2009 nicht restrukturiert.

Änderungen des Konsolidierungskreises im Jahr 2009 ließen die Nettoverschuldung um €725 Mio. ansteigen. Die Umrechnung der Fremdwährung erhöhte die Nettoverschuldung um €337 Mio.

14.3.2 Statischer Verschuldungsgrad

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Nettoschuld	29.966,8	28.936,8
Summe Eigenkapital	65.526,6	62.818,3
Statischer Verschuldungsgrad	45,7%	46,1%

15 RISIKOMANAGEMENT FÜR FINANZINSTRUMENTE

Der Konzern benutzt Derivate hauptsächlich, um seiner Gefährdung durch Gegenparteien, Liquidität und Marktrisiken zu entgegenzuwirken.

15.1 Risikomanagement für Finanzinstrumente (ohne Rohstoffinstrumente)

15.1.1 Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten (ohne Rohstoffinstrumente)

15.1.1.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von Finanzinstrumenten (ohne Rohstoff-Derivate) zu Vermögenswerten entsprechend der Stufe des beizulegenden Zeitwerts. Eine Definition der verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts findet sich in Erläuterung 1.4.11:

	31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---	---	---
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	3.562,9	1.404,3		2.158,6
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, die zur designierten Absicherung des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden	269,9	0,0	269,9	0,0
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	269,9		269,9
Derivate	1.118,0	0,0	1.100,0	18,0
Fremdkapital absichernde Derivate	1.053,4		1.035,4	18,0
Sonstige Posten absichernde Derivate	64,7		64,7
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	1.608,7	1.339,6	269,1	0,0
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	1.559,6	1.339,6	220,0
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	49,2		49,2
SUMME	6.559,6	2.743,9	1.639,1	2.176,6

Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

Börsennotierte Wertpapiere sind in Stufe 1 enthalten, da sie am Ende der Berichtsperiode nach ihrem Marktwert bewertet werden.

Nicht notierte Wertpapiere sind in Stufe 3 enthalten, da sie mit Evaluierungsmodellen bewertet werden, die hauptsächlich auf neueren Markttransaktionen, dem Barwert von Dividenden/Cashflows oder dem Nettovermögenswert beruhen.

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) enthalten Posten, die für designierte Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden. Der beizulegende Zeitwert dieser Posten wird nach den Inputfaktoren von beobachtbaren Zinssätzen und Fremdwährungsumtauschkursen bewertet, sie gehören daher zu Stufe 2.

Derivative Finanzinstrumente

Die Derivate, mit denen der Konzern seiner Gefährdung durch Risiken entgegenwirkt, enthalten Zins- und Devisenswaps und Devisenoptionen, Cross-Currency-Swaps und Credit Default Swaps. Der beizulegende Zeitwert tatsächlich aller dieser Instrumente wird mit internen Bewertungsmodellen bestimmt, die auf beobachtbaren Marktdaten beruhen. Daher sind sie in Stufe 2 enthalten.

Die Fälligkeit einiger Zinssatz-Sicherungen richtet sich nach der beobachtbaren Zinszahlungsperiode. Demzufolge werden diese Instrumente der Stufe 3 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts zugewiesen.

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden und diese Voraussetzungen erfüllen

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert gelten, für die der Konzern reguläre liquide Werte hat, sind der Stufe 2 zuzurechnen.

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden, sind der Stufe 2 zuzurechnen.

Per 31. Dezember 2009 lässt sich die Änderung der finanziellen Vermögenswerte auf Stufe 3 (ohne Rohstoffderivate) wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2008	2.237,7
Im Erlös erfasste Gewinne und Verluste	(33,0)
Im Eigenkapital erfasste Gewinne und Verluste	(57,9)
Erwerbe	81,0
Veräußerungen	65,2
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Umrechnung von Fremdwährung und sonstige Änderungen	(134,4)
Per 31. Dezember 2009	2.158,6
Im Erlös erfasste Gewinne und Verluste für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden	117,4

Die Anfälligkeit der wichtigsten nicht notierten Wertpapiere ist in Erläuterung 14.1.1 beschrieben.

15.1.1.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von Finanzinstrumenten (ohne Rohstoff-Derivate) zu Schulden. Eine Definition der verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts findet sich in Erläuterung 1.4.11:

	31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---	---	---
Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts	8.295,5		8.295,5
Derivative Finanzinstrumente	845,2	0,0	845,2	0,0
Fremdkapital absichernde Derivate	751,8		751,8
Sonstige Posten absichernde Derivate	93,4		93,4
SUMME	9.140,7	0,0	9.140,7	0,0

Finanzschulden

Diese Position enthält Anleihen, die für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts verwendet werden. Da der beizulegende Zeitwert dieser Posten nach dem Input beobachtbarer Zinssätze und von Fremdwährungsumtauschkursen bewertet wird, gehören sie zu Stufe 2.

Zu Angaben zu derivativen Finanzinstrumenten vgl. Erläuterung 15.1.1.1.

15.1.2 Gegenparteirisiko

In seiner Geschäftstätigkeit, dem Cash-Investment, bei den Zinsen, den Wechselkursen und Rohstoffderivaten ist der Konzern dem Gegenparteirisiko ausgesetzt.

Geschäftstätigkeit

Der Umgang mit dem Gegenparteirisiko beim Verkauf von Energie an Endkunden ist Bestandteil der Verwendung von Working Capital und der Beobachtung von Indikatoren für faule Außenstände und von Versorgungsbedarf.

In den anderen Segmenten des Konzerns geht es beim Gegenparteirisiko um die Absicherungspolitik, die die Geschäftsführungen der jeweiligen Sparten festlegen. Diese Politik wird durch das Gegenpartei-Risikomanagement des Konzerns gestützt und ausgerichtet, das die Konzernleitung im April 2009 beschlossen hat, wonach jeder der wichtigsten Gegenparteien im Energiebereich ein Kredit-Rating zugewiesen wird.

In jeder der betroffenen Sparten ernennen die leitenden Management-Teams einen Risikokontrollausschuss (oder mehrere Ausschüsse, je nach der geografischen Reichweite der Sparte). der vom Front Office unabhängig ist. Diese Ausschüsse überwachen und steuern Risiken und die festgelegten Strategien, um die Gefährdung der Sparte durch ein Gegenparteirisiko zu verringern. Die Einhaltung der Absicherungsstrategien des Konzerns wird regelmäßig überprüft. Das Management des Gegenparteirisikos wird durch nachrangige Kontrollen verstärkt, die die Finance division durchführt. Die Gefährdung des Konzerns durch seine wichtigsten Gegenparteien im Energiebereich wird vierteljährlich im Rahmen des Energiemarktrisiko-Ausschusses (Energy Market Risk Committee - CRME) konsolidiert und überwacht, der auch dafür sorgt, dass die für diese Gegenparteien gesetzten Grenzen der Exposition eingehalten werden.

Das Gegenparteirisiko für alle Handels- und Portfolio-Managementaktivitäten und für Industriekunden, die große Energiemengen verbrauchen (über 150 GWh/Jahr bei Gas und 100 GWh/Jahr bei Strom) wird vom Konzern konsolidiert und gliedert sich in zwei Hauptrisikoquellen:

―	Zahlungsrisiko, das unbezahlten physischen Lieferungen von Energie entspricht (gelieferte Energie, die nicht abgerechnet wird, abgerechnete Energie, die nicht bezahlt wird und Energie, die vor der Abschaltung geliefert wird);
―	Ersatzrisiko, das den Kosten für das Ersetzen eines nicht eingehaltenen Vertrags entspricht (Marktbewertung).

Die Kreditqualität dieses Portfolios wird durch Analyse der Gegenparteien nach Rating-Kategorie eingeschätzt.

Überfällige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen werden im Folgenden analysiert:

in Millionen Euro	Überfällige Vermögenswerte, die am Berichtstag nicht wertgemindert waren				Wertgeminderte Vermögenswerte	Weder wertgeminderte noch überfällige Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	0 - 6 Monate	6 - 12 Monate	Über 1 Jahr	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Per 31. Dezember 2009	1.085,6	304,7	176,8	1.567,0	1.447,2	17.900,5
Per 31. Dezember 2008	3.370,8	354,7	328,6	4.054,1	980,4	18.674,4

in Millionen Euro	Summe
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen
---	---
Per 31. Dezember 2009	20.914,8
Per 31. Dezember 2008	23.709,0

Das Alter von Forderungen, die überfällig, aber nicht wertgemindert sind, kann je nach Art des Kunden, mit dem der Konzern Geschäfte macht, erheblich variieren (Privatunternehmen, Einzelpersonen oder öffentliche Behörden). Der Konzern entscheidet fallweise aufgrund der Kennzahlen des betreffenden Kunden, ob eine Wertminderung auszuweisen ist. Der Konzern ist nicht der Ansicht, dass er hinsichtlich der Forderungen einer wesentlichen Risikokonzentration ausgesetzt ist.

Finanzierungstätigkeit

Hinsichtlich seiner Finanzierungstätigkeit hat der Konzern Verfahren für das Management und die Überwachung von Risiken eingeführt, die (i) auf der Akkreditierung von Gegenparteien nach externen Kredit-Ratings, objektiven Marktdaten (Credit Default Swaps, Börsenkurswert) und Finanzstruktur und (ii) auf den Grenzen der Risikoexposition beruhen.

Der Konzern bedient sich auch eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Netting-Klauseln) und Besicherungsverträgen (Margenausgleich) beruht.

Die Koordinierung des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office wahrgenommen, das unabhängig vom Treasury department des Konzerns arbeitet und der Finance division berichtet.

Die maximal zulässige Exposition des Konzerns gegenüber dem Gegenparteirisiko muss ausgehend vom Buchwert der finanziellen Vermögenswerte (ohne zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte) und vom beizulegenden Zeitwert von Derivaten eingeschätzt werden, der bei den Vermögenswerten in der Bilanz ausgewiesen ist.

Gegenparteirisiko aus Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)

Der Stand der offenen überfälligen Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) wird im Folgenden analysiert:

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	Überfällige Vermögenswerte, die am Berichtstag nicht wertgemindert waren				Wertgeminderte Vermögenswerte	Weder wertgeminderte noch überfällige Vermögenswerte
in Millionen Euro	0 - 6 Monate	6 - 12 Monate	Über 1 Jahr	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Per 31. Dezember 2009	15,0	2,0	10,0	27,0	463,5	3.344,9
Per 31. Dezember 2008	666,1	64,3	18,3	748,7	531,5	2.895,2

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	Summe
in Millionen Euro
---	---
Per 31. Dezember 2009	3.835,4
Per 31. Dezember 2008	4.175,3

Die Bilanz der offenen Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) enthält keinen Wertminderungsaufwand oder Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und der fortgeführten Anschaffungskosten, was zu den jeweiligen Beträgen von €(463,5) Mio., €(4,6) Mio. und €6,0 Mio. für das am 31. Dezember 2009 beendete Jahr gegenüber €(474,4) Mio., €(64,8) Mio. und €13,9 Mio. für das am 31. Dezember 2008 beendete Jahr führte. Änderungen dieser Positionen sind in Erläuterung 14.1.2 "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit

Dem Konzern erwächst ein Kreditrisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses (ohne Darlehen an nicht konsolidierte Gesellschaften) und aus seiner Nutzung derivativer Finanzinstrumente. Ein Kreditrisiko ist das Risiko, dass eine Partei einer Transaktion einen finanziellen Verlust für die andere Partei verursacht, indem sie die Erfüllung vertraglicher Verpflichtungen verabsäumt. Bei Finanzinstrumenten entsteht das Kreditrisiko aus Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert.

Per 31. Dezember 2009 betrug die Gesamtsumme der Außenstände, die einem Kreditrisiko ausgesetzt waren, €12.986 Mio. Gegenparteien mit einem Investment-Grade (die von Standard & Poor's mindestens mit BBB oder von Moody's mit Baa3 bewertet werden) machen 84% der Exposition aus. Die verbleibende Exposition entsteht aus entweder nicht bewerteten (15%) oder nicht mit einem Investment-Grade versehenen Gegenparteien (1%). Der Hauptteil der Gefährdung durch nicht bewertete Gegenparteien oder solche ohne Investment-Grade entsteht in konsolidierten Gesellschaften mit Minderheitsbeteiligungen oder in Konzerngesellschaften, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.

Per 31. Dezember 2009 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 13% der Barkapitaleinlagen.

Gegenparteirisiko aus sonstigen Vermögenswerten

Sonstige Vermögenswerte, einschließlich Steueransprüche und Erstattungsansprüche, sind weder überfällig noch wertgemindert. Der Konzern ist nicht der Auffassung, dass er bei diesen Vermögenswerten einem Gegenparteirisiko ausgesetzt ist (vgl. Erläuterung 14.1.2).

15.1.3 Liquiditätsrisiko

Die Finanzpolitik des Konzerns beruht auf:

―	Zentralisierung der externen Finanzierung;
―	Diversifizierung der Finanzierungsquellen innerhalb der Kreditinstitute und Kapitalmärkte;
―	Erreichen eines ausgeglichenen Profils der Schuldenrückzahlung.

Die Zentralisierung des Finanzbedarfs und des Zahlungsüberschusses im Konzern erfolgt über seine Finanzierungsträger (lang- und kurzfristig) und seine Cash-Pooling-Träger.

Ein kurzfristiger Zahlungsmittelbedarf und Zahlungsmittelüberschuss wird von speziellen Finanzierungsträgern in Frankreich, Belgien und Luxemburg für Europa und in den Vereinigten Staaten für Nordamerika verwaltet. Bei diesen Trägern ist nahezu der gesamte Zahlungsmittelbedarf und Überschuss der vom Konzern kontrollierten Gesellschaften zentralisiert, weil auf diese Weise gesichert ist, dass das Gegenparteirisiko und die Investitionsstrategien konsistent gehandhabt werden.

Der Konzern ist bestrebt, seine langfristigen Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass er im Rahmen seines Euro Medium Term notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. In Frankreich und Belgien sowie in den Vereinigten Staaten emittiert er auch Commercial Papers.

Seit der Fusion sind hauptsächlich die Muttergesellschaft GDF SUEZ mit den neuen Anleihe-Emissionen des Konzerns und GDF SUEZ und Electrabel mit den Commercial Papers auf den langfristigen Kapitalmarkt gegangen.

Per 31. Dezember 2009 machten Bank-Darlehen 35% der Bruttoverschuldung aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während die restliche Verschuldung auf Kapitalmärkte zurückgeht (einschließlich €21.666 Mio. in Anleihen bzw. 55% der Bruttoverschuldung). Commercial Papers machten per 31. Dezember 2009 10% der Bruttoverschuldung bzw. €4.273 Mio. aus (vgl. Erläuterung 14.2.1). Da Commercial Papers relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet der Konzern sie zyklisch oder strukturiert, um seinen kurzfristigen Zahlungsbedarf zu finanzieren. Im Umlauf befindliche Commercial Papers werden jedoch durch bestätigte Bankkreditlinien gedeckt, so dass der Konzern seine Tätigkeit weiterhin finanzieren könnte, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.

Die Liquidität des Konzerns beruht darauf, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente stabil zu halten und Zugang zu bestätigten Kreditfazilitäten zu haben. Diese Fazilitäten sind dem Umfang seiner Geschäftstätigkeit und der zeitlichen Abfolge der vertraglich vereinbarten Schuldenrückzahlungen angemessen. Per 31. Dezember 2009 wurden Kreditfazilitäten für insgesamt €15.871 Mio. gewährt, von denen €1.180 Mio. abgerufen wurden. 80% der Gesamtkreditlinien und 87% der nicht in Anspruch genommenen Kreditlinien sind zentralisiert. Keine dieser Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.

Die verfügbaren Zahlungsmittel mit Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden und diese Voraussetzungen erfüllen, abzüglich Kontokorrentkredite, beliefen sich am 31. Dezember 2009 auf insgesamt €10.575 Mio.

Der Beginn der Liquiditätsknappheit bei den Banken im vierten Quartal 2008 und das deshalb wachsende Gegenparteirisiko veranlasste den Konzern, seine Investitionspolitik anzupassen, um die Liquidität zu maximieren und die Vermögenswerte zu schützen. Diese Politik wurde auch 2009 verfolgt. Per 31. Dezember 2009 wurden 92% der gepoolten Zahlungsmittel in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert. Diese Instrumente werden täglich beobachtet und unterliegen einem regelgestützten Management.

Ungepoolte Zahlungsüberschüsse werden je nach Fall unter Berücksichtigung der lokalen Finanzmarkterfordernisse und der Finanzkraft der entsprechenden Gegenparteien in ausgewählte Instrumente investiert.

15.1.3.1 Undiskontierte vertraglich vereinbarte Zahlungen

Per 31. Dezember 2009 lassen sich die undiskontierten vertraglich vereinbarten Zahlungen der Nettoverschuldung (ohne Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten) wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	SUMME	2010	2011	2012	2013	2014
Emission von Anleihen	21.665,7	1.060,1	897,2	2.846,9	1.348,2	3.700,1
Commercial Papers	4.272,7	4.272,7	0,0	0,0	0,0	0,0
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	1.179,6	920,1	36,1	97,6	0,2	63,3
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.397,7	156,4	146,6	134,7	155,7	103,8
Sonstige Bankdarlehen	9.495,1	1.663,1	943,3	852,5	1.148,6	1.043,3
Sonstiges Fremdkapital	1.642,5	163,3	101,7	254,4	155,7	277,1
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	1.357,4	1.357,4	0,0	0,0	0,0	0,0
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	41.010,7	9.592,9	2.124,8	4.186,0	2.808,5	5.187,6
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden und diese Voraussetzungen erfüllen	(1.608,7)	(1.608,7)	0,0	0,0	0,0	0,0
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(10.323,8)	(10.323,8)	0,0	0,0	0,0	0,0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	29.078,2	(2.339,6)	2.124,8	4.186,0	2.808,5	5.187,6

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Emission von Anleihen	11.813,3
Commercial Papers	0,0
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	62,2
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	700,6
Sonstige Bankdarlehen	3.844,3
Sonstiges Fremdkapital	690,3
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	0,0
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	17.110,8
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden und diese Voraussetzungen erfüllen	0,0
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0,0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	17.110,8

Per 31. Dezember 2008 in Millionen Euro	SUMME	2009	2010	2011	2012	2013
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	38.269,9	14.240,5	3.363,4	1.382,8	4.107,3	2.585,0
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind und diese Voraussetzungen erfüllen	(9.818,2)	(9.818,3)	0,0	0,0	0,0	0,0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	28.451,7	4.422,2	3.363,4	1.382,8	4.107,3	2.585,0

Per 31. Dezember 2008 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	12.590,8
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind und diese Voraussetzungen erfüllen	0,0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	12.590,8

Per 31. Dezember 2009 lassen sich die undiskontierten vertraglichen Zinszahlungen auf offene Finanzschulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	SUMME	2010	2011	2012	2013	2014
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf offene Finanzschulden	13.694,4	1.600,3	1.557,7	1.517,9	1.356,6	1.219,8

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf offene Finanzschulden	6.442,1

Per 31. Dezember 2008 in Millionen Euro	SUMME	2009	2010	2011	2012	2013
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf offene Finanzschulden	9.316,9	1.190,4	1.079,0	921,7	875,5	830,0

Per 31. Dezember 2008 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf offene Finanzschulden	4.420,3

Per 31. Dezember 2009 lassen sich die undiskontierten vertraglich vereinbarten Zahlungen für im Umlauf befindliche Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Vermögenswerten und Schulden ausgewiesen sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	SUMME	2010	2011	2012	2013	2014
In Millionen Euro Derivative (ohne Commodity-Instrumente)	325,9	90,7	222,9	49,9	(9,1)	(15,3)

Per 31. Dezember 2009 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
In Millionen Euro Derivative (ohne Commodity-Instrumente)	(13,1)

Per 31. Dezember 2008 in Millionen Euro	SUMME	2009	2010	2011	2012	2013
In Millionen Euro Derivative (ohne Commodity-Instrumente)	540,7	(340,7)	74,9	225,7	62,7	82,0

Per 31. Dezember 2008 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
In Millionen Euro Derivative (ohne Commodity-Instrumente)	436,1

Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen klarer zu machen, beziehen sich die Cashflows, die mit den Derivaten verbunden sind, die in der Tabelle oben bei den Vermögenswerten und Schulden ausgewiesen sind, auf Nettopositionen.

Die Fälligkeiten der nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilitätsprogramme des Konzerns werden in der folgenden Tabelle analysiert:

Bestätigte nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilitätsprogramme

in Millionen Euro	Gesamt	2010	2011	2012	2013	2014
Per 31. Dezember 2009	14.691,2	2.991,1	751,4	9.473,7	126,8	1.130,5

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Per 31. Dezember 2009	217,7

	Gesamt	2009	2010	2011	2012	2013
Per 31. Dezember 2008	11.405,4	1.227,8	1.478,6	335,1	7.061,2	135,7

	mehr als 5 Jahre
Per 31. Dezember 2008	1.167,1

Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind €4.273 Mio. der Deckung von Emissionen von Commercial Papers zugeteilt.

Die bestätigten und nicht in Anspruch genommenen Kreditlinien enthalten einen Konsortialkredit über €4.500 Mio., der 2012 fällig wird, und mehrere bilaterale Kreditlinien, die 2010 fällig werden. Diese Fazilitäten unterliegen keinerlei Zusicherungen oder Anforderungen an Bonitätsbewertungen.

Per 31. Dezember 2009 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 8,5% der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien des Konzerns.

15.1.4 Marktrisiko

15.1.4.1 Fremdwährungsrisiko

Aufgrund der geografischen Dimension seiner Geschäftstätigkeit besteht für den Konzern die Gefahr eines Umrechnungsrisikos in seinem Jahresabschluss: Seine Bilanz und die Ergebnisrechnung werden bei der Konsolidierung der Jahresabschlüsse seiner ausländischen Tochtergesellschaften außerhalb der Eurozone durch Wechselkursänderungen beeinflusst. Die Gefährdung durch Umrechnungsrisiken resultiert im Wesentlichen aus den Nettovermögenswerten des Konzerns in den Vereinigten Staaten, Brasilien, Thailand, Polen, Norwegen und Großbritannien (vgl. Erläuterung 3.2).

Die Absicherungspolitik des Konzerns gegen Umrechnungsrisiken im Hinblick auf Investitionen in Währungen außerhalb der Eurozone besteht in vertraglichen Verbindlichkeiten in der gleichen Währung, in der die Cashflows aus den besicherten Vermögenswerten erwartet werden.

Vertraglich eine Verbindlichkeit einzugehen, ist die natürlichste Form einer Absicherung, wenngleich der Konzern ebenfalls Devisenderivatgeschäfte abschließt, mit denen er künstlich eine Fremdwährungsschuld schafft. Dazu gehören Cross-Currency-Swaps, Devisenswaps und Devisenoptionen.

Diese Politik gilt jedoch nicht, wenn die Besicherungskosten (die im Wesentlichen dem Zinssatz der jeweiligen Fremdwährung entsprechen) zu hoch sind. Das trifft auf Brasilien zu, wo sich der Konzern für eine Art Versicherung gegen einen Zusammenbruch des Werts des brasilianischen Real entschieden hat (Risiko eines plötzlichen temporären Niedergangs des Werts der Währung), (i) wegen der exzessiv hohen Zinsspanne und (ii) wegen der Indexierung lokaler Umsatzerlöse. Seit 2005 kauft der Konzern einen Schutz vor dem Länderrisiko in Form von Credit Default Swaps.

Die Marktbedingungen für den US-Dollar und das Pfund Sterling werden monatlich analysiert und gegebenenfalls für die Schwellenländer überprüft, damit die Auswirkungen eines plötzlichen drastischen Wertverfalls einer Währung abgefedert werden kann. Das Hedge-Ratio der Vermögenswerte wird angesichts der Marktbedingungen regelmäßig überprüft bzw. dann, wenn Vermögenswerte erworben oder verkauft werden. Die Unternehmensleitung muss jede Transaktion vorher genehmigen, die dieses Verhältnis erheblich verändern könnte.

Der Konzern nutzt Derivate auch, um seine Gefährdung durch Transaktionsrisiken aus seiner Geschäftstätigkeit und seinen finanziellen Aktivitäten abzusichern (Devisendarlehen, Fremdkapital. Zins- und Dividendenzahlungen, Devisenzuflüsse und Auszahlungen aus Geschäftstätigkeit.

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung vor und nach Sicherungsgeschäften nach Währung:

Analyse von Finanzinstrumenten nach Währung Bruttoschulden

	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
EUR-Zone	65%	63%	75%	67%
USD-Zone	14%	18%	11%	19%
GBP-Zone	4%	2%	2%	1%
Sonstige Währungen	16%	17%	12%	13%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Nettoschuld

	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
EUR-Zone	60%	56%	73%	63%
USD-Zone	18%	23%	13%	23%
GBP-Zone	5%	1%	2%	1%
Sonstige Währungen	18%	19%	12%	13%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Devisenderivate

Derivate zur Absicherung des Fremdwährungsrisikos werden im Folgenden dargestellt.

Devisenderivate	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Marktwert	Nennwert	Marktwert	Nennwert
---	---	---	---	---
Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts	33,7	2.011,6	30,7	1.232,4
Cashflow-Hedges	(25,2)	2.497,9	11,0	2.014,9
Net Investment Hedges	36,1	3.345,6	295,8	4.734,8
Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen	0,4	13.314,3	51,0	8.338,3
SUMME	45,0	21.169,3	388,6	16.320,3

Die Marktwerte in der Tabelle oben sind positiv, wenn es sich um Vermögenswerte handelt, und negativ bei Verbindlichkeiten.

Der Konzern sieht Devisenderivate, die die unternehmenseigenen Devisenverpflichtungen absichern, als Sicherungen zum beizulegenden Zeitwert an.

Cashflow-Hedges werden hauptsächlich dazu benutzt, die künftigen Devisen-Cashflows abzusichern.

Bei Sicherungsinstrumenten für Nettoinvestitionen geht es vor allem um Cross-Currency-Swaps.

Bei Derivaten, die nicht die Voraussetzungen für Hedge-Accounting erfüllen, handelt es sich um Instrumente, die unter dem Blickwinkel der Rechnungslegung nicht der Definition für Sicherungsgeschäfte gerecht werden. Diese Instrumente werden für die wirtschaftliche Absicherung von Devisenverpflichtungen benutzt. Der Auswirkung von Devisenderivaten stehen fast vollständig Gewinne und Verluste bei den abgesicherten Posten gegenüber.

Die Methoden zur Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten werden in Erläuterung 1.4.11 im Abschnitt über Finanzinstrumente "Zusammenfassung wesentlicher Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden" beschrieben.

15.1.4.2 Zinsderivate

Der Konzern ist bestrebt, seine Finanzierungskosten dadurch zu reduzieren, dass er die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung minimiert.

Ziel des Konzerns ist, mittelfristig (5 bis 10 Jahre) mit einem Mix aus Festzinsen, variablen Zinssätzen und gekappten variablen Zinssätzen eine ausgeglichene Zinsstruktur zu erreichen. Der Zins-Mix kann sich je nach Markttrends um diesen ausgewogenen Zustand herum bewegen.

2009 schloss der Konzern Zinsderivatverträge ab und zog die langfristigen Sicherungsinstrumente zu Festzinsen vor, um von der erheblichen Senkung der langfristigen Zinssätze bei US-Dollar und Euro zu profitieren.

Um das Zinsprofil seiner Nettoverschuldung zu steuern, nutzt der Konzern Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen.

Die Positionen werden zentral verwaltet und vierteljährlich überprüft oder immer dann, wenn eine neue Finanzierung bereitgestellt wird. Die Unternehmensleitung muss jede Transaktion vorher genehmigen, die diesen Zins-Mix erheblich verändern könnte.

Die Finanzierungskosten des Konzerns reagieren empfindlich auf Änderungen von Zinssätzen bei allen variabel verzinslichen Schulden. Die Finanzierungskosten des Konzerns werden auch durch Änderungen des Marktwerts von Derivaten beeinflusst, die nicht als Sicherungsinstrumente gemäß der Bedeutung in IAS 39 dokumentiert sind. Sie werden monatlich überwacht. Am Berichtsstichtag war keiner der Optionskontrakte des Konzerns als Sicherungsinstrument nach IAS 39 dokumentiert, auch wenn sie als wirtschaftliche Absicherungen fungieren können (vgl. Erläuterung 6.2).

Per 31. Dezember 2009 hat der Konzern ein Portfolio an Zinsswaps und Optionen (Caps), die ihn vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinsen bei Euro, US-Dollar und Pfund Sterling schützen. Angesichts des Zusammenbruchs aller kurzfristen Zinssätze im Jahr 2009 sind kaum Optionen aktiviert worden, die Euro, US-Dollar und Pfund Sterling absichern. Das führt zu Fluktuationen bei den Nettofinanzierungskosten des Konzerns, da die kurzfristigen Zinssätze bei Euro, US-Dollar und Pfund Sterling unterhalb der abgesicherten Höhen liegen. Der Wert dieses Optionsportfolios nimmt jedoch zu, wenn es eine gleichmäßige Erhöhung der kurz- und langfristigen Zinssätze gibt, und er sinkt, wenn sie fallen.

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung nach Zinssatz für die Bruttoverschuldung, die Nettoverschuldung und Darlehen, die Zweiggesellschaften gewährt wurden, vor und nach der Absicherung:

Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Bruttoschulden

	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Variabler Zinssatz	41%	43%	55%	58%
Festzins	59%	57%	45%	42%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Nettoschuld

	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Variabler Zinssatz	20%	23%	42%	45%
Festzins	80%	77%	58%	55%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Zweigunternehmen gewährte Darlehen

	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Variabler Zinssatz	56%	63%	54%	63%
Festzins	44%	37%	46%	37%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Zinsderivate

Derivate zur Absicherung des Zinsrisikos werden im Folgenden dargestellt.

Zinsderivate	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Marktwert	Nennwert	Marktwert	Nennwert
---	---	---	---	---
Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts	367,2	7.308,2	233,5	5.266,3
Cashflow-Hedges	(178,8)	4.727,3	(362,5)	4.662,5
Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen	18,0	14.924,1	(103,6)	9.847,2
SUMME	206,5	26.959,6	(232,6)	19.775,9

Die Marktwerte in der Tabelle oben sind positiv, wenn es sich um einen Vermögenswert handelt, und negativ bei einer Schuld.

Sicherungsinstrumente für den beizulegenden Zeitwert entsprechen in der Hauptsache Zinsswaps, denn sie wandeln eine fest verzinste Schuld in eine variabel verzinste Schuld um.

Absicherungen für Cashflow entsprechen hauptsächlich Absicherungen für eine variabel verzinste Schuld.

Derivate, die nicht die Voraussetzungen für Hedge-Accounting erfüllen, sind Instrumente, die unter dem Blickwinkel der Rechnungslegung nicht der Definition für Sicherungsgeschäfte gerecht werden, auch wenn sie als wirtschaftliche Sicherung von Fremdkapital fungieren.

Die Methoden zur Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten werden in Erläuterung 1.4.11 im Abschnitt über Finanzinstrumente "Zusammenfassung wesentlicher Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden" beschrieben.

15.1.4.3 Spezielle Auswirkungen von Devisen- und Zinsabsicherungen Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts

Per 31. Dezember 2009 war die Nettoauswirkung von Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts, die in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen ist, nicht wesentlich.

Cashflow-Hedges

Devisen- und Zinsderivate, die als Cashflow-Hedges designiert sind, lassen sich wie folgt nach Fälligkeit analysieren:

	31. Dez. 2009
in Millionen Euro	Marktwert nach Fälligkeit
---	---
2010	(76,6)
2011	(62,5)
2012	(5,2)
2013	27,5
2014	(5,4)
mehr als 5 Jahre	(81,6)
SUMME	(204,0)

Per 31. Dezember 2009 beliefen sich Gewinne und Verluste, die in der Periode in das Eigenkapital aufgenommen wurden, auf €141,7 Mio.

Der Betrag, der in dieser Periode aus dem Eigenkapital in den Erlös umgruppiert wurde, war nicht wesentlich.

Der unwirksame Anteil von Cashflow-Hedges, der im Erlös ausgewiesen ist, stellt einen Verlust von €8,1 Mio. dar.

Net Investment Hedges

Der unwirksame Anteil von Net Investment Hedges, der im Erlös ausgewiesen ist, stellt einen Verlust von €16,8 Mio. dar.

15.1.4.4 Empfindlichkeitsanalyse: Devisen- und Zinsinstrumente

Die Empfindlichkeit wurde ausgehend von der Schuldenposition des Konzerns (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) am Berichtsstichtag analysiert.

Beim Devisenrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Rückgang der Wechselkurse gegenüber den Stichtagskursen.

Auswirkung auf den Erlös

Änderungen der Umrechnungssätze zum Euro beeinflussen den Erlös nur über Gewinne und Verluste bei Schulden, die in einer anderen als der Berichtswährung von Gesellschaften angegeben sind, die die Verbindlichkeiten in ihren Bilanzen ausweisen und wenn die Verbindlichkeiten nicht die Voraussetzungen von Absicherungen für Nettoinvestitionen erfüllen. Die Auswirkung einer einheitlichen Erhöhung (oder Senkung) um 10% von Fremdwährungen zum Euro würde letztendlich einen Gewinn (oder Verlust) von €52 Mio. bedeuten.

Auswirkung auf das Eigenkapital

Bei finanziellen Verbindlichkeiten (Schulden und Derivaten), die als Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen designiert werden, hätte eine einheitliche nachteilige Änderung von 10% bei Fremdwährungen gegenüber dem Euro eine Positivwirkung von €124,7 Mio. auf das Eigenkapital. Dieser Wirkung steht eine gegenläufige Änderung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.

Beim Zinsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem Anstieg oder Rückgang von +/- 1% in der Ertragskurve im Vergleich zu den Zinssätzen am Jahresende.

Auswirkung auf den Erlös

Ein einheitlicher Anstieg um 1% bei den kurzfristigen Zinsen (über alle Währungen) auf den Nennbetrag der Nettoschuld zu variablem Zinssatz und für den Anteil des variablen Zinssatzes bei Derivaten hätte eine Wirkung von €82,2 Mio. auf den Nettozinsaufwand. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 1% würde den Nettozinsaufwand um €35,3 Mio. verringern. Die asymmetrischen Auswirkungen sind den niedrigen kurzfristigen Zinsen (unter 1%) zuzuschreiben, die für eine gewisse Anzahl finanzieller Vermögenswerte und Schulden gelten.

In der Gewinn- und Verlustrechnung würde eine Zinserhöhung um 1% (über alle Währungen) zu einem Gewinn von €268,3 Mio. führen, der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten zuzuschreiben ist, die nicht die Voraussetzungen für Sicherungsinstrumente von Nettoinvestitionen erfüllen oder als solche nicht dokumentiert sind. Doch würde eine Zinssenkung von 1% zu einem Verlust in Höhe von €210,7 Mio. führen. Die asymmetrischen Auswirkungen sind dem Zinscap-Portfolio zuzuschreiben.

Auswirkung auf das Eigenkapital

Eine einheitliche Erhöhung oder Senkung der Zinsen um 1% (über alle Währungen) hätte eine Positiv- oder Negativwirkung von €212,5 Mio. auf das Eigenkapital, und zwar wegen der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Sicherungsinstrumente für den Cashflow designiert werden.

15.1.4.5 Marktrisiko: Eigenkapitalinstrumente

Per 31. Dezember 2009 beliefen sich die vom Konzern gehaltenen zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte auf €3.562,9 Mio. (vgl. Erläuterung 14.1.1).

Die Empfindlichkeit von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten gegenüber Änderungen der Marktbedingungen ist in Erläuterung 14.1.1 beschrieben. Das Portfolio von börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapieren des Konzerns wird im Kontext eines speziellen Investmentverfahrens gemanagt, die Performance wird regelmäßig dem Executive Management berichtet.

15.2 Risikomanagement für Rohstoffinstrumente

15.2.1 Strategie und Ziele

Der Konzern ist vor allem aufgrund seiner Stromerzeugungsgeschäfte, kurz- und langfristigen Erdgaslieferungsdienstleistungen, Explorations- und Produktionstätigkeiten und des Verkaufs von Erdgas und Strom dem Risiko schwankender Rohstoffpreise ausgesetzt. Dem Rohstoffpreisrisiko wird durch Transaktionen auf den Märkten für Erdgas, Strom, Öl und Kohle begegnet. Der Konzern ist auch auf dem Markt für den Zertifikathandel von Treibhausgasemissionen aktiv. Diese Transaktionen können von einer Periode zur nächsten eine erhebliche Volatilität bei Erträgen, Eigenkapital und Cashflow erzeugen. Der Konzern nutzt daher Rohstoffderivate im Einklang mit einer Reihe von Strategien, um diese Risiken auszuschalten oder zu verteilen.

Die Nutzung dieser Derivate unterliegt einer Hedging-Politik, die von den Führungsspitzen der jeweiligen Sparten beschlossen wird, während Schlüsselentscheidungen dieser Politik durch das Energy Market Risk Committee (CRME) überprüft werden. Portfolio-Managementteams kontrollieren Markt- und Gegenparteirisiken gemäß den Zielsetzungen und Gefährdungsgrenzen, die von den jeweiligen Executive-Managementteams vorgegeben werden. Diese Politik wird durch die Konzernstrategie für das Management von Markt- und Gegenparteirisiken gestützt und orientiert sich an ihr, wie sie im April 2009 vom Executive Management beschlossen wurde.

In jeder der betroffenen Sparten ernennt die Geschäftsleitung einen Risikokontrollausschuss (oder mehrere Ausschüsse, je nach der geografischen Ausdehnung der Sparte), der von den Portfolio-Managementteams unabhängig ist. Diese Ausschüsse überwachen und steuern Risiken und die festgelegten Management-Strategien, um die Gefährdung durch Änderungen der Rohstoffpreise und ein Gegenparteirisiko zu verringern. Die festgelegten Positionen werden regelmäßig überprüft um zu sichern, dass sie mit der Hedging-Politik des Konzerns übereinstimmen. Um dafür Sorge zu tragen, dass Marktrisiken in den Sparten auf geeignete Weise gemanagt und überwacht und auf Konzernebene zusammengeführt werden, hat die Finance Division des Konzerns eine nachgeordnete Kontrolle eingerichtet.

15.2.1.1 Portfolio-Management

Mit dem Portfolio-Management soll der Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gaslieferverträge, Kohle, Energieverkäufe und Gasspeicherung und -weiterleitung) über unterschiedliche Zeithorizonte (kurz-, mittel- und langfristig) optimiert werden. Der Marktwert wird optimiert durch:

―	Gewährleistung der Versorgung und Sicherung eines Ausgleichs zwischen Bedarf und physischen Ressourcen;
―	Management der Marktrisiken (Preis, Volumen);
―	in einem spezifischen Risikorahmen optimalen Wert aus den Portfolios zu ziehen;
―	wo zutreffend, Produkte zu strukturieren, die für Gesellschaften designiert werden, die mit dem Verkauf von Aktivitäten befasst sind.

Ziel des Regelwerks für das Risikomanagement ist, die finanziellen Ressourcen des Konzerns über Zeiträume von einem Monat bis zu drei oder fünf Jahren auszugleichen und zu schützen, je nach Reife jeden Markts. Infolgedessen gliedern Portfolio-Manager wirtschaftliche Absicherungen oft aus, die zu einer Volatilität bei den Erträgen führen können, wenn die genutzten Derivate nicht die Voraussetzung für das Hedge-Accounting nach IAS 39 erfüllen.

Hedging-Transaktionen

Der Konzern bedient sich der Sicherungsinstrumente für Cashflow und für den beizulegenden Zeitwert nach Definition in IAS 39, indem er Derivate (Festpreisverträge oder Optionskontrakte) einsetzt, die im freien Verkehr oder auf organisierten Märkten gehandelt werden. Diese Instrumente können netto beglichen werden, oder sie beinhalten die physische Lieferung des Vertragsgegenstands. Cashflow-Absicherungen sollen den Konzern vor ungünstigen Marktpreisänderungen schützen, die sich auf die Beschaffungskosten oder Margen von Verkaufstransaktionen auswirken, zu denen es mit hoher Wahrscheinlichkeit in der Zukunft kommen wird. Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts sollen den Konzern vor nachteiligen Marktpreisänderungen schützen, die den beizulegenden Zeitwert von fixen Beschaffungs- oder Verkaufsverpflichtungen beeinträchtigen können.

Sonstige Warenderivate

Sonstige Warenderivate beziehen sich hauptsächlich auf Verträge, die (i) genutzt werden, um der Gefährdung des Konzerns insgesamt durch bestimmte Marktrisiken zu begegnen; (ii) zum dem Zweck geschlossen werden, von Marktpreisunterschieden zu profitieren, um die Margen des Konzern zu erhöhen; (iii) die Voraussetzung geschriebener Optionen nach IAS 39 erfüllen oder (iv) die der Konzern üblicherweise netto erfüllt.

Der Konzern hält bestimmte Kauf- und Verkaufsverträge zur physischen Lieferung des Basiswerts, die als Käufe und Verkäufe innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit dokumentiert sind, aber Klauseln enthalten, die sie als eingebettete Derivate nach IAS 39 qualifizieren. Bei einigen dieser Verträge werden diese Klauseln aus dem Basisvertrag herausgelöst ausgewiesen und bewertet, was zu Änderungen des beizulegenden Zeitwerts im Erlös führt. Insbesondere wurden bestimmte eingebettete Derivate aus dem Basisvertrag herausgelöst bewertet, weil sie (i) Preisklauseln enthielten, die den Vertragspreis mit Änderungen eines Indexes oder mit dem Preis einer anderen als der zu liefernden Ware verknüpfen; (ii) Indexierungsklauseln enthielten, die auf Wechselkursen basieren, die als nicht eng mit dem Basisvertrag verbunden angesehen werden oder (iii) sonstige Klauseln enthielten.

15.2.1.2 Handelstätigkeiten

Einige Konzerneinheiten sind mit Handelstätigkeiten befasst. Vorrangiges Ziel dieser Tätigkeiten ist, die Portfolio-Manager des Konzerns wie folgt zu unterstützen:

―	Eintritt in den Großhandelsenergiemarkt;
―	Beratung im Hinblick auf Sicherungsinstrumente und ihre Ausführung;
―	Wahrnehmen übertragener Verwaltungsaufgaben für bestimmte Vermögenswerte.

In einem geringeren Umfang ist der Konzern auch mit unternehmenseigener Handelstätigkeit befasst. Diese Transaktionen werden unter Einhaltung einer strikten Risikopolitik durchgeführt und umfassen:

―	unternehmenseigene Transaktionen, die unter Verwendung von Vermögenswerten mitfinanziert werden können, aber nicht müssen;
―	Marktdienstleistungen für Endkunden, d.h. Kunden, die nicht durch die Vertriebsmitarbeiter des Konzerns betreut werden.

Solche Aktivitäten umfassen Spot-Geschäfte oder Termingeschäfte mit Erdgas, Strom, verschiedenen Ölprodukten, Kohle, Biomasse und CO2 -Emissionszertifikaten in organisierten Märkten oder im freien Verkehr. Diese Transaktionen werden in Europa und den Vereinigten Staaten mit verschiedenen Instrumenten durchgeführt, zu denen gehören:

―	Futures mit der physischen Lieferung eines Energieerzeugnisses;
―	Swaps für Zahlungen eines Betrags in Höhe der Differenz zwischen einem fixen und variablen Preis für eine Ware an oder von Gegenparteien;
―	Optionen und sonstige Verträge.

Die Bruttomargen bei Handelstätigkeiten erreichten 2009 €340 Mio. (2008: €205 Mio.).

15.2.2 Beizulegender Zeitwert von Warenderivaten

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Warenderivaten per 31. Dezember 2009 und für 2008:

	31. Dez. 2009				31. Dez. 2008
	Vermögenswerte		Schulden		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---	---	---	---	---
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	2.335,5	961,5	(2.193,6)	(1.085,2)	3.315,3	1.762,3
Cashflow-Hedges	1.213,6	516,2	(1.389,4)	(592,0)	1.970,0	1.112,2
Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts	164,4	58,1	(153,3)	(56,9)	74,0	64,7
Sonstige Derivate	957,5	387,2	(650,9)	(436,4)	1.271,3	585,4
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	4.916,6	-	(4.837,4)	-	5.902,4	-
SUMME	7.252,0	961,5	(7.031,0)	(1.085,2)	9.217,7	1.762,3

	31. Dez. 2008
	Schulden
---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	(3.641,3)	(2.025,2)
Cashflow-Hedges	(2.615,2)	(1.603,7)
Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts	(73,0)	(64,7)
Sonstige Derivate	(953,1)	(356,7)
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	(5.527,9)	-
SUMME	(9.169,2)	(2.025,2)

Vgl. auch die Erläuterungen 14.1.3 und 14.2.2.

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten erfüllt werden könnten. Sie sind für erwartete künftige Cashflows nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen durch Preisänderungen gefährdet; (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden und (iii) können die Positionen durch künftige Cashflows gegengerechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

Warenderivate werden nach den folgenden Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts bewertet:

	31. Dez. 2009
	Vermögenswerte				Schulden
---	---	---	---	---	---	---
in Millionen Euro	Gesamt	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Gesamt	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	3.296,9	232,8	3.046,1	18,0	(3.278,8)	(92,6)
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	4.916,6	515,5	4.375,0	26,0	(4.837,4)	(468,6)
SUMME	8.213,5	748,3	7.421,1	44,0	(8.116,2)	(561,2)

	31. Dez. 2009
	Schulden
---	---	---
in Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	(3.101,3)	(85,0)
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	(4.368,8)	-
SUMME	(7.470,0)	(85,0)

Derivate der Stufe 1 sind hauptsächlich Futures, die in organisierten Märkten mit Clearingstellen gehandelt werden. Sie werden nach dem beizulegenden Zeitwert ihres notierten Preises bewertet.

Die Bewertung von Derivaten der Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert beruht auf nicht beobachtbaren Inputs und internen Annahmen, weil zumeist die Fälligkeit der Instrumente den beobachtbaren Zeitraum für den Terminpreis des Basiswerts überschreitet oder weil bestimmt Inputs, wie die Volatilität des Basiswerts, am Bewertungsstichtag nicht beobachtbar waren.

Die Bewertung sonstiger Derivate zum beizulegenden Zeitwert beruht auf allgemein üblichen Modellen des Commodity-Trading und umfasst direkt und indirekt beobachtbare Inputs. Diese Instrumente werden der Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts zugewiesen.

Cashflow-Hedges

Die beizulegenden Zeitwerte von Cashflow-Hedges nach Art der Ware sehen wie folgt aus:

	31. Dez. 2009				31. Dez. 2008
	Vermögenswerte		Schulden		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---	---	---	---	---
Erdgas	301,1	71,4	(419,6)	(215,8)	673,1	79,0
Strom	284,2	124,2	(178,4)	(95,0)	102,1	82,1
Kohle	9,6	17,0	(7,1)	(11,5)	40,5	22,0
Öl	600,0	264,3	(767,8)	(255,2)	1.144,8	928,7
Sonstige	18,6	39,1	(16,4)	(14,5)	9,5	0,4
SUMME	1.213,6	516,2	(1.389,4)	(592,0)	1.970,0	1.112,2

	31. Dez. 2008
	Schulden
---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---
Erdgas	(180,2)	(141,8)
Strom	(262,8)	(192,3)
Kohle	(34,6)	(5,9)
Öl	(2.119,4)	(1.262,9)
Sonstige	(18,2)	(0,8)
SUMME	(2.615,2)	(1.603,7)

Die Nominalvolumen und Fälligkeiten von Cashflow-Hedges:

	Nominalvolumen (netto)*
In GWh per 31. Dezember 2009	2010	2011	2012	2013	2014	mehr als 5 Jahre	Gesamt
---	---	---	---	---	---	---	---
Erdgas, Strom und Kohle	37.328,3	33.074,4	13.891,5	7.424,0	-	-	91.718,2
Ölerzeugnisse	107.402,0	37.524,0	11.480,0	70,0	-	-	156.476,0
Sonstige	(1.503,5)	(4.189,5)	(2.797,0)	-	-	-	(8.490,0)
SUMME	143.226,8	66.408,9	22.574,5	7.494,0	-	-	239.704,2

* Long-Position/(Short-Position).

	Nominalvolumen (netto)*
In 1000 t per 31. Dezember 2009	2010	2011	2012	2013	2014	mehr als 5 Jahre	Summe
---	---	---	---	---	---	---	---
Treibhausgas-Emissionsrechte	850,0	409,0	(1.125,0)	-	-	-	134,0
SUMME	850,0	409,0	(1.125,0)	-	-	-	134,0

* Long-Position/(Short-Position).

Per 31. Dezember 2009 wurde ein Gewinn von €312 Mio. bezüglich der Cashflow-Hedges im Eigenkapital ausgewiesen gegenüber einem Verlust von €1.050 Mio. Ende 2008. Ein Verlust von €599 Mio. wurde 2009 aus dem Eigenkapital in den Erlös umgruppiert, verglichen mit einem Gewinn von €387 Mio. für 2008.

Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden im Erlös verbucht. Ein Verlust von €38 Mio. wurde 2009 im Erlös ausgewiesen, verglichen mit einem Verlust von €2 Mio. für 2008.

Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts

Die beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten des beizulegenden Zeitwerts sehen nach Art der Ware wie folgt aus:

	31. Dez. 2009				31. Dez. 2008
	Vermögenswerte		Schulden		Vermögenswerte		Schulden
---	---	---	---	---	---	---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---	---	---	---	---	---	---
Erdgas	18,5	4,3	(12,9)	(0,9)	-	-	-	-
Strom	143,3	49,5	(137,9)	(51,8)	68,6	64,7	(68,6)	(64,7)
Sonstige	2,6	4,3	(2,6)	(4,3)	5,3	-	(4,4)	-
SUMME	164,4	58,1	(153,3)	(56,9)	74,0	64,7	(73,0)	(64,7)

Gemäß IAS 39 werden Änderungen des beizulegenden Zeitwerts für Sicherungsinstrumente von Derivaten und abgesicherte fixe Zusagebeträge gleichzeitig für die Periode im Erlös ausgewiesen.

Per 31. Dezember 2009 wurde ein Verlust von €324 Mio. für die Absicherung von Derivaten im Erlös ausgewiesen (gegenüber einem Verlust von €64 Mio. 2008), während für die abgesicherten fixen Zusagebeträge ein Gewinn von €323 Mio. erfasst wurde (gegenüber einem Gewinn von €65 Mio. für 2008).

15.2.3 Finanzielle Risiken aus der Nutzung von Warenderivaten

15.2.3.1 Gegenparteirisikos

Einzelheiten zum Management des Gegenparteirisikos durch den Konzern finden Sie in Erläuterung 15.1.2.

Das Verfahren zum Management des Gegenparteirisikos aus der Geschäftstätigkeit der Sparten des Konzerns wurde durch nachrangige Kontrollen durch die Finance division weiter verbessert. Im Rahmen des Energy Market Risk Committee (CRME) überwacht die Finance division des Konzerns die großen Gegenparteien vierteljährlich.

Ein Gegenparteirisiko ist das Risiko, dass eine Partei einer Transaktion einen finanziellen Verlust für die andere Partei verursacht, indem sie die Erfüllung vertraglicher Verpflichtungen verabsäumt. Bei Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen eingeschlossen. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

Gegenparteirisikoa

	31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Investmentgradeb	Summe	Investmentgradeb	Summe
---	---	---	---	---
Gegenparteien
Bruttoexposition	9.629,3	10.476,7	12.424,0	13.091,0
Nettoexpositionc	2.451,0	2.647,8	2.155,0	2.328,0
% Exposition gegenüber Gegenparteien mit Investment-Grade	92,6%		92,6%

(a) ohne Positionen mit negativem beizulegendem Zeitwert

(b) "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 eingestuft wurden. Gegenparteien gelten auch als mit Investment-Grade versehen, wenn es öffentlich verfügbare Kredit-Ratings gibt, wobei Sicherheitsleistungen, Akkreditive und Bürgschaften von Muttergesellschaften berücksichtigt werden.

(c) Nach Berücksichtigung von Kollateral-Sicherheitsvereinbarungen und sonstigen Kreditverbesserungen.

15.2.3.2 Liquiditätsrisiko

Einzelheiten zum Management des Liquiditätsrisikos durch den Konzern finden Sie in Erläuterung 15.1.3.

Die folgende Tabelle ist eine Analyse undiskontierter geschuldeter und zu empfangender beizulegender Zeitwerte für Warenderivate, die in den Vermögenswerten und Schulden am Ende der Berichtsperiode ausgewiesen sind.

Liquiditätsrisiko

in Millionen Euro	2010	2011	2012	2013	2014	mehr als 5 Jahre	Summe
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit dem Portfolio-Management	(2.224,3)	(722,8)	(245,5)	(39,2)	(17,7)	(52,7)	(3.302,2)
in Verbindung mit Handelstätigkeit	(4.814,1)						(4.814,1)
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit dem Portfolio-Management	2.278,4	673,0	256,4	44,9	3,8	11,6	3.268,1
in Verbindung mit Handelstätigkeit	4.894,9						4.894,9
SUMME PER 31. DEZEMBER 2009	134,9	(49,9)	10,9	5,7	(13,9)	(41,1)	46,7

	2009	2010	2011	2012	2013	mehr als 5 Jahre	Summe
In den Schulden verbuchte Derivate	(8.095,0)	(2.350,0)	(653,0)	(127,0)	(9,0)	(26,0)	(11.260,0)
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate	7.871,0	2.182,0	856,0	144,0	3,0	3,0	11.059,0
SUMME PER 31. DEZEMBER 2008	(224,0)	(168,0)	203,0	17,0	(6,0)	(23,0)	(201,0)

Der Konzern analysiert die restlichen vertraglichen Fälligkeiten von Warenderivaten, die in seinem Portfolio-Management enthalten sind, per 31. Dezember 2009. Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit gelten als in unter einem Jahr verfügbare liquide Mittel und sind in der Bilanz als kurzfristige Positionen dargestellt.

Per 31. Dezember 2008 analysierte der Konzern die restlichen vertraglichen Fälligkeiten aller Warenderivate. Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit sind in der Bilanz als kurzfristige Positionen dargestellt.

15.2.3.3 Marktrisiko

Um die Marktrisikopolitik des fusionierten Konzerns anzugleichen, hat GDF SUEZ eine neue Politik für das Management des Marktrisikos definiert, die für alle ihre Sparten gilt. Diese Politik wird gegenwärtig in allen Sparten eingeführt.

Portfolio-Management

Das Marktrisiko, das aus Warenderivaten im Portfolio-Management entsteht, wird mit Hilfe von Empfindlichkeitsanalysen und weiteren Indikatoren für die Gefährdung durch Marktrisiken eingeschätzt, bewertet und gemanagt. Diese Empfindlichkeitsanalysen werden auf der Basis eines fixen Portfolios an einem Stichtag berechnet und sind möglicherweise nicht notwendig für künftige Änderungen im Erlös und Eigenkapital des Konzerns repräsentativ. Die Analysen werden ohne die Auswirkung von Warenkauf- und -verkaufsverträgen vorgenommen, die innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen werden.

Die Empfindlichkeit des Erlöses für Marktrisiken entsteht hauptsächlich bei wirtschaftlichen Absicherungen, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting nach IFRS erfüllen.

Aufgrund des geringen Anteils von Optionskontrakten am Derivat-Portfolio des Konzerns ist die Empfindlichkeitsanalyse für Preiserhöhungen und -senkungen symmetrisch.

Empfindlichkeitsanalyse

		31. Dez. 2009		31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Preisentwicklungen	Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital	Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital
---	---	---	---	---	---
+10,00 USD/ Ölerzeugnisse	bbl	(96,6)	326,2	(65,0)	275,4
Erdgas	+3,00 €/MWh	166,9	(12,6)	42,3	(123,2)
+10,00 USD/ Kohle	t	82,4	70,7	-	-
Strom	+5,00 €/MWh	(30,4)	(46,4)	(2,1)	(23,4)
Treibhausgas-Emissionsrechte	+2,00 €/MWh	(32,1)	(6,5)	-	-
EUR/USD	+10,00%	76,2	(212,7)	35,1	(135,6)
EUR/GBP	+10,00%	(58,8)	(1,6)	-	-

(a) ohne Energy Europe & International. Per 31. Dezember 2008 wurde potenzielle Risikobetrag für Marktrisiken für Derivate, die in den Aktivitäten des Portfolio-Managements von Energy Europe & International enthalten sind, mit €30 Mio. bewertet, ausgehend von einer 1tägigen Haltezeit und einem Konfidenzintervall von 95%.

Handelstätigkeiten

Marktrisiken durch Warenderivate im Zusammenhang mit Handelstätigkeiten werden mit Hilfe der Techniken des potenziellen Risikobetrags (Value-at-Risk - VaR) zusammen mit anderen Grenzwerten für die Gefährdung durch Marktrisiken beurteilt, abgeschätzt und gemanagt. Die Anwendung des VaR zur Quantifizierung des Marktrisikos erlaubt eine diagonale Messung des Risikos unter Berücksichtigung aller Märkte und Erzeugnisse. Der potenzielle Risikobetrag repräsentiert den maximalen potenziellen Verlust eines Portfolios an Vermögenswerten über eine spezifizierte Haltezeit auf der Basis eines gegebenen Konfidenzintervalls. Er ist kein Hinweis auf zu erwartende Ergebnisse.

Die Anwendung dieser Techniken erfordert die Festlegung von Schlüsselannahmen, vor allem die Auswahl eines Konfidenzintervalls und einer Haltezeit, die der Konzern mit 99% bzw. 1 Tag bestimmt hat. Die folgenden potenziellen Risikobeträge entsprechen dem aggregierten VaR der Handelseinheiten des Konzerns.

Potenzieller Risikobetrag

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	Durchschnitt 2009a	Durchschnitt 2008a	Maximum 2009b	Minimum 2009b
Handelstätigkeiten	7,2	6,2	7,6	12,6	2,9

(a) durchschnittlicher täglicher VaR

(b) basiert auf den oberen und unteren Werten am Monatsende, die für 2009 beobachtet wurden.

Anders als für den im Konzernabschluss 2008 berichteten VaR, enthält der durchschnittliche VaR für 2008 und der oben dargestellte die Handelstätigkeiten des gesamten Konzerns auf der Basis eines Konfidenzintervalls von 99%.

15.2.4 Zusicherungen im Zusammenhang mit Warenkauf- und -Verkaufsverträgen, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden

In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit schließen einige Konzerngesellschaften langfristige Verträge ab, von denen einige Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten. Sie bestehen in festen Verpflichtungen, spezifizierte Mengen an Gas, Strom und Dampf und die dazugehörigen Dienstleistungen zu kaufen (verkaufen) im Austausch gegen die feste Verpflichtung der anderen Partei, besagte Mengen und Dienstleistungen zu liefern (kaufen). Diese Verträge wurden dahingehend dokumentiert, dass sie nicht in den Rahmen von IAS 39 fallen. Die folgende Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Verpflichtungen aus Verträgen, die die Sparten Global Gas & LNG, Energy France und Energy Europe & International geschlossen haben (in TWh):

in TWh	31. Dez. 2009	Innerhalb 1 Jahres	1 bis 5 Jahre	Über 5 Jahre	31. Dez. 2008
Feste Käufe von Waren, Brennstoffen und Dienstleistungen	(11.897,2)	(959,0)	(3.174,9)	(7.763,2)	(11.759,2)
SUMME GEGEBENER ZUSICHERUNGEN	(11.897,2)	(959,0)	(3.174,9)	(7.763,2)	(11.759,2)
Feste Verkäufe von Gas, Strom, Dampf, Öl und Dienstleistungen	1.841,8	498,1	604,0	739,7	1.885,4
SUMME ERHALTENER ZUSICHERUNGEN	1.841,8	498,1	604,0	739,7	1.885,4

Der Konzern ist auch verpflichtet, künftige Dienstleistungen in Verbindung mit der Ausführung langfristiger Verträge zu kaufen und zu verkaufen.

16 EIGENKAPITAL

16.1 Aktienkapital

	Anzahl Aktien			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Treasury	Im Umlauf befindlich	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Eigene Aktien
---	---	---	---	---	---	---
Per 31. Dezember 2007	1.307.043.522	30.538.572	1.276.504.950	2.614,1	12.302,0	1.214,7
Aktienemissionen	1.898.431		1.898.431	3,8	44,0
Erwerb von Gaz de France	1.207.660.692		1.207.660.692	1.207,7	16.878,9
Umwandlung in GDF SUEZ-Aktien	(325.069.965)	104.394	(325.174.359)	(1.634,1)		(193,4)
Per 22. Juli 2008	2.191.532.680	30.642.966	2.160.889.714	2.191,5	29.224,9	1.021,3
Aktienemissionen	2.111.140		2.111.140	2,1	33,4
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien		17.680.535	(17.680.535)			720,0
Per 31. Dezember 2008	2.193.643.820	48.323.501	2.145.320.319	2.193,6	29.258,3	1.741,3
Aktienemissionen	1.934.429		1.934.429	1,9	30,2
Aktiendividenden	65.398.018		65.398.018	65,4	1.301,1
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien		(3.208.648)	3.208.648			(97,3)
PER 31. DEZEMBER 2009	2.260.976.267	45.114.853	2.215.861.414	2.261,0	30.589,6	1.644,1

Die Aktien wurden im Laufe des Jahres im Ergebnis folgender Geschäftsvorgänge ausgegeben:

―	Zahlung eines Teils der Sonderdividende in Aktien. Am 4. Mai 2009 beschloss die Aktionärsversammlung, dass eine Sonderdividende von €0,80 je Aktie bar oder in Form von Aktien gezahlt werden solle. Die Sonderdividende wurde am 4. Juni 2009 in Höhe von €340,6 Mio. in bar und in Höhe von €1.376,6 Mio. in Form von Aktien ausgezahlt, was eine Aufstockung um 65.398.018 neue Aktien bedeutet;
―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen, die die Emissionen in dieser Periode begründete.

Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2008 reflektiert:

―	die Verschmelzung von SUEZ mit Gaz de France vom 22. Juli 2008, basierend auf einem Verhältnis von 21 Gaz de France-Aktien für 22 SUEZ-Aktien. Da die Transaktion die Voraussetzungen eines umgekehrten Unternehmenserwerbs von Gaz de France durch SUEZ erfüllt, bildet das Eigenkapital der Aktiengesellschaft des früheren SUEZ-Konzerns die Grundlage für das Eigenkapital der Aktionäre von GDF SUEZ. Doch muss die Kapitalstruktur des neuen Konzerns die Zahl der Aktien, das Aktienkapital und die eigenen Aktien von Gaz de France SA repräsentieren, das aus rechtlichen Gründen der Käufer von SUEZ ist. Um also die rechtliche Kapitalstruktur des früheren SUEZ-Konzerns mit der rechtlichen Kapitalstruktur des neuen Konzerns in Einklang zu bringen, wird die Differenz aus dieser Umwandlung von GDF SUEZ-Aktien unter "Umwandlung in GDF SUEZ-Aktien" dargestellt. Diese Darstellung dient den Zwecken des Konzernabschlusses, sie wirkt sich nicht auf das Eigenkapital der Aktiengesellschaft aus;
―	von SUEZ gehaltene eigene Aktien oder von Gaz de France gehaltene SUEZ-Aktien wurden nicht getauscht. Am 22. Juli 2008 wurden 1.308.941.953 frühere SUEZ-Aktien in 1.207.660.692 GDF SUEZ-Aktien umgewandelt;
―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen, die die Emissionen in dieser Periode begründete.

16.2 Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer Aktien bewirken

Aktienzeichnungsoptionen

Als Teil von Aktienzeichnungsprogrammen räumt der Konzern seinen Beschäftigten Aktienzeichnungsoptionen ein. Diese Programme werden in Erläuterung 24 beschrieben.

16.3 Eigene Aktien und Aktienrückkaufprogramm

Der Konzern hat ein Aktienrückkaufprogramm, das auf der Ordentlichen und Außerordentlichen Hauptversammlung am 4. Mai 2009 vom Aufsichtsrat genehmigt wurde. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10% der Aktien vor, die das Aktienkapital am Tag der entsprechenden Versammlung darstellen. Laut Programm darf die Gesamtsumme der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, €12 Mrd. nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter €55 pro Aktie betragen. Die Einzelheiten dieser Bedingungen sind dem Bericht des Aufsichtsrats über die Beschlüsse zu entnehmen, die der Ordentlichen und Außerordentlichen Hauptversammlung am 4. Mai 2009 vorgelegt wurden.

16.4 Sonstige Angaben zur Kapitalrücklagen und konsolidierten Rücklagen

Die Gesamtsumme von Kapitalrücklagen und konsolidierten Rücklagen per 31. Dezember 2009 (einschließlich Jahresüberschuss für dieses Jahr) belief sich auf €59.644 Mio., von denen €226,1 Mio. zur gesetzlichen Rücklage der GDF SUEZ SA gehören. Die französische Gesetzgebung sieht vor, dass 5% des Jahresüberschusses französischer Gesellschaften in die gesetzliche Rücklage umgegliedert werden müssen, bis die gesetzliche Rücklage 10% des Aktienkapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Aktionäre verteilt werden.

Die verteilbare Kapitalrücklage und die Rücklagen der GDF SUEZ SA beliefen sich am 31. Dezember 2009 auf €47.789,3 Mio. (per 31. Dezember 2008 €50.797,9 Mio.).

16.5 Dividenden

	Ausgeschütteter Nettodividende je		Anzahl Aktien
	Betrag (in Millionen Euro)	Aktie in Euro (Barausschüttung)	(Auszahlung in Aktien)
---	---	---	---
gegenüber 2007
Gezahlt durch SUEZ SA (14. Mai 2008)	1.727,7	1,36
Gezahlt durch Gaz de France SA (27. Mai 2008)	1.214,0	1,26
gegenüber 2008
Zwischendividende (gezahlt am 27. November 2008)	1.723,9	0,80
Auszahlung der restlichen Dividende für 2008 (gezahlt am 6. Mai 2009)	1.287,2	0,60
Sonderdividende (je nach Option der Aktionäre in bar oder in Aktien gezahlt am 4. Juni 2009)	1.717,2
Barzahlung	340,6	0,80
Auszahlung in Aktien	1.376,6		65.398.018
gegenüber 2009
Zwischendividende (gezahlt am 18. Dezember 2009)	1.772,7	0,80

Empfohlene Dividende für 2009

Die Aktionäre werden auf der Hauptversammlung der GDF SUEZ, auf der der Abschluss des am 31. Dezember 2009 beendeten Jahres genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von €1,47 je Aktie zuzustimmen; das macht einen Gesamtbetrag von €3.324 Mio. aus. Eine Zwischendividende von €0,80 je Aktie wurde am 18. Dezember 2009 gezahlt, das sind insgesamt €1.772,7 Mio.

Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung wird diese Dividende ab 10. Mai 2010 gezahlt, sie ist im Abschluss per 31. Dezember 2009 nicht als Schuld ausgewiesen. Der Konzernabschluss per 31. Dezember 2009 wird daher vor der Gewinnausschüttung vorgelegt.

Ausgliederung von 65% der SUEZ Environnement Company in 2008

Vor der Fusion mit Gaz de France schüttete SUEZ 65% des Aktienkapitals der SUEZ Environnement Company an SUEZ-Aktionäre aus. Die Ausgliederung führte zu einer Verringerung des konsolidierten Eigenkapitals der Aktiengesellschaft um €2.289 Mio. sowie zu der entsprechenden Reduzierung der Minderheitsbeteiligungen.

16.6 Im Eigenkapital (Konzernanteil) ausgewiesene Gesamtgewinne und -verluste

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	Änderung	31. Dez. 2008	Änderung	31. Dez. 2007
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	765,3	6,4	758,9	(663,2)	1.422,1
Absicherungen der Nettoinvestitionen	94,6	43,6	51,0	55,5	(4,4)
Cashflow-Hedges (ohne Rohstoffinstrumente)	(207,1)	58,2	(265,3)	(219,1)	(46,1)
Cashflow-Absicherungen für Waren	(102,8)	899,1	(1.001,9)	(1.432,3)	430,4
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(269,3)	150,9	(420,2)	(503,0)	82,8
Latente Steuern	180,9	(364,1)	545,0	778,2	(233,3)
Anteil assoziierter Unternehmen an den im Eigenkapital ausgewiesenen Gesamtgewinnen und -verlusten	(83,0)	75,5	(158,5)	(159,2)	0,8
Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen für die obigen Posten	(32,3)	7,5	(39,8)	(54,8)	15,0
ZWISCHENSUMME	346,3	877,1	(530,7)	(2.198,0)	1.667,3
Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen für sonstige Posten	(322,4)	350,9	(673,3)	(529,2)	(144,1)
SUMME	24,0	1.228,0	(1.204,0)	(2.727,2)	1.523,2

Die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliederten Währungsumrechnungsdifferenzen für die Periode waren nicht wesentlich.

16.7 Kapitalmanagement

GDF SUEZ ist bestrebt, seine Finanzstruktur ständig zu optimieren, indem es sich um einen geeigneten Ausgleich zwischen der Nettoverschuldung (vgl. Erläuterung 14.3) und dem Gesamtkapital bemüht, wie in der Bilanz gezeigt. Wichtigstes Ziel des Konzerns beim Management seiner Finanzstruktur ist, den Wert für Aktionäre zu maximieren, die Kapitalkosten zu verringern und ein hohes Kredit-Rating beizubehalten, während gleichzeitig gesichert sein muss, dass der Konzern finanziell flexibel genug ist, um wertschöpfende externe Wachstumschancen zu nutzen. Der Konzern managt seine Finanzstruktur im Hinblick auf die vorherrschenden wirtschaftlichen Bedingungen und nimmt erforderliche Anpassungen vor. In diesem Kontext kann er sich dafür entscheiden, die Höhe der an die Aktionäre zu zahlenden Dividenden anzupassen, einen Teil des Kapitals auszuzahlen, eigene Aktien zurückzukaufen, neue Aktien zu emittieren, anteilsbasierte Vergütungsprogramme aufzulegen oder Aktien zu verkaufen, um die Nettoverschuldung herabzusetzen.

Konzernpolitik ist, bei Moody's und S&P ein A-Rating zu erhalten. Dazu verwaltet er seine Finanzstruktur unter Berücksichtigung der Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil, die Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennziffern. Zu den am häufigsten verwendeten Kennziffern gehört der operative Cashflow, abzüglich Finanzaufwendungen und gezahlter Steuern, angegeben in Prozent der bereinigten Nettoverschuldung. Die Nettoverschuldung wird hauptsächlich bereinigt um Rückstellungen für die Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle, Rückstellungen für Pensionspläne ohne Fondsdeckung und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing.

Die Zielsetzungen, die Politik und die Verfahren für das Kapitalmanagement des Konzerns haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.

GDF SUEZ SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.

17 RÜCKSTELLUNGEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2008	Auflösungen (Verwendungen)	Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen)	Änderungen des Konsolidierungskreises	Zuteilungen	Auswirkung der Bereinigung von Anpassungen des Diskontierungssatzes
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	4.150,8	180,1	(361,6)	(4,7)	(235,8)	210,4
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle	3.425,1	105,3	(21,5)	(1,3)	0,0	170,0
Demontage von Anlagen und Ausrüstunga	3.492,0	7,0	(7,0)	(0,4)	(6,2)	175,1
Flächensanierung	1.021,7	32,7	(64,7)	(2,0)	0,0	37,2
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	2.703,2	514,4	(1.031,7)	(326,8)	36,7	2,2
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	14.792,7	839,4	(1.486,4)	(335,1)	(205,3)	594,8

in Millionen Euro	Währungsumrechnungsdifferenzen	Sonstige	31. Dez. 2009
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	35,6 (111,5)		3.863,2
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle	(0,3)	0,0	3.677,3
Demontage von Anlagen und Ausrüstunga	9,3	(68,1)	3.601,6
Flächensanierung	18,8	94,0	1.137,7
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	23,1 (148,3)		1.772,8
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	86,5 (234,0)		14.052,7

(a) davon €2.093,4 Mio. als Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen per 31. Dezember 2009, verglichen mit €1.990,6 Mio. am 31. Dezember 2008.

Wie in Erläuterung 5 "Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten" dargelegt, hat der Konzern nach dem Urteil der Europäischen Kommission im Fall E.ON/GDF SUEZ, das am 8. Juli 2009 verkündet wurde, den Rückstellungsbetrag angepasst, der für diesen Zweck gebildet worden ist.

In der Spalte "Änderungen des Konsolidierungskreises" geht es hauptsächlich um den Verkauf des Electrabel Net Wallonie-Geschäfts. Pensionsverpflichtungen für Mitarbeiter des Vertriebs werden nach dem Verkauf übertragen.

Der Unwinding-Effekt von Anpassungen des Diskontierungssatzes bei den Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für Pensionsverpflichtungen, abzüglich des erwarteten Ertrags aus Planvermögen.

Bei den Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen bezieht sich die Spalte "Sonstige" auf 2009 entstandene und im Eigenkapital ausgewiesene versicherungsmathematische Gewinne und Verluste.

Zuteilungen, Auflösungen und der Unwinding-Effekt auf Anpassungen des Diskontierungssatzes werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns wie folgt dargestellt:

in Millionen Euro	Nettozuteilungen
Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten	(987,4)
Sonstige Finanzerträge und Aufwendungen	594,8
Aufwendungen für Ertragsteuern	5,3
SUMME	(387,3)

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.

17.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Vgl. Erläuterung 18.

17.2 Schulden aus der Demontage von Kernkraftanlagen

Im Zusammenhang mit den Tätigkeiten im Rahmen der Stromerzeugung aus radioaktivem Material fallen bei dem Konzern Verbindlichkeiten zur Stilllegung an, die sich auf die Demontage von Nuklearanlagen und die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente beziehen.

17.2.1 Gesetzlicher Rahmen

Das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 übertrug der Konzerntochter Synatom die Verantwortung für das Management von Rückstellungen, die gebildet wurden, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken abzudecken, und für den Umgang mit radioaktivem spaltbarem Material aus diesen Anlagen. Eine der Aufgaben des Ausschusses für Rückstellungen für Nuklearanlagen (Nuclear Provisions Committee), der im Nachgang zu dem oben erwähnten Gesetz gebildet wurde, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und zum Management dieser Rückstellungen. Der Ausschuss erarbeitet auch Stellungnahmen zu dem Höchstanteil von Geldern, die Synatom Betreibern von Kernkraftwerken zur Verfügung stellen kann, und zu den Arten von Vermögenswerten, in die Synatom seine nicht in Anspruch genommenen Mittel investieren kann.

Damit der Ausschuss in seiner Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die Kern-Inputs hervorgehen, die zur Berechnung dieser Rückstellungen benutzt werden.

Am 15.Januar 2007 übergab Synatom dem Nuclear Provisions Committee seinen Dreijahresbericht über Rückstellungen für Nuklearanlagen. Seine Empfehlungen hatten keine Auswirkungen auf die Kern-Inputs für die Schätzmethoden, die finanziellen Kennziffern und Management-Szenarios. Vorgeschlagene Änderungen bezogen sich auf die Übernahme der neuesten Wirtschaftsdaten und detaillierter technischer Analysen in die Berechnungen. Synatom muss bis Ende 2010 einen neuen Dreijahresbericht erarbeiten und vorlegen, der den Ausschuss in die Lage versetzt, Empfehlungen zur Existenz und zur Angemessenheit diese Rückstellungen zu geben.

Die gebildeten Rückstellungen berücksichtigen auch alle bestehenden und geplanten rechtlichen Anforderungen an den Umweltschutz auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene. Würden künftig weitere Gesetze eingeführt, könnten sich die Kostenabschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, ändern. Der Konzern hat jedoch keine Kenntnis von zusätzlichen geplanten Gesetzen auf diesem Gebiet, die den Wert der Rückstellungen wesentlich beeinflussen würden.

Die vom Konzern per 31. Dezember 2009 ausgewiesenen Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmenwerks berechnet, das die Betriebsdauer von Nuklearreaktoren mit 40 Jahren ansetzt.

Ende 2009 wurde eine Vereinbarung mit der belgischen Regierung unterzeichnet, in der sie zustimmte, die erforderlichen rechtlichen Maßnahmen zu ergreifen, um die Nutzungsdauer von drei Nuklearreaktoren von 40 Jahren auf 50 Jahre zu verlängern. Diese Maßnahmen erfordern die Verabschiedung neuer Gesetze oder die Änderung bestehender Gesetze und waren am 31. Dezember 2009 noch nicht rechtskräftig.

Eine Änderung der Rückstellung für die Demontage von Nuklearanlagen infolge der verlängerten Nutzungsdauer der jeweiligen Anlagen und die daraus resultierende Änderung des Zahlungsplans dürfte unmittelbar keine wesentliche Auswirkung auf den Erlös haben, denn die Gegenbuchung dieser Änderung wird - vorbehaltlich der Erfüllung bestimmter Bedingungen - eine Berichtigung der entsprechenden Vermögenswerte in gleicher Höhe sein.

Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung und Lagerung nuklearer Brennelemente könnten angepasst werden, wenn der Konzern davon ausgeht, dass die verlängerte Nutzungsdauer bestimmter Anlagen die Durchschnittskosten für die Wiederaufarbeitung aller abgebrannten nuklearen Brennelemente über den Zeitraum, in dem die Reaktoren betrieben werden, erhöht.

2010 wird der Konzern die Auswirkungen, die diese Verlängerung auf die Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen und für die Wiederaufarbeitung und Lagerung nuklearer Brennelemente haben könnte, gründlich untersuchen. Diese Rückstellungen können bei Verlängerung der Nutzungsdauer der Vermögenswerte angepasst werden, wenn die entsprechenden Gesetze verabschiedet sind und der Dreijahresbericht vom Nuclear Provisions Committee genehmigt wurde, was für das letzte Quartal 2010 zu erwarten ist.

17.2.2 Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen

Kernkraftwerke müssen am Ende ihrer Nutzungsdauer demontiert werden. Rückstellungen werden in den Büchern des Konzerns gebildet, um alle Kosten für (i) die Abschaltphase mit Beseitigung der radioaktiven Brennelemente vom Standort und (ii) die Demontage-Phase abzudecken, zu der die Außerbetriebsetzung und die Reinigung des Standorts gehören.

Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen werden nach folgenden Prinzipien und Parametern berechnet:

―	langfristig anfallende Kosten werden unter Bezug auf die geschätzten Kosten für jede Nuklearanlage berechnet, ausgehend von der Untersuchung durch unabhängige Gutachter, die gemäß der Annahme durchgeführt wurde, dass die Anlagen schrittweise abgebaut werden;
―	eine Inflationsrate von 2% wird für das Ende der Demontage-Zeit angesetzt, um den künftigen Wert der Verpflichtung zu errechnen;
―	ein Diskontierungssatz von 5% (einschließlich 2% Inflation) wird angesetzt, um den Nettobarwert der Verpflichtung zu bestimmen. Der Nominaldiskontierungssatz von 5%, dem das Nuclear Provisions Committee in seiner Stellungnahme zu dem Dreijahresbericht von 2007 zugestimmt hat, beruht auf einer Analyse des durchschnittlichen langfristigen Referenzzinssatzes und der erwarteten Änderungen dieses Zinssatzes (Rendite belgischer linearer Anleihen OLO über 30 Jahre; Euro-Referenzkurs über 30 Jahre und Interbank-Swapsatz über 30 Jahre);
―	der Beginn der Demontage-Arbeiten wird für drei bis fünf Jahre nach Abschaltung der jeweiligen Anlagen erwartet, wobei die derzeit geltende Nutzungsdauer von 40 Jahren ab dem Tag der Inbetriebnahme zu berücksichtigen ist;
―	die Zahlungen erstrecken sich über etwa sieben Jahre ab dem Tag des Demontage-Beginns;
―	der Barwert der Verpflichtung zu der Zeit, als die Anlagen in Betrieb gehen, stellt den ursprünglichen Betrag der Rückstellung dar. Die Gegenbuchung ist ein Vermögenswert in gleicher Höhe, der in der entsprechenden Sachanlagen-Kategorie ausgewiesen wird. Dieser Vermögenswert wird über einen Zeitraum von 40 Jahren ab Inbetriebnahmetag abgeschrieben;
―	die jährliche Belastung der Rückstellung in Form des Zinsaufwands für die Rückstellung, verbucht am Ende des Vorjahres, wird zu dem Abzinsungssatz berechnet, mit dem der Barwert künftiger Zahlungsströme geschätzt wurde.

Für die Nuklearanlagen, für die der Konzern Anrechte auf die Kapazität hält, werden ebenfalls Rückstellungen in einer Höhe gebildet, die dem Anteil des Konzerns an den erwarteten Demontagekosten entspricht. Diese Rückstellung wird jedes Jahr in der gleichen Weise wie die Rückstellungen für die Nuklearanlagen in Belgien berechnet und diskontiert.

17.2.3 Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen

Wird ein abgebranntes nukleares Brennelement aus einem Reaktor entfernt, bleibt es radioaktiv und erfordert eine Aufbereitung. Es gibt zwei Verfahren für den Umgang mit abgebrannten radioaktiven Brennelementen, entweder eine Wiederaufarbeitung oder im Wesentlichen eine Konditionierung ohne Wiederaufarbeitung. Die belgische Regierung hat noch nicht darüber entschieden, welches Szenario für Belgien vorgeschrieben wird.

Das Nuclear Provisions Committee stützt seine Analysen auf eine spätere Wiederaufarbeitung abgebrannter nuklearer Brennelemente. Der Konzern stellt daher Rückstellungen für alle Kosten ein, die sich aus diesem Management-Szenario ableiten, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung durch eine zugelassene Anlage, Lagerung und Beseitigung der abgebrannten Brennelemente-Reste nach Behandlung.

Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung von Brennelementen werden nach folgenden Prinzipien und Parametern berechnet:

―	die Kosten werden nach dem Szenario der späteren Wiederaufbereitung berechnet, bei dem die abgebrannten Brennelemente wieder aufbereitet und dann endgültig entfernt und in unterirdische Lagerstätten verbracht werden;
―	die Zahlungen sind bis 2050 gestaffelt, dann gehen restliche abgebrannte Brennelemente und die Rückstellung für die Deckung der Kosten zur Beseitigung und unterirdischen Lagerung an die ONDRAF über, die belgische Agentur für radioaktiven Abfall und angereichertes spaltbares Material. Geht man von dem Szenario der späteren Wiederaufarbeitung aus, wird der letzte Rückstand abgebrannter Brennelemente etwa 2080 in ein unterirdisches Lager verbracht;
―	die langfristige Verpflichtung wird nach den geschätzten internen Kosten und externen Kosten bewertet, die aus fixen Angeboten von Dritten oder Angeboten für Gebühren von unabhängigen Organisationen resultieren;
―	der angesetzte Diskontierungssatz von 5% (der eigentliche Satz von 3% plus 2% Inflation) ist der gleiche wie für die Rückstellung für die Demontage von Anlagen;
―	Belastungen der Rückstellung werden nach den Durchschnittskosten für die verbrauchten Mengen bis zum Ende der Nutzungsdauer der Anlage errechnet;
―	eine jährliche Zuteilung wird entsprechend dem Unwinding-Effekt beim Diskontierungssatz ausgewiesen.

Angesichts der Art und des Zeitplans der Kosten, die sie abdecken sollen, können die tatsächlichen künftigen Kosten von den geschätzten abweichen. Die Rückstellungen können im Einklang mit künftigen Änderungen bei den oben genannten Parametern angepasst werden. Diese Parameter basieren dennoch auf Informationen und Schätzungen, die der Konzern am Berichtstag für vernünftig hält und denen das Nuclear Provisions Committee zugestimmt hat.

17.2.4 Empfindlichkeit gegenüber Diskontierungssätzen

Ausgehend von den derzeit geltenden Parametern für die geschätzten Kosten und dem zeitlichen Ablauf der Zahlungen könnte eine Änderung um 50 Basispunkte beim Diskontierungssatz zu einer Berichtigung von etwa 10% bei den Rückstellungen für Demontage und Wiederaufarbeitung von Brennelementen führen. Eine Senkung der Diskontierungssätze würde zu einer Zunahme der offenen Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Diskontierungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.

Eine 5%ge Erhöhung oder Senkung der Kosten für die Demontage von Nuklearanlagen oder die Wiederaufbereitung von Brennelementen und die Lagerung würde die entsprechenden Rückstellungen um grob geschätzt den gleichen Prozentsatz anheben oder senken.

Änderungen infolge der Überprüfung der Rückstellung für die Demontage würden sich nicht unmittelbar auf den Erlös auswirken, denn die Gegenbuchung würde unter bestimmten Umständen in der Berichtigung der entsprechenden Vermögenswerte in gleicher Höhe bestehen.

Die Empfindlichkeit gegenüber Diskontierungssätzen, wie sie zuvor gemäß den geltenden Standards dargelegt wurde, ist eine automatische Berechnung und sollte daher angesichts der Vielzahl sonstiger Inputs - einige davon können interdependent sein -, die die Evaluierung umfasst, mit Vorsicht interpretiert werden. Außerdem stellt die Häufigkeit, in der diese Rückstellungen vom Nuclear Provisions Committee nach den geltenden Bestimmungen überprüft werden, sicher, dass die Gesamtverpflichtung exakt gemessen wird.

17.3 Abbauverpflichtungen bei sonstigen Ausrüstungen und Anlagen

Bestimmte Anlagen und Ausrüstungen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Weiterleitungs- und Verteilungsleitungen, Lagerstätten, LNG-Terminals und Anlagen der Exploration/Produktion müssen am Ende ihrer Nutzungsdauer abgebaut werden. Diese Verpflichtung ergibt sich aus den geltenden Bestimmungen für den Umweltschutz in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung des Konzerns.

Die damit verbundene Schuld wird mit den geeignetsten technischen und Haushaltsschätzungen errechnet. Langfristig zu leistende Zahlungen werden mit dem Diskontierungssatz abgezinst, der für die Rückstellungen zum Abbau von Nuklearanlagen (5%) angesetzt wird.

Beim Erstansatz verbucht der Konzern eine Rückstellung zum Barwert der Verpflichtung am Tag der Inbetriebnahme und weist einen "Abbau"-Vermögenswert als Gegenbuchung für die Rückstellung aus. Dieser Vermögenswert ist in der entsprechenden Zeile für Sachanlagen enthalten und wird über die Nutzungsdauer der Einrichtungen abgeschrieben.

Die Höhe der Rückstellung wird jährlich angepasst, um den Unwinding-Effekt auf den Diskontierungssatz wiederzugeben.

17.4 Flächensanierung

Mit der EU-Richtlinie über Abfallbehandlungsanlagen von Juni 1998 wurden eine Reihe von Verpflichtungen über das Schließen und die Langzeitüberwachung dieser Anlagen eingeführt. Diese Verpflichtungen erlegen dem Betreiber (oder dem Eigentümer des Standorts, falls der Betreiber seinen Verpflichtungen nicht nachkommt) Regelungen und Bedingungen zu Gestaltung und Größe von Lager-, Sammel- und Behandlungsstätten für flüssige (Sickerwasser) und gasförmige (Biogas) Abfallstoffe auf. Sie sieht auch vor, dass diese Einrichtungen 30 Jahre lang inspiziert werden.

Diese Verpflichtungen führen zu zwei Arten von Rückstellungen (Sanierung und Langzeitüberwachung), die je nach Fall und Standort berechnet werden. Auf der Grundlage der Periodenabgrenzung werden die Rückstellungen über die Zeit gebildet, in der der Standort in Betrieb ist, anteilig zur Verringerung des Volumens der Abfalllagerung. Die Kosten, die zur Zeit der Standortschließung oder während der Langzeitüberwachung (in der Europäischen Union 30 Jahre nach Standortschließung) aufgelaufen sind, werden zum Barwert diskontiert. Ein Vermögenswert wird als Gegenbuchung zur Rückstellung ausgewiesen und mit der Verringerung des gelagerten Abfallvolumens oder der Notwendigkeit zur Deckung für diese Zeit abgeschrieben.

Die Höhe der Rückstellung für die Flächensanierung (zu der Zeit, zu der die Einrichtung geschlossen wird) hängt davon ab, ob eine halbdurchlässige Abdichtung, eine halbdurchlässige Abdichtung mit Drainage oder eine undurchlässige Abdichtung verwendet wird. Das hat eine erhebliche Auswirkung auf die künftigen Sickerwassermengen und somit auf die künftigen Abfallbehandlungskosten. Zur Berechnung der Rückstellung ist es erforderlich, die Kosten für die Sanierung der noch unbehandelten Fläche zu schätzen. Die Rückstellung, die am Jahresende in der Bilanz enthalten ist, muss die Kosten für die Sanierung der unbehandelten Fläche abdecken (Differenz zwischen Deponieanteil und dem Anteil der bereits sanierten Fläche). Die Höhe der Rückstellung wird jährlich auf der Grundlage der abgeschlossenen und der noch auszuführenden Arbeiten überprüft.

Die Berechnung der Rückstellung für die Langzeitüberwachung hängt sowohl von den Kosten, verursacht durch Sickerwasser- und Biogasbildung, als auch von der Menge zurückgewonnenen Biogases ab. Die Rückgewinnung von Biogas stellt eine Einnahmequelle dar und wird von der Höhe der Ausgaben für die Langzeitüberwachung abgezogen. Die wichtigsten Aufwendungen aus den Verpflichtungen zur Langzeitüberwachung beziehen sich auf:

―	Bau von Infrastruktureinrichtungen (Anlage für das Biogas-Recycling. Anlage zur Sickerwasserbehandlung) und Abbruch von Anlagen, die während des Betriebs des Standorts benutzt wurden;
―	Unterhalt und Instandhaltung der Abdichtung und der Infrastruktureinrichtungen (Sammeln von Oberflächenwasser);
―	Kontrolle und Überwachung von Oberflächenwasser, Grundwasser und Sickerwasser;
―	Ersatz und Reparatur von Beobachtungsbrunnen;
―	Kosten für die Sickerwasserbehandlung;
―	Kosten für das Sammeln und die Aufbereitung von Biogas (unter Berücksichtigung von Einnahmen aus dem Biogas-Recycling).

Die Rückstellung für die Verpflichtungen zur Langzeitüberwachung, die am Jahresende auszuweisen ist, hängt von dem aufgefüllten Anteil der Anlage am Ende der Periode ab, von den von den geschätzten Gesamtkosten pro Jahr und Position (ausgehend von Standard- oder Sonderkosten), dem geschätzten Schließungstag und dem Diskontierungssatz für jeden Standort (ausgehend von der Restnutzungsdauer).

Der Konzern bildet auch eine Rückstellung für die Sanierung von Explorations- und Produktionsstätten. Eine Rückstellung in Höhe des Barwerts der geschätzten Sanierungskosten wird bei den Schulden verbucht mit einer entsprechenden Gegenbuchung bei den Sachanlagen. Die Abschreibungslast auf diesem Vermögenswert ist im kurzfristigen Betriebsergebnis enthalten, und die Kosten für das Unwinding der Diskontierung sind bei den finanziellen Aufwendungen verbucht.

17.5 Sonstige Eventualforderungen und -schulden

Diese Position enthält Rückstellungen für sonstige auf Arbeitnehmer bezogene Gerichtsprozesse, Umweltrisiken und verschiedene Geschäftsrisiken sowie Beträge zur Deckung von Auseinandersetzungen über Steuern, Reklamationen und ähnliche Eventualforderungen und -schulden. Sie werden in Erläuterung 27 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren" genauer dargelegt.

18 LEISTUNGEN NACH BEENDIGUNG DES ARBEITSVERHÄLTNISSES UND SONSTIGE LANGFRISTIGE LEISTUNGEN

18.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne

Im Folgenden werden die wichtigsten Pensionspläne des Konzerns beschrieben.

18.1.1 Unternehmen des Strom- und Gassektors in Frankreich

18.1.1.1 Beschreibung der Pensionspläne

Seit 1. Januar 2005 ist die CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières) mit den Leistungsplänen für Pensionierung, Arbeitsunfähigkeit, Todesfall, Arbeitsunfall und Berufskrankheit für die Unternehmen der Strom- und Gasbranche (im Folgenden "EGI") befasst. Die CNIEG ist ein gesetzliches Sozialversicherungsorgan privaten Rechts in der gemeinsamen Verantwortung der für Sozialversicherungsangelegenheiten, Haushaltsfragen und Energie zuständigen Ministerien. Berufstätige Beschäftigte und Pensionäre von Unternehmen des EGI-Sektors sind seit 1. Januar 2005 vollständig in die CNIEG eingegliedert.

Die wichtigsten Unternehmen des Konzerns, die unter diesen Plan fallen, sind GDF SUEZ SA, GrDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, DK6, Cycofos, CPCU, SPEM, TIRU, GEG, Compagnie Nationale du Rhône (CNR) und SHEM.

Das Gesetz Nr. 2004-803 vom 9. August 2004 (über die öffentlichen Dienstleistungen bei Strom und Gas und Strom- und Gasversorger) und seine Durchführungsbestimmungen wiesen den verschiedenen EGI-Unternehmen spezielle Leistungen zu, die bereits am 31. Dezember 2004 erworben waren ("frühere Sonderleistungen"). Bei jedem Unternehmen unterscheidet das Gesetz auch zwischen (i) Leistungen in Verbindung mit Geschäftstätigkeit der Weiterleitung und Verteilung von Gas und Strom ("regulierte erworbene Sonderleistungen") und (ii) Leistungen für sonstige Tätigkeiten ("nicht regulierte erworbene Sonderleistungen"). Die nach dem Plan ab 1. Januar 2005 erworbenen Sonderleistungen werden vollständig von den Unternehmen des EGI-Sektors finanziert, und zwar entsprechend ihrem Marktanteil bei Gas und Strom, gemessen an den Gesamtlohn- und Gehaltskosten. Die Sonderrechte aus dem Sonderpensionsplan für EGI-Unternehmen stehen über den Standardleistungen, die nach den normalen Gesetzen zu zahlen sind.

Die regulierten in der Vergangenheit erworbenen Sonderleistungen werden durch eine Abgabe auf die Weiterleitungs- und Verteilungsdienstleistungen (Contribution Tarifaire d'Acheminement) finanziert und stellen daher keine Verpflichtung des GDF SUEZ-Konzerns mehr dar.

Die nicht regulierten in der Vergangenheit erworbenen Sonderleistungen werden in dem Umfang von den Unternehmen des EGI-Sektors finanziert, wie es im Dekret Nr. 2005-322 vom 5. April 2005 festgelegt ist. Für GDF SUEZ macht diese Finanzierungsverpflichtung 3,69% der erworbenen Sonderleistungsverpflichtungen aller Unternehmen des EGI-Sektors aus.

18.1.1.2 Hauptmerkmale der Rentenreform 2008 für die EGI

Gemäß den "Leitlinien zur Reform der Sonderpensionspläne", die das französische Ministerium für Arbeit, Soziales und Solidarität am 10. Oktober 2007 herausgab, wurden die Sonderpensionssysteme für Strom- und Gasversorger per Dekret Nr. 2008-69 vom 22. Januar 2008 geändert. Nach einer Übergangsphase gleicht das Dekret das Rentensystem für diese Unternehmen den Standardpensionen des öffentlichen Dienstes an.

Das Dekret Nr. 2008-627 vom 27. Juni 2008 über das System bei Pensionierung und Arbeitsunfähigkeit für Beschäftigte der Strom- und Gasunternehmen ändert Anhang 3 des nationalen Statuts für Beschäftigte im EGI-Sektor. Das Dekret greift die Kernprinzipien der Rentenreform wieder auf, die im Dekret Nr. 200869 vom 22. Januar 2008 niedergelegt sind, und schafft die Grundlage für Neuregelungen des EGI-Sonderpensionsplans zum 1. Juli 2008.

Dieses Dekret wird durch das Dekret Nr. 2008-653 vom 2. Juli 2008 ergänzt, das verschiedene Festlegungen des EGI-Statuts aktualisiert.

Diese Änderungen des bestehenden Systems traten am 1. Juli 2008 in Kraft, sie betreffen hauptsächlich:

―	eine Verlängerung der Zeiten, für die die Beschäftigten Beiträge zahlen;
―	die Einführung eines Abschlag-/Prämien-Mechanismus;
―	die Methode zur Neuberechnung der Renten.

In der Übergangszeit wird die Dauer, für die die Beschäftigten Beiträge zahlen, bevor sie mit dem vollen Rentenanspruch in den Ruhestand gehen können - früher 150 Quartale -, schrittweise auf 160 Quartale am 1. Dezember 2012 erhöht. Danach entwickelt sich das System auf die gleiche Weise weiter wie die Standardpensionen im öffentlichen Dienst.

Schrittweise werden Abschläge für Beschäftigte eingeführt, die nicht über die volle Zeit eingezahlt haben.

Der Abschlag besteht in einer finanziellen Einbuße für Beschäftigte, die für einen vollen Rentenanspruch nicht lange genug Beiträge eingezahlt haben. Im Gegenzug gibt es eine Prämie für Beschäftigte, die unter bestimmten Bedingungen über 60 Jahre hinaus arbeiten und für mehr als 160 Quartale Beiträge gezahlt haben.

Die Renten und Erwerbsunfähigkeitsrenten werden per 1. Januar 2009 auf der Grundlage des Einzelhandelspreisindexes (ohne Tabak) neu berechnet.

Als Teil der Rentenreform und gemäß den Prinzipien aus dem Leitlinienpapier wurde am 29. Januar 2008 eine erste Vereinbarung für Unternehmen des EGI-Sektors unterzeichnet. In der Vereinbarung geht es um die Neubewertung des nationalen Monatsgrundgehalts für 2008 für berufstätige und pensionierte Arbeitnehmer, die Modifizierung der Gehaltsbänder und Änderungen bei Abfindungen.

Nun ist die CNIEG für die Bewertung dieser und sonstiger "mutualisierter" Verpflichtungen in Bezug auf die Unternehmen des EGI-Sektors verantwortlich. Die Bewertung geht von der Annahme aus, dass Beschäftigte den Ruhestand verschieben, um die gleichen Leistungen zu erhalten, und nicht Gefahr laufen wollen, einen Abschlag in Kauf zu nehmen.

Künftig werden die Annahmen dem tatsächlichen Verhalten angepasst, was sich auf die Jahresabschlüsse auswirken kann.

18.1.2 Unternehmen des Strom- und Gassektors in Belgien

In Belgien werden die Ansprüche der Beschäftigten der Strom- und Gasunternehmen, insbesondere von Electrabel, Electrabel Customer Solutions (ECS), Fluxys, und Laborelec sowie einiger Arbeitnehmer-Kategorien bei SUEZ-Tractebel SA 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, enthalten die Leistungen, die die Arbeitnehmer zu einer Zusatzrente in Höhe von 75% ihres letzten Jahreseinkommens bei voller Beitragszahlung und zusätzlich zu der gesetzlichen Rente berechtigen. Diese zusätzlichen Rentenzahlungen nach leistungsorientierten Pensionsplänen dienen teilweise der Hinterbliebenenversorgung. In der Praxis werden die Leistungen für die Mehrheit der im Plan Erfassten 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 um zu sichern, dass die gesetzlichen Mindestfinanzierungsanforderungen erfüllt werden und dass die Leistungen langfristig finanziert werden.

Für Tarifbeschäftigte, die nach dem 1. Juni 2002 eingestellt wurden, und für Führungskräfte, die nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden, gelten beitragsorientierte Pläne. Für Beiträge, die seit dem 1. Januar 2004 gezahlt wurden, legt das belgische Gesetz jedoch eine durchschnittliche Mindestjahresrendite von 3,25% über die Dienstdauer des Begünstigten fest. Defizite sind vom Arbeitgeber zu tragen. Daher sind diese Pläne für den Anteil an Pensionsverpflichtungen, der den seit 1. Januar 2004 gezahlten Beiträgen entspricht, als leistungsorientierte Pläne anzusehen. Der Konzern weist diese Pläne jedoch weiterhin als beitragsorientierte Systeme aus, vor allem, weil keine wesentliche Nettoschuld identifiziert worden ist. In Anbetracht der Krise der Finanzmärkte wurde die tatsächliche Rendite der garantierten Mindestrendite gegenübergestellt. Per 31. Dezember 2009 war der nicht finanzierte Anteil nicht wesentlich.

Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren auch andere Leistungen für Arbeitnehmer, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte bei den Strom- und Gaspreisen sowie Prämien für lange Dienstjahre und Vorruhestandsregelungen. Diese Leistungen sind in Erwartung eines Übergangsgeldes als Sonderzahlung bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses (in Höhe von drei gesetzlichen Monatsrenten), das von einer externen Versicherungsgesellschaft verwaltet wird, nicht vorfinanziert. Seit 2007 liegt das System für die Prämien für Betriebszugehörigkeit auch in den Händen einer externen Versicherungsgesellschaft.

Die Bewertung von Verpflichtungen berücksichtigt im Rahmen der geltenden gesetzlichen Regelungen und der geltenden Tarifverträge die Methoden, die für den Strom- und Gasversorgungssektor in Belgien angewandt werden. Angesichts der Trennung von Produktions- und Vertriebstätigkeit wurde die Aufgliederung der Verpflichtungen überarbeitet und die Konsequenzen daraus per 31. Dezember 2006 gezogen.

Zudem wurden die Ende 2007 eingeleiteten Maßnahmen für Arbeitnehmer, die dem System des Typs B zugeordnet sind (für die Zahlung von Renten), 2008 im gleichen Umfang fortgeführt;

―	die Rentner konnten sich für eine Einmalzahlung anstelle der schrittweisen Rentenzahlungen entscheiden. Das führte zu einer Abgeltung in Höhe von €81 Mio. für 2008 (ohne die Kosten für das an die Rentner gezahlte Kapital in Höhe von €63 Mio.);
―	berufstätige Arbeitnehmer erhielten die Möglichkeit, dem Elgabel-Pensionsplan beizutreten (eine neue finanzierte stufenweise Formel), was sich mit €15 Mio. positiv auswirkte.

Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31. Dezember 2009 etwa 18% der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Schulden aus.

Tarifvertrag für die Beschäftigten am Hauptsitz in Brüssel

Als Teil der Neuorganisation der Geschäftstätigkeit von Electrabel, SUEZ-Tractebel und GDF Suez CC sowie von Umsetzungen von Beschäftigten innerhalb dieser Unternehmen wurden die Satzungen von Electrabel, SUEZ-Tractebel und GDF SUEZ CC zusammengeführt. Gemäß den Festlegungen zu Pensionen in diesen Satzungen sind Führungskräfte ("cadres") für den beitragsorientieren Plan anspruchsberechtigt, den Electrabel durch Konsolidierung von erworbenen Ansprüchen nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren für Führungskräfte aufgelegt hat, die nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden (vgl. Abschnitt 18.1.2). Über 95% der entsprechenden Beschäftigten haben sich für diesen Plan entschieden, der seit 1. Januar 2009 in Kraft ist.

Die Übernahme von Beschäftigten in dieses System führte zu einer nahezu identischen Reduzierung der Pensionsverpflichtungen und des Planvermögens, die zu dem erwähnten beitragsorientierten Plan übergeleitet wurden. Infolgedessen war die Auswirkung auf die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung nicht wesentlich.

Tarifbeschäftigte und Führungskräfte, die dem Plan nicht beitreten wollten, erhalten weiterhin Leistungen nach ihren ursprünglichen Pensionsplänen. Alle Neueinstellungen werden automatisch in den beitragsorientierten Plan eingegliedert.

18.1.3 Sonstige Unternehmen

Die meisten sonstigen Unternehmen des Konzerns gewähren ihren Beschäftigten Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung verteilen sich die Pensionspläne nahezu gleich groß auf die leistungsorientierten und die beitragsorientierten Pläne.

Die wichtigsten Pensionspläne des Konzerns außerhalb Frankreichs und Belgiens betreffen:

―	die Vereinigten Staaten: Der leistungsorientierte UWR-Plan steht den Beschäftigten des regulierten Sektors zur Verfügung. Alle US-Tochtergesellschaften bieten ihren Beschäftigten einen Plan des Typs 401(k) an;
―	Niederlande und Schweiz: die Beschäftigten sind gemeinschaftlichen Plänen mehrerer Arbeitgeber zugeordnet;
―	Großbritannien: die große Mehrheit definierter Pensionspläne steht Neueingestellten nicht mehr offen, Leistungen aus diesen Plänen können nicht mehr erworben werden. Alle Unternehmen haben ein beitragsorientiertes System;
―	Deutschland: die deutschen Tochtergesellschaften des Konzerns haben ihre leistungsorientierten Pläne geschlossen.

18.1.4 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber

Beschäftigte einiger Unternehmen des Konzerns sind gemeinschaftlichen Plänen mehrerer Arbeitgeber zugeordnet. Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber sind in den Niederlanden sehr verbreitet, wo Beschäftigte des Strom- und Gassektors üblicherweise einem branchenbezogenen Pflichtsystem beitreten müssen, und auch in der Schweiz, wo Tochtergesellschaften Mitglieder des LPP-Systems (Verwaltung der beruflichen Vorsorge) sind.

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. Der Konzern GDF SUEZ bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne gemäß IAS 19.

Keiner der Pläne ist für laufende Rentenleistungen indexiert. Einige Pläne erhöhen den Beitragssatz infolge der Zwänge, die sich für ihr Management aus der Finanzkrise ergeben.

18.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen

18.2.1 Sonstige Leistungen für gegenwärtige und frühere Beschäftigte des EGI-Sektors

Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:

―	niedrigere Energiepreise;
―	Abfindungen;
―	Zusatzurlaub;
―	Leistungen im Todesfall für direkte Angehörige;
―	teilweise Erstattung von Ausgaben für Bildungszwecke. Langfristige Leistungen;
―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten;
―	Beihilfen bei zeitweiliger oder dauerhafter Erwerbsunfähigkeit;
―	Prämien für Betriebszugehörigkeit.

18.2.1.1 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 "Mitarbeiterpreise" bekannt sind.

Diese Leistung berechtigt Beschäftigte auf eine Strom- und Gasversorgung zu einem gesenkten Preis. Während des Ruhestands ist das eine Leistung nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses, die über die Zeit ausgewiesen wird, in der die Leistungen für den Mitarbeiter erbracht werden. Rentner müssen mindestens 15 Jahre lang in Unternehmen des EGI-Sektors gearbeitet haben, um einen Anspruch auf die niedrigeren Energiepreise geltend machen zu können.

Gemäß den Vereinbarungen, die 1951 mit EDF unterzeichnet wurden, liefert GDF SUEZ Gas an alle gegenwärtigen und früheren Beschäftigten von GDF SUEZ und EDF, während EDF die gleichen Begünstigten mit Strom beliefert. GDF SUEZ zahlt den Ausgleichsbeitrag (oder profitiert von ihm) für seine Beschäftigten infolge des Energietauschs zwischen beiden Versorgern.

Die Verpflichtung zur Energielieferung zu niedrigeren Preisen an gegenwärtige und frühere Beschäftigte wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und gewährten Vorzugstarifen bewertet.

18.2.1.2 Abfindungen

Im Nachgang zur Reform der EGI-Pensionen vom 1. Juli 2008 haben in den Ruhestand gehende Beschäftigte (oder deren Angehörige im Falle eines Todes während der Beschäftigungszeit) einen Anspruch auf Abfindungen, die sich nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit bei den Versorgern richten.

18.2.1.3 Vergütungen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Genau wie andere Arbeitnehmer nach dem Standard-Pensionssystem haben Beschäftigte des EGI-Sektors Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen oder anderen berufsbedingten Erkrankungen. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufserkrankungen oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten zu berücksichtigen sind.

18.2.2 Sonstige Tarifvereinbarungen

Die meisten anderen Unternehmen des Konzerns 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.

18.3 Leistungsorientierte Pläne

18.3.1 Änderung der in der Bilanz ausgewiesenen Beträge

Nach IAS 19 ergibt sich die in der Bilanz dargestellte Information zu Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen aus der Differenz zwischen dem Bruttoanwartschaftsbarwert, dem beizulegenden Zeitwert des Planvermögens, nicht erfassten versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten und sonstig nicht erfasstem nachzuverrechnendem Dienstzeitaufwand. In der Bilanz wird eine Rückstellung ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), und vorausbezahlte Pensionsaufwendungen, wenn die Differenz negativ ist.

Es kam zu folgenden Änderungen bei den Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen und bei den vorausbezahlten Pensionsaufwendungen in der Bilanz:

in Millionen Euro	Rückstellungen	Vermögenswerte
SALDO PER 31. DEZEMBER 2007	(2.346,3)	47,7
Wechselkursdifferenzen	34,3
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	(1.610,6)	348,7
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(383,5)	(204,6)
Pensionskosten	(234,6)	23,3
Obergrenze auf Vermögenswerte/IFRIC 14	14,1	(2,4)
Gezahlte Beiträge/Leistungen	375,7	(24,2)
SALDO PER 31. DEZEMBER 2008	(4.150,8)	188,5
Wechselkursdifferenzen	(43,9)	1,1
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	191,5	(27,7)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	229,6	(51,2)
Pensionskosten	(413,7)	31,4
Obergrenze auf Vermögenswerte/IFRIC 14	(2,4)	0,0
Gezahlte Beiträge/Leistungen	327,4	54,2
SALDO PER 31. DEZEMBER 2009	(3.862,3)	196,3

18.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen

Im Folgenden sind Anwartschaftsbarwert und Planvermögen des Konzerns dargestellt:

	2009				2008
in Millionen Euro	Pensionsleistungs- verpflichtungena	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnissesb	Langfristige Leistungenc	Summe	Pensionsleistungs- verpflichtungena	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnissesb
---	---	---	---	---	---	---
A - ÄNDERUNG DER HOCHGERECHNETEN LEISTUNGSVERPFLICHTUNG
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(5.634,1)	(1.705,2)	(481,8)	(7.821,2)	(4.065,8)	(474,7)
Dienstzeitaufwand	(194,6)	(22,3)	(31,4)	(248,4)	(152,5)	(16,3)
Zinsaufwand	(298,2)	(82,6)	(22,2)	(403,1)	(262,7)	(54,7)
Gezahlte Beiträge	(11,7)			(11,7)	(7,8)
Änderungen	16,2	(1,8)	(0,1)	14,3	7,1	5,2
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	269,1	64,5	(3,3)	330,3	(1.698,1)	(1.185,9)
Plankürzungen/Abgeltungen	54,5	5,7	2,5	62,7	105,0	(1,6)
Sonderkündigung	77,9	(2,3)	(0,5)	75,1	4,3	(2,0)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(57,3)	13,3	(3,1)	(47,2)	(24,1)	(22,3)
Gezahlte Leistungen	383,5	69,2	44,9	497,6	337,7	51,1
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)	(107,6)	2,5	30,2	(74,9)	122,8	(4,1)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(5.502,1)	(1.659,1)	(464,8)	(7.626,1)	(5.634,1)	(1.705,2)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	3.831,3	40,0	0,0	3.871,4	2.452,0	46,9
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	177,5	2,4		179,9	199,4	3,1
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	175,7	2,3		178,1	(528,0)	(11,5)
Empfangene Beiträge	235,0	23,0		257,9	275,8	40,3
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	(166,5)			(166,5)	1.856,5
Abgeltungen	(46,5)	(4,9)		(51,4)	(9,3)
Gezahlte Leistungen	(346,0)	(22,7)		(368,7)	(330,1)	(40,3)
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)	74,0	(1,1)		72,9	(84,8)	1,5
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	3.934,3	39,0	0,0	3.973,4	3.831,3	40,0
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(1.567,9)	(1.620,1)	(464,8)	(3.652,7)	(1.802,7)	(1.665,2)
Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	(1,4)	(10,3)		(11,7)	12,3	(14,2)
Obergrenze auf Vermögenswerte*	(1,4)	(1,0)		(2,4)	(10,0)	(0,7)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG A+B	(1.570,7)	(1.631,4)	(464,8)	(3.666,8)	(1.800,4)	(1.680,1)
AUFGELAUFENE VERSORGUNGSVERPFLICHTUNG	(1.767,0)	(1.631,4)	(464,8)	(3.863,2)	(1.987,3)	(1.681,6)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	196,3			196,3	186,9	1,6

	2008
in Millionen Euro	Langfristige Leistungenc	Summe
---	---	---
A - ÄNDERUNG DER HOCHGERECHNETEN LEISTUNGSVERPFLICHTUNG
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(238,5)	(4.778,9)
Dienstzeitaufwand	(22,0)	(190,9)
Zinsaufwand	(17,9)	(335,4)
Gezahlte Beiträge		(7,8)
Änderungen	0,8	13,1
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften	(234,4)	(3.118,4)
Plankürzungen/Abgeltungen	1,9	105,4
Sonderkündigung		2,4
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(2,2)	(48,6)
Gezahlte Leistungen	31,4	420,2
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)	(1,1)	117,6
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(481,8)	(7.821,0)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	0,0	2.498,9
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen		202,5
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(539,5)
Empfangene Beiträge		316,0
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften		1.856,5
Abgeltungen		(9,3)
Gezahlte Leistungen		(370,4)
Sonstige (Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen)		(83,3)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B	0,0	3.871,3
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(481,8)	(3.949,7)
Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand		(1,9)
Obergrenze auf Vermögenswerte*		(10,7)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG A+B	(481,9)	(3.962,3)
AUFGELAUFENE VERSORGUNGSVERPFLICHTUNG	(481,9)	(4.150,8)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN		188,5

* Einschließlich zusätzlicher Rückstellungen, die gemäß IFRIC 14 gebildet wurden

(a) Pensionen und Ruhestandsprämien

(b) Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

(c) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen

Änderungen des Konsolidierungskreises für 2009 umfassen im Wesentlichen die Auswirkung der Überleitung der Verpflichtungen gegenüber den Beschäftigten bei Net Wallonie (€296 Mio.) sowie die erstmalige Konsolidierung verschiedener Tochtergesellschaften der Sparte Energy Europe & International.

Die Ereignisse in 2009 und Expertenmeinungen bestätigten die Gesamtanalyse von GDF SUEZ SA bezüglich der Nettowirkung der Rentenreform von 2008 und der daraus abgeleiteten Maßnahmen. Im Hinblick auf die Finanzierung der Auswirkungen der Reform auf nicht regulierte in der Vergangenheit erworbene Sonderleistungen durch die CTA veranlasste eine genauere Analyse den Konzern dazu, lohnbasierte Maßnahmen strikt auszuschließen, die eine Zunahme der negativen Gesamtwirkung verursachen würden. Infolgedessen ist die Rückstellung, die am Ende der vorhergehenden Berichtsperiode ausgewiesen worden ist, nicht länger berechtigt und wurde durch langfristige Posten aufgelöst (Sonderkündigung).

18.3.3 Änderung bei Erstattungsansprüchen

Die oben dargestellten Verpflichtungen des Konzerns werden durch die Erstattungsansprüche aufgestockt, die aus den Pensionsverpflichtungen der Unternehmen im Kommunalverbund resultieren und nach dem Anteil am Planvermögen gerechnet, den Contassur hält als Folge der Umstufung in eine nahestehende Partei1 . Die im Folgenden beschriebenen Erstattungsansprüche sind in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen.

18.3.3.1 Erstattungsanspruch im Fall von Electrabel

Bis 2008 waren Verpflichtungen gegenüber den im Vertrieb von Electrabel Beschäftigten durch einen Erstattungsanspruch gedeckt, den die Unternehmen im Kommunalverbund gewährt hatten. Electrabel stellte den Unternehmen im Kommunalverbund Personal zum Betreiben ihrer Netze zur Verfügung. Alle entsprechenden Personalaufwendungen (einschließlich Pensionskosten) hat Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund auf der Grundlage der tatsächlichen Kosten in Rechnung gestellt. Die Pensionsverpflichtungen von Electrabel gegenüber diesen Arbeitnehmern waren in den Schulden unter Rückstellungen für Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer enthalten. Die Gegenbuchung war ein Erstattungsanspruch gegenüber den Unternehmen im Kommunalverbund in ähnlicher Höhe. Da diese Geschäftstätigkeit Anfang 2009 verkauft worden ist, besteht dieser Erstattungsanspruch nicht mehr.

Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts für den Erstattungsanspruch von Electrabel für 2009 sehen wie folgt aus:

in Millionen Euro	2009	2008
Beizulegender Zeitwert am 1. Januar	296	310
Änderungen des Konsolidierungskreises	(296)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		40
Nettoerlös für das Jahr		(14)
Gezahlte Beiträge		(40)
BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER	0	296

18.3.3.2 Erstattungsanspruch in Verbindung mit Contassur

Die 2000 vorgenommenen Änderungen des IAS 19 für den Begriff der nahestehenden Parteien veranlassten den Konzern, seine Pensionsverpflichtungen gegen das Planvermögen aufzustocken, das von Contassur gehalten wird, und sie als Erstattungsansprüche unter Vermögenswerte in der Bilanz auszuweisen. Dieser Vorgang hat keine Wirkung auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns.

1 Obgleich Contassur aufgrund seines Kundenstammes und der Zusammensetzung der Unternehmensführung den gleichen Management- und Kontrollverpflichtungen unterliegt wie jedes Versicherungsunternehmen, besteht die Auffassung, dass der Konzern GDF SUEZ Einfluss auf die Unternehmensführung ausüben kann.

Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Erstattungsansprüche in Verbindung mit Contassur im Jahr 2009 lassen sich wie folgt zusammenfassen:

in Millionen Euro	2009	2008
Beizulegender Zeitwert am 1. Januar	147,2	179,3
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	8,0	8,6
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	16,9	(33,7)
Tatsächlicher Ertrag	24,9	(25,0)
Arbeitgeberbeiträge	19,9	12,2
Arbeitnehmerbeiträge	2,1	2,7
Erwerbe/Veräußerungen, ohne Unternehmenszusammenschlüsse	(20,4)	(6,6)
Gezahlte Leistungen	(30,5)	(15,4)
BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER	143,1	147,2

18.3.4 Im Eigenkapital ausgewiesene versicherungsmathematische Gewinne und Verluste

Im Eigenkapital ausgewiesene versicherungsmathematische Gewinne beliefen sich per 31. Dezember 2009 auf €376 Mio. gegenüber €554 Mio. Ende 2008.

in Millionen Euro	2009	2008
Per 1. Januar	554,1	(85,9)
Versicherungsmathematische (Gewinne)/Verluste, die während des Jahres generiert wurden	(178,4)	640,0
Per 31. Dezember	375,7	554,1

Zu den versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten in der obigen Tabelle zählen Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen, einschließlich jener, die für die im Eigenkapital bilanzierten assoziierten Unternehmen ausgewiesen sind.

18.3.5 Bestandteile des Nettopensionsaufwands

Der für die leistungsorientierten Verpflichtungen der am 31. Dezember 2009 und 2008 beendeten Jahre erfasste Nettopensionsaufwand gliedert sich wie folgt auf:

in Millionen Euro	2009	2008
Laufender Dienstzeitaufwand	248,3	190,8
Zinsaufwand	403,0	335,3
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	(179,9)	(202,5)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste*	3,1	2,2
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	(2,8)	(31,2)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	(14,3)	(91,7)
Sonderkündigungen	(75,1)	8,4
SUMME	382,3	211,3
davon im kurzfristigen Betriebsergebnis erfasst	159,2	78,5
davon bei den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) erfasst	223,1	132,8

(*) für langfristige Leistungen

18.3.6 Finanzierungspolitik und -Strategie

Werden leistungsorientierte Pläne finanziert, dann werden die entsprechenden Planvermögenswerte in Rentenfonds und/oder bei Versicherungsgesellschaften investiert, je nach Investitionspraxis in dem jeweiligen Land. Die Investitionsstrategie für diese leistungsorientierten Pläne zielt auf die richtige Balance zwischen dem Ertrag aus der Investition und einem hinnehmbaren Risiko ab.

Diese Strategien haben zwei Ziele:

―	genügend Einnahmeströme und Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen konstant zu halten;
―	und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Diskontierungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.

Werden Planvermögenswerte in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen und die Allokation von Planvermögenswerten in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managers. Werden in französischen Unternehmen Planvermögenswerte von einem Versicherungsunternehmen investiert, managt dieses das Investment-Portfolio für fondsgebundene Policen und garantiert eine Rendite auf die Vermögenswerte aus in Euro denominierten Policen. Diese diversifizierten Fonds werden aktiv anhand von zusammengesetzten Indizes gemanagt und an das langfristige Profil der Schulden angepasst, indem Staatsanleihen der Eurozone und Aktien von hoch bewerteten Unternehmen innerhalb und außerhalb der Eurozone einbezogen werden.

Die einzige Verpflichtung des Versicherers besteht darin, für eine feste Mindestrendite aus in Euro denominierten Fonds zu sorgen.

Die Finanzierung dieser Verpflichtungen am 31. Dezember jeder der dargestellten Perioden lässt sich wie folgt analysieren:

	Anwartschaftsbarwert	Beizulegender Zeitwert von Planvermögenswerten	Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	Obergrenze auf Vermögenswerte*	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit einem Deckungsgrad von unter 100 Prozent	(4.094,1)	2.054,9	(19,7)	(0,9)	(2.059,9)
Pläne mit einem Deckungsgrad von über 100 Prozent	(1.728,6)	1.918,5	(2,4)	(1,4)	186,1
Ungedeckte Pläne	(1.803,4)		10,3		(1.793,1)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2009	(7.626,1)	3.973,4	(11,8)	(2,3)	(3.666,8)
Pläne mit einem Deckungsgrad von unter 100 Prozent	(4.686,8)	2.251,0	(12,6)	(8,5)	(2.456,9)
Pläne mit einem Deckungsgrad von über 100 Prozent	(1.426,3)	1.620,3	(1,5)	(2,2)	190,4
Pläne ohne Fondsdeckung	(1.708,0)		12,2		(1.695,8)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2008	(7.821,0)	3.871,3	(1,9)	(10,7)	(3.962,3)

* Einschließlich zusätzlicher Rückstellungen, die gemäß IFRIC 14 gebildet wurden

Die Allokation von Planvermögenswerten nach Hauptvermögenskategorie lässt sich wie folgt analysieren:

	2009	2008
Beteiligungspapiere	29%	26%
Anleihen	50%	47%
Immobilien	3%	3%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	19%	24%
SUMME	100%	100%

18.3.7 Versicherungsmathematische Annahmen

Versicherungsmathematische Annahmen werden individuell nach Land und Unternehmen in Zusammenarbeit mit unabhängigen Aktuaren ermittelt. Im Folgenden werden die gewichteten Diskontierungssätze dargestellt:

	Pensionsleistungsverpflichtungen		Sonstige Leistungsverpflichtungen		Langfristige Leistungsverpflichtungen
	2009	2008	2009	2008	2009	2008
---	---	---	---	---	---	---
Abzinsungssatz*	4,9%	5,2%	4,9%	5,2%	4,9%	5,2%
Geschätzte künftige Lohnerhöhungen	3,7%	3,5%	3,5%	3,5%	3,8%	3,5%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	6,2%	6,9%	6,2%	6,4%	n.v.	6,4%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	14 Jahre	13 Jahre	14 Jahre	13 Jahre	14 Jahre	13 Jahre

	Summe Leistungsverpflichtungen
	2009	2008
---	---	---
Abzinsungssatz*	4,9%	5,2%
Geschätzte künftige Lohnerhöhungen	3,7%	3,5%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	6,2%	6,8%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	14 Jahre	13 Jahre

* Euro-Zone

18.3.7.1 Abzinsungssatz

Der angesetzte Abzinsungssatz wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag erstklassiger Unternehmensanleihen mit Fälligkeiten ermittelt, die die wahrscheinliche Fälligkeit des Plans wiederspiegeln.

Die Diskontierungssätze für EUR, USD und GBP repräsentieren Zinssätze über 10, 15 und 20 Jahre auf von Bloomberg mit AA bewerteten zusammengesetzten Indizes.

Nach Schätzungen des Konzerns würde eine 1%ige Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes zu einer Änderung von 9,8% bei den Verpflichtungen führen.

18.3.7.2 Erwarteter Ertrag auf Planvermögen

Um den erwarteten Ertrag auf Planvermögen zu berechnen, wird das Portfolio in Untergruppen gleichartiger Bestandteile gegliedert, die nach wichtigen Anlageklassen und geografischem Gebiet sortiert sind, ausgehend von der Zusammensetzung der Benchmark-Indizes und Volumen jedes Fonds am 31. Dezember des Vorjahres.

Jeder Untergruppe wird ausgehend von Informationen, die von Dritten veröffentlicht werden, für die Periode eine erwartete Rendite zugewiesen. Die Gesamtperformance des Fonds wird dann nach ihrem absoluten Wert zusammengestellt und mit dem Wert des Portfolios zu Beginn der Periode verglichen.

Der erwartete Ertrag auf Planvermögen wird nach den gegebenen Marktbedingungen und mit einem Risikoaufschlag berechnet. Der Risikoaufschlag errechnet sich im Verhältnis zu den vorgeblich risikolosen Sätzen für Staatsanleihen für jede wichtige Anlageklasse und jedes geografische Gebiet.

Der Wert des Planvermögens für belgische Unternehmen des Konzerns 2009 wurde ausgehend von einem Ertrag von 5% auf das Planvermögen bewertet, das von den Versicherungsgesellschaften des Konzerns, und von 13,2% Ertrag auf das Planvermögen, das von Rentenfonds gemanagt wurde.

Der Ertrag auf Planvermögen für Unternehmen mit dem EGI-Pensionssystem belief sich 2009 auf 9%.

Nach Schätzungen des Konzerns würde eine Erhöhung oder Senkung des erwarteten Ertrags auf Planvermögen um 1% zu einer Änderung von etwa 9,2% für den Wert des Planvermögens führen.

18.3.7.3 Sonstige Annahmen

Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 3,0% geschätzt.

Eine angenommene Erhöhung der Aufwendungen für Gesundheitsvorsorge um einen Prozentpunkt hätte folgende Auswirkungen:

in Millionen Euro	Erhöhung um einen Prozentpunkt	Senkung um einen Prozentpunkt
Auswirkung auf Aufwendungen	4,2	(3,3)
Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen	45,4	(37,7)

18.3.8 Erfahrungsbedingte Anpassungen

Die Aufgliederung erfahrungsbedingter Anpassungen, die versicherungsmathematische Gewinne und Verluste begründen, sieht wie folgt aus:

	2009		2008		2007
in Millionen Euro	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen
---	---	---	---	---	---	---
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(5.502,1)	(2.123,9)	(5.634,0)	(2.187,0)	(4.065,8)	(713,1)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögenswerten	3.934,3	39,0	3.831,3	40,0	2.452,0	46,9
Überschuss/Defizit	(1.567,8)	(2.084,9)	(1.802,7)	(2.147,0)	(1.613,8)	(666,2)
Erfahrungsbedingte Anpassungen des Anwartschaftsbarwerts	(5,4)	(14,7)	(95,0)	12,0	(11,9)	(61,7)
• in % der Summe	0%	1%	2%	- 1%	0%	9%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	175,7	2,3	528,0	11,5	(9,0)	1,2
• in % der Summe	4%	6%	14%	29%	0%	3%

	2006
in Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen	Sonstige Leistungsverpflichtungen
---	---	---
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(4.412,9)	(804,2)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögenswerten	2.406,4	46,9
Überschuss/Defizit	(2.006,5)	(757,3)
Erfahrungsbedingte Anpassungen des Anwartschaftsbarwerts	59,2	(4,1)
• in % der Summe	- 1%	1%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	(19,1)	1,2
• in % der Summe	- 1%	3%

18.3.9 Geografische Aufteilung der Nettoverpflichtungen

2009 sah die geografische Aufteilung der Hauptverpflichtungen und der versicherungsmathematischen Annahmen (einschließlich Inflation) wie folgt aus:

	Eurozone			Großbritannien
in Millionen Euro	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Lang- fristige Leistungs- verpflichtungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflich- tungen	Lang- fristige Leistungs- verpflich- tungen
---	---	---	---	---	---	---
Nettoleistungsverpflichtungen	(1.259)	(1.533)	(445)	(16)
Abzinsungssatz	4,8%	4,9%	4,7%	5,9%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,2%	2,4%	2,8%	4,4%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	5,7%	3,8%		6,5%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer (Jahre)	15	15	14	11

	US			Rest der Welt
in Millionen Euro	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Lang- fristige Leistungs- verpflich- tungen	Pensions- leistungs- verpflichtungen	Sonstige Leistungs- verpflichtungen	Lang- fristige Leistungs- verpflichtungen
---	---	---	---	---	---	---
Nettoleistungsverpflichtungen	(71)	(39)		(222)	(48)	(19)
Abzinsungssatz	5,9%	6,2%		8,1%	2,8%	3,4%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,1%	3,1%		6,8%	4,0%	3,6%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	8,5%	8,5%		9,0%	5,2%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer (Jahre)	13	15		12	12	8

18.3.10 2010 fällige Zahlungen

Der Konzern erwartet, 2010 etwa €101 Mio. an Beiträgen in die leistungsorientierten Pensionspläne sowie €59 Mio. für Unternehmen des EGI-Sektors einzuzahlen. Die jährlichen Beiträge für die Unternehmen des EGI-Sektors erfolgen im Verhältnis zu den in dem Jahr verdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.

18.4 Beitragsorientierte Pensionspläne

2009 verzeichnete der Konzern eine Belastung in Höhe von €93,5 Mio. durch Beträge, die in die beitragsorientierten Pensionspläne des Konzerns eingezahlt wurden (2008: €112,8 Mio.).

Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst.

19 TÄTIGKEITEN IN EXPLORATION UND PRODUKTION

19.1 Vermögenswerte aus Exploration und Produktion

Zu den Vermögenswerten aus Exploration und Produktion gehören folgende Posten:

in Millionen Euro	Genehmigungen	Vermögenswerte in der Erschließungsphase	Vermögenswerte in der Produktionsphase	Summe
A. Bruttobetrag
Per 31. Dezember 2007	0,0	0,0	0,0	0,0
Änderungen des Konsolidierungskreises	171,8	319,7	5.196,4	5.687,9
Erwerbe	186,3	543,2	750,6	1.480,1
Veräußerungen			(63,2)	(63,2)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(15,4)	(119,2)	(382,6)	(517,2)
Sonstige	61,1	(25,4)	(45,8)	(10,1)
Per 31. Dezember 2008	403,8	718,3	5.455,4	6.577,5
Änderungen des Konsolidierungskreises
Erwerbe	378,8	573,7	179,9	1.132,5
Veräußerungen	(88,3)		(1,1)	(89,4)
Währungsumrechnungsdifferenzen	2,2	121,0	184,0	307,1
Sonstige	81,8	6,9	8,8	97,6
Per 31. Dezember 2009	778,4	1.419,9	5.827,0	8.025,3
B. Kumulierte Abschreibung und Wertminderung
Per 31. Dezember 2007	0,0	0,0	0,0	0,0
Änderungen des Konsolidierungskreises				0,0
Veräußerungen			14,5	14,5
Abschreibung und Wertminderung	(42,5)		(372,2)	(414,7)
Währungsumrechnungsdifferenzen	5,6		164,6	170,2
Sonstige				0,0
Per 31. Dezember 2008	(36,9)	0,0	(193,1)	(230,0)
Änderungen des Konsolidierungskreises
Veräußerungen	4,4			4,4
Abschreibung und Wertminderung	(182,5)		(701,0)	(883,5)
Währungsumrechnungsdifferenzen	2,5	(0,2)	(15,8)	(13,5)
Sonstige	(49,4)	(3,7)	(141,4)	(194,6)
Per 31. Dezember 2009	(262,0)	(3,9)	(1.051,3)	(1.317,2)
C. Buchwert
Per 31. Dezember 2007	0,0	0,0	0,0	0,0
Per 31. Dezember 2008	366,9	718,3	5.262,3	6.347,5
Per 31. Dezember 2009	516,4	1.415,9	4.775,7	6.708,1

Zu den Anschaffungen 2009 gehören vor allem Genehmigungen in Indonesien (€101 Mio.) und Algerien (€104 Mio.) sowie Vermögenswerte in der Erschließungsphase in Norwegen (€484 Mio.).

Die Wertminderung in der Periode bezieht sich hauptsächlich auf Genehmigungen für den Golf von Mexiko und Libyen.

19.2 Aktivierte Explorationsaufwendungen

Die folgende Tabelle zeigt eine Aufgliederung der Nettoänderung bei den aktivierten Explorationsaufwendungen:

	2009	2008
Per 1. Januar	275,0
Änderungen des Konsolidierungskreises		206,0
Aktivierte Explorationsaufwendungen für das Jahr	121,0	163,0
Früher aktivierte und aufgewandte Beträge über das Jahr	(79,9)	(53,0)
Beträge, die in der Erschließungsphase in die Vermögenswerte übergeleitet wurden	(240,9)	(41,0)
Sonstige
Per 31. Dezember	75,2	275,0

20 FINANZIERUNGSLEASING

20.1 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasingnehmer

Die Buchwerte von Sachanlagen, die als Finanzierungsleasings gehalten werden, fallen in verschiedene Kategorien, je nach Art des jeweiligen Vermögenswerts.

Die wichtigsten Finanzierungsleasings, die der Konzern abgeschlossen hat, betreffen Verbrennungsanlagen in Norwegen, das Kraftwerk Choctaw in den Vereinigten Staaten und die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von Elyo.

Die Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:

	Künftige Mindestleasing-Zahlung per 31. Dez. 2009		Künftige Mindestleasing-Zahlung per 31. Dez. 2008
in Millionen Euro	Undiskontierter Wert	Barwert	Undiskontierter Wert	Barwert
---	---	---	---	---
Jahr 1	184,8	178,6	240,3	227,0
Jahr 2 bis 5 inkl.	638,0	578,9	803,5	706,6
über Jahr 5 hinaus	771,0	470,0	913,6	485,8
SUMME KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.593,8	1.227,5	1.957,3	1.419,5

Die folgende Tabelle zeigt einen Abgleich von Fälligkeiten für Schulden aus Finanzierungsleasings, wie in Erläuterung 14.2.1 dargelegt, mit den Fälligkeiten undiskontierter künftiger Mindestleasingzahlungen:

in Millionen Euro	Summe	Jahr 1	Jahr 2 bis 5 inkl.	über Jahr 5 hinaus
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.397,7	156,4	540,7	700,6
Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen auf Nennwert und Zinsen	196,1	28,4	97,4	70,4
UNDISKONTIERTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.593,8	184,8	638,0	771,0

20.2 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der Anleitung zu IFRIC 4 über die Interpretation von IAS 17. Sie betreffen (i) Energiekauf- und -verkaufsverträge, wobei der Vertrag ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts abtritt, und (ii) bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit vom Konzern gehaltenen Vermögenswerten.

Der Konzern hat Forderungen aus Finanzierungsleasings für Solvay, Lanxess (Belgien), Bowin (Thailand) und Air Products (Niederlande) im Zusammenhang mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ausgewiesen. Er hat auch Forderungen aus Finanzierungsleasings für den Verkauf von Weiterleitungskapazitäten in Mexiko ausgewiesen.

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen	671,7	628,5
Nicht garantierter Restwert, der zugunsten des Leasinggebers anfällt	28,0	27,5
SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS	699,7	656,0
Nicht realisierter Finanzertrag	129,1	125,9
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS	570,6	530,2
• davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	556,4	518,6
• davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	14,2	11,6

Die Beträge, die in der Bilanz in Verbindung mit Finanzierungsleasingverhältnissen ausgewiesen sind, werden in Erläuterung 14.1.2 "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasingverhältnissen ausstehen, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Jahr 1	164,7	106,5
Jahr 2 bis 5 inkl.	279,8	283,7
über Jahr 5 hinaus	227,3	238,3
SUMME	671,7	628,5

21 OPERATING-LEASING

21.1 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasingnehmer

Der Konzern ist Operating-Leasing-Verhältnisse hauptsächlich in Verbindung mit LNG-Tankschiffen und diversen Gebäuden und Ausrüstungen eingegangen. Einnahmen und Ausgaben aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2009 und 2008 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Mindestleasingzahlungen	(708,3)	(653,6)
Mögliche Leasingzahlungen	(134,5)	(139,9)
Einnahmen aus Untervermietung	4,0	20,7
Aufwendungen aus Untervermietung	(102,8)	(99,4)
Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasingverhältnissen	(120,0)	(72,7)
SUMME	(1.061,7)	(944,9)

Künftige Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Jahr 1	608,4	439,3
Jahr 2 bis 5 inkl.	1.523,4	1.209,6
über Jahr 5 hinaus	1.736,0	1.077,2
SUMME	3.867,8	2.726,2

21.2 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der Anleitung zu IFRIC 4 über die Interpretation von IAS 17. Sie betreffen hauptsächlich das HHPC-Kraftwerk in Thailand, das Kraftwerk Baymina in der Türkei und die Kraftwerke Hopewell, Red Hills und Trigen in den Vereinigten Staaten. Einnahmen aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2009 und 2008 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Mindestleasingzahlungen	711,5	310,4
Mögliche Leasingzahlungen	0,0	0,0
SUMME	711,5	310,4

Künftige Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen ausstehen, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2009	31. Dez. 2008
Jahr 1	480,9	551,4
Jahr 2 bis 5 inkl.	1.880,5	2.002,2
über Jahr 5 hinaus	2.112,9	2.186,9
SUMME	4.474,2	4.740,5

22 DIENSTLEISTUNGSKONZESSIONSVEREINBARUNGEN

SIC 29, Angaben zu Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen, wurde im Mai 2001 veröffentlicht und beschreibt die Angaben, die im Anhang zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers gemacht werden müssen.

IFRIC 12, im November 2006 veröffentlicht, schreibt die Rechnungslegung für Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen vor, die bestimmte Kriterien erfüllen, nach denen der Konzessionsgeber als der die Infrastruktureinrichtung Kontrollierende angesehen wird (vgl. Erläuterung 1.4.7).

Wie in SIC 29 beschrieben, betrifft eine Dienstleistungskonzessionsvereinbarung allgemein einen Geber, der für die Dauer der Konzession dem Betreiber einräumt:

(a) das Recht, Dienstleistungen zu erbringen, die öffentlichen Zugang zu wichtigen wirtschaftlichen und sozialen Einrichtungen geben, und

(b) in einigen Fällen das Recht, spezielle materielle Vermögenswerte, immaterielle Vermögenswerte und/oder finanzielle Vermögenswerte im Austausch dafür zu nutzen, dass der Betreiber:

(c) sich verpflichtet, Dienstleistungen nach bestimmten Geschäftsbedingungen während der Konzessionsdauer zu erbringen und

(d) falls zutreffend, sich verpflichtet, am Ende der Konzessionsdauer die Rechte zurückzugeben, die er zu Beginn der Konzessionsdauer erhalten und/oder während der Konzessionsdauer erworben hat.

Allen Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen gemeinsam ist, dass der Betreiber sowohl ein Recht erhält als auch eine Verpflichtung eingeht, öffentliche Dienstleistungen zu erbringen.

Der Konzern verwaltet eine Vielzahl von Konzessionen im Sinne der Definition in SIC 29, bei denen es um Trinkwasserverteilung, Wasseraufbereitung, Abfallabholung und -aufbereitung und Gas- und Stromverteilung geht.

Diese Konzessionsvereinbarungen legen Rechte und Pflichten bezüglich der Infrastruktureinrichtung und der öffentlichen Dienstleistung fest, insbesondere die Pflicht, den Nutzern Zugang zu der öffentlichen Dienstleistung zu verschaffen. Manche Konzessionen legen einen Zeitraum fest, über den Nutzer Zugang zu der öffentlichen Dienstleistung erhalten sollten. Die Laufzeiten der Konzessionsvereinbarungen können sich zwischen 10 und 65 Jahren bewegen. Das hängt hauptsächlich von den Investitionsausgaben ab, die der Betreiber der Konzession tätigt.

Angesichts dieser Verpflichtungen ist GDF SUEZ berechtigt, für die erbrachten Dienstleistungen entweder der lokalen Behörde Rechnungen zu stellen, die die Genehmigung erteilt (hauptsächlich Verträge für Müllverbrennung und BOT-Verträge für Kläranlagen), oder den Nutzern (Verträge über die Verteilung von Trinkwasser oder Gas und Strom). Das Recht, eine Rechnung zu stellen, begründet einen immateriellen, materiellen oder finanziellen Vermögenswert, je nach geltendem Rechnungslegungsmodell (vgl. Erläuterung 1.4.7).

Das Modell des materiellen Vermögenswerts wird benutzt, wenn der Konzessionsgeber die Infrastruktureinrichtung nicht kontrolliert. Das trifft beispielsweise auf die Wasserverteilungskonzessionen in den Vereinigten Staaten zu, die die Rückgabe der Infrastruktureinrichtung am Ende der Vertragslaufzeit an den Konzessionsgeber nicht vorschreiben (die Infrastruktureinrichtung verbleibt daher im Eigentum von GDF SUEZ), und auch auf die Gasverteilungskonzessionen in Frankreich, die unter das Gesetz Nr. 46628 vom 8. April 1946 fallen.

Es besteht auch die allgemeine Verpflichtung, die Infrastruktureinrichtung laut Konzession am Ende der Konzessionslaufzeit in gutem Betriebszustand zurückzugeben. Diese Verpflichtung führt gegebenenfalls (vgl. Erläuterung 1.4.7) zum Ausweis einer Schuld für Kapitalerneuerung und Ersatz (vgl. Erläuterung 14.2.3).

Dienstleistungen werden allgemein zu einem Festpreis abgerechnet, der für die Vertragsdauer an einen besonderen Index geknüpft ist. Verträge können jedoch Klauseln enthalten, die Preisanpassungen vorschreiben (gewöhnlich am Ende einer Fünfjahresperiode), wenn zu Vertragsbeginn eine Änderung der wirtschaftlichen Bedingungen prognostiziert wird. Ausnahmsweise gibt es in bestimmten Ländern Verträge (z. B. in den Vereinigten Staaten und Spanien), bei denen die Preise jährlich festgelegt werden, je nach Kosten, die aus dem Vertrag aufgelaufen sind. Diese Kosten werden daher bei den Vermögenswerten erfasst (vgl. Erläuterung 1.4.7). Zur Verteilung von Erdgas in Frankreich wendet der Konzern die ATRD-Tarife an, die der Minister für Umweltschutz, Energie, Nachhaltige Entwicklung und Meere nach Konsultation der französischen Regulierungsbehörde für Energie (CRE) festgesetzt hat. Seit 1. Juli 2008 verwendet der Konzern die ATRD-3-Tarife gemäß Ministerialdekret vom 2. Juni 2008, die nach Ministerialdekret vom 24. Juni 2009 am 1. Juli 2009 indexiert worden waren. Das Tarifsystem ATRD 3 führte einen neuen rechtlichen Rahmen ein, der sich über einen Zeitraum von vier Jahren erstreckt und eine Reihe von Produktivitätszielstellungen beinhaltet. Das System basiert auf vermögenswirksamen Aufwendungen, die sich zusammensetzen aus (i) Abschreibungsaufwand und (ii) Rentabilität des betriebsnotwendigen Kapitals. Diese beiden Komponenten werden im Verhältnis zur Bewertung von vom Konzern betriebenen Vermögenswerten berechnet, die mit dem Begriff "regulatorische Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB)" bezeichnet werden. Die RAB umfasst folgende Gruppen von Vermögenswerten: Rohr- und Verbindungsleitungen, Druckausgleichsstationen, Zähler, sonstige technische Einrichtungen, Gebäude und IT-Ausstattung. Zur Ermittlung der vermögenswirksamen Aufwendungen setzt die CRE einen Abschreibungszeitraum zwischen 5 und 45 Jahren an. Rohr- und Verbindungsleitungen, die 95% der Vermögenswerte darstellen, die in der regulatorischen Kapitalbasis enthalten sind, werden über 45 Jahre abgeschrieben. Die Rentabilität des betriebsnotwendigen Kapitals wird auf der Grundlage einer Rendite von 6,75% auf die RAB berechnet (tatsächlicher Zinssatz vor Ertragssteuer).

23 CASH-FLOWS

23.1 Überleitungsrechnung von Ertragssteueraufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns

	Zahlungsströme bei Steuern (Ertragssteueraufwand)
in Millionen Euro	2009	2008
---	---	---
Auswirkung in der Gewinn- und Verlustrechnung	(1.719,3)	(911,9)
• Rückstellungen für Ertragssteuern	5,3	58,4
• Latente Steuern	79,4	41,8
• Sonstige1	258,0	(994,6)
Auswirkung in der Kapitalflussrechnung	(1.376,6)	(1.806,3)

(1) 2008 enthält die Zeile "Sonstige" €944 Mio. zusätzlichen Ertragssteueraufwands, der vorwiegend der Vorauszahlung von Ertragssteuer entspricht, die von den steuerlichen Organkreisen gezahlt wurden, an deren Spitzen GDF SUEZ SA und SUEZ Environnement Company stehen. Diese Zahlungen wurden 2009 mit der Abgeltung des tatsächlich für 2008 zu zahlenden Ertragssteuerbetrags wiedererlangt.

23.2 Überleitungsrechnung von Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns

	Finanzielle Zahlungsströme (Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)
in Millionen Euro	2009	2008
---	---	---
Auswirkung in der Gewinn- und Verlustrechnung	(1.627,6)	(1.494,1)
Änderungen der fortgeführten Anschaffungskosten	388,8	62,4
Währungsumrechnung und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts	(159,0)	129,8
Bereinigung von Abzinsung bei Anpassungen der Rückstellungen	601,4	489,0
Sonstige	(7,1)	(0,7)
Auswirkung in der Kapitalflussrechnung, angepasst an die Änderungen in der Bilanz	(803,4)	(813,7)
Auswirkung in der Kapitalflussrechnung
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	79,7	129,9
Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	234,6	219,6
Gezahlte Zinsen	(1.293,4)	(1.482,6)
Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	148,9	260,7
Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten	(993,2)	517,8
SUMME AUSWIRKUNG IN DER KAPITALFLUSSRECHNUNG	(1.823,3)	(354,6)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten zum beizulegenden Zeitwert in der Bilanz	1.019,8	(459,1)
Auswirkung in der Kapitalflussrechnung, angepasst an die Änderungen in der Bilanz	(803,4)	(813,7)

24 ANTEILSBASIERTE VERGÜTUNGEN

Aufwendungen für die anteilsbasierte Vergütung lassen sich wie folgt gliedern:

		Aufwand für das Jahr
	Erläuterungen	2009	2008
---	---	---	---
Aktienoptionsprogramme	24,1	58,2	54,6
Ausgaben von Mitarbeiteraktien	24,2	-	-
Share Appreciation Rights*	24,2	10,5	15,5
Bonus-/Performance-Aktienprogramme	24,3	148,6	114,6
Sonderbonus	24,4	3,7	5,5
SUMME		221,0	190,2

* wurden in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt.

24.1 Aktienoptionsprogramme

24.1.1 Aktienoptionspolitik

Die Politik von GDF SUEZ hinsichtlich von Aktienoptionen ist darauf gerichtet, die Führungskräfte und das Senior-Management sowie leistungsfähige Manager in die künftige Entwicklung des Konzerns und das Generieren von Shareholder-Value einzubinden.

Die Gewährung von Aktienkäufen oder das Zeichnen von Optionen ist auch ein Mittel, die Loyalität der Mitarbeiter zu fördern, sowohl im Sinne der Zustimmung zu den Werten des Konzerns als auch des Engagements für strategische Entscheidungen. Die Bedingungen für die Zuerkennung von Optionen und die Liste der Begünstigten werden vom Aufsichtsrat gemäß der von der Hauptversammlung erteilten Vollmachten genehmigt.

2007 bekräftigte das Executive Management erneut den Wunsch, eine wachsende Zahl von Begünstigten beizubehalten und setzte so die Politik von SUEZ auf diesem Gebiet fort. 2000 wurde entschieden, bei der Festlegung des Optionspreises keinen Rabatt zu gewähren, was auch für 2009 galt.

Seit einer Entscheidung des Aufsichtsrats 2005 wurde die Anzahl der gewährten Optionen verringert und teilweise durch Bonusaktien von SUEZ ersetzt, die mehr Mitarbeitern angeboten wurden als für Aktienoptionen in Frage kamen.

Zudem beschloss der Aufsichtsrat, dass die Ausübung eines Teil der zuerkannten Optionen bestimmten Bedingungen unterworfen sein sollte, die im Berechtigungssystem für die Führungskräfte des Konzerns und im verbesserten Berechtigungssystem für Mitglieder der Konzernleitung vorgeschrieben sind. Die Einzelheiten der verschiedenen Pläne sind in früheren Referenzdokumenten enthalten. Gemäß den ursprünglich für die Pläne geltenden Regeln und der Aufsichtsratsentscheidung vom 18. Oktober 2006 wurden die Ziele, die als Leistungsbedingungen für die Aktienoptionsprogramme definiert waren, im Ergebnis der Fusion mit Gaz de France 2008 um den Koeffizient 0,80 herabgesetzt.

Auf der Hauptversammlung des Konzerns 2009 verkündeten Mitglieder des Executive Committee ihre gemeinsame Entscheidung, auf die Einräumung von Aktienoptionen für 2009 zu verzichten. Sie wiederholten jedoch ihr Engagement für langfristige performancebasierte Incentive-Strategien. Dazu beschloss der Aufsichtsrat des Konzerns, am 10 November 2009 5,2 Millionen neue Aktienkaufoptionen zu bewilligen. Für 700 Führungskräfte ist die Hälfte der gewährten Optionen an eine Ertragsbedingung geknüpft. Diese Bedingung besagt, dass die Optionen ausgeübt werden können, wenn der Preis der GDF SUEZ-Aktie am Ende der Lock-up-Periode genauso hoch oder höher als der Ausübungspreis ist, der so angepasst ist, dass er die Performance des Eurostoxx Utilities Index über den Zeitraum von Montag, 9. November 2009, bis Freitag, 8. November 2013 einschließlich, wiederspiegelt.

Im Zusammenhang mit dem Rückzugsverfahren in den USA wurden Aktienoptionen, die Mitarbeitern der Konzerngesellschaften in den USA gewährt wurden, 2007 durch ein Share Appreciation Rights-System ersetzt, das die Begünstigten zu einer Barauszahlung in Höhe des Gewinns berechtigt, den sie erzielt hätten, hätten sie ihre Optionen ausgeübt und die zugrunde liegenden Aktien sofort verkauft.

24.1.2 Einzelheiten geltender Aktienoptionsprogramme

Programm	Datum der die Vollmachterteilenden Jahreshauptversammlung	Eintritt der Unverfallbarkeit	Angepasster Ausübungspreis	Anzahl der Begünstigten je Plan	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2008	Anzahl der vom Executive Committee zu zeichnenden Aktien**
28.11.2000*	05.05.2000.	28.11.2004	32,38	1.347	3.075.557	1.193.708
21.12.2000*	05.05.2000.	21.12.2004	33,66	510	1.144.733	153.516
28.11.2001*	04.05.2001	28.11.2005	30,70	3.161	5.916.989	1.784.447
20.11.2002*	04.05.2001	20.11.2006	15,71	2.528	2.128.451	1.327.819
19.11.2003*	04.05.2001	19.11.2007	12,39	2.069	2.304.696	1.337.540
17.11.2004*	27.04.2004	17.11.2008	16,84	2.229	7.409.339	1.320.908
09.12.2005*	27.04.2004	09.12.2009	22,79	2.251	6.667.087	1.352.000
17.01.2007	27.04.2004	16.01.2011	36,62	2.190	5.904.060	1.218.000
14.11.2007	04.05.2007	13.11.2011	41,78	2.104	4.616.838	804.000
12.11.2008	16.07.2008	12.11.2012	32,74	3.753	7.645.990	2.615.000
10.11.2009	04.05.2009	10.11.2013	29,44	4.036		0
SUMME					46.813.740	13.106.938

Programm	Optionen, ausgeübt***	Optionen, für nichtig erklärt	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2009	Ablauf	Restlaufzeit
28.11.2000*		50.326	3.025.231	28.11.2010	0,9
21.12.2000*		83.313	1.061.420	20.12.2010	1,0
28.11.2001*		215.527	5.701.462	27.11.2011	1,9
20.11.2002*	171.375	43,229	1.913.847	19.11.2012	2,9
19.11.2003*	337.080	3.378	1.964.238	18.11.2011	1,9
17.11.2004*	1.212.909	17,762	6.178.668	16.11.2012	2,9
09.12.2005*	213.065	63.034	6.390.988	09.12.2013	3,9
17.01.2007	0	72.447	5.831.613	16.01.2015	5,0
14.11.2007	0	64.827	4.552.011	13.11.2015	5,9
12.11.2008		1.207.050	6.438.940	11.11.2016	6,9
10.11.2009			5.240.854	09.11.2017	7,9
SUMME	1.934.429	1.820.893	48.299.272

* ausübbare Pläne

** nach der Entscheidung des damaligen Management Committee wurden die Optionen 2000 und 2001 gewährt.

*** Unter bestimmten Umständen, wie Ruhestand oder Tod, können im Umlauf befindliche Optionen vor dem Eintritt der Unverfallbarkeit ausgeübt werden.

24.1.3 Anzahl der Aktienoptionen

	Optionen	Durchschnittlicher Ausübungspreis
SALDO PER 31. DEZEMBER 2008	46.813.740	27,71
Gewährt	5.240.854	29,44
Ausgeübt	(1.934.429)	16,62
Für nichtig erklärt	(1.820.893)	32,07
SALDO PER 31. DEZEMBER 2009	48.299.272	28,61

Der Durchschnittspreis der GDF SUEZ-Aktie lag 2009 bei €28,09.

24.1.4 Beizulegender Zeitwert geltender Aktienoptionsprogramme

Aktienoptionsprogramme werden hauptsächlich nach einem Binomialmodell bewertet, das von folgenden Annahmen ausgeht:

	Plan 2009d	Plan 2008	Plan November 2007	Plan Januar 2007	Plan 2005	Plan 2004
Volatilitäta	32,41%	35,16%	33,71%	32,87%	31,25%	29,66%
Risikoloser Anteilb	3,13%	3,63%	4,03%	4,00%	3,25%	3,70%
In Euro
Dividendec	1,6	1,39	1,34	1,2	0,8	0,8
Beizulegender Zeitwert am Gewährungsrag	6,27	9,33	15,04	12,28	7,24	4,35

(a) Die Volatilität entspricht einem Bewegungsmittelwert von Volatilitäten über die Geltungsdauer des Plans.

(b) Der risikolose Zinssatz entspricht einem risikolosen Zinssatz über die Geltungsdauer des Plans.

(c) Letzte gezahlte/empfohlene Dividende.

(d) Nur Optionen ohne Performance-Bedingungen.

2009 betrug der beizulegende Zeitwert von Aktienoptionen, die marktbasierten Performance-Bedingungen unterworfen waren, €5,41 je Option, berechnet nach den Monte-Carlo-Simulationen. Die Annahmen für Eurostoxx Utilities, die als Grundlage für die Performance-Bedingung benutzt wurden, wurden aufgrund der historischen Performance des Index über einen Zeitraum von acht Jahren definiert, der die Laufzeit der Optionen wiederspiegelt:

―	Korrelation zwischen der GDF SUEZ-Aktie und dem Eurostoxx Utilities Index: 77,3%;
―	Volatilität des Eurostoxx Utilities Index: 18,71%.

24.1.5 Auswirkung auf die Rechnungslegung

Nimmt man eine Personalfluktuation von 5% an, beträgt der erfasste Aufwand in der Periode für die Aktienoptionsprogramme:

in Millionen Euro	Aufwand für das Jahr
Gewährungstag	2009	2008
---	---	---
17.11.2004		7,9
09.12.2005	10,4	11,2
17.01.2007	16,5	17,1
14.11.2007	15,7	15,9
12.11.2008	14,3	2,5
10.11.2009	1,1
17.12.2009	0,1
SUMME	58,2	54,6

Wie nach IFRS 2 zulässig wurde ein Aufwand nur für Optionen erfasst, die nach dem 7. November 2002 gewährt wurden und die am 1. Januar 2005 noch nicht unverfallbar waren.

Anpassungen der Ansprüche der Begünstigten infolge der Fusion hatten keine Auswirkung auf den Aufwand für diese Periode.

24.1.6 Share Appreciation Rights

Die Zuerkennung von Share Appreciation Rights (SARs) für US-Beschäftigte ab 2007 (als Ersatz für Aktienoptionen) hat keine wesentliche Auswirkung auf den konsolidierten Abschluss des Konzerns.

24.2 Ausgaben von Mitarbeiteraktien

24.2.1 Beschreibung der verfügbaren Pläne

Unternehmenssparpläne des SUEZ-Konzerns hatten den Beschäftigen zuvor das Recht auf Zeichnung von Aktienemissionen eingeräumt. Sie konnten zeichnen entweder:

―	den Spring Classique-Plan: Dieser Plan gestattete den Beschäftigten, Aktien entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds zu einem unter dem Marktpreis liegenden Preis zu zeichnen; oder
―	den The Spring Multiple-Plan: Nach diesem Plan konnten Beschäftigte SUEZ-Aktien zeichnen, entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds. Dieser Plan berechtigte sie auch, von jeder Wertsteigerung des Konzernaktienpreises (Hebelwirkung) am Ende der obligatorischen Lock-up-Zeit zu profitieren; oder
―	Share Appreciation Rights (SARs): Dieser gehebelte Plan berechtigt die Teilnehmer, einen Bonus in bar in Höhe der Wertsteigerung der Konzernaktien nach einer Fünfjahresperiode zu erhalten. Der daraus resultierende Personalaufwand ist durch Optionsscheine gedeckt.

24.2.2 Auswirkung auf die Rechnungslegung

2009 wurden keine Mitarbeiteraktien aufgelegt.

Die Auswirkung von bar abgegoltenen Share Appreciation Rights auf die Rechnungslegung besteht im Ausweis einer Schuld gegenüber dem Beschäftigten über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte mit entsprechender Berichtigung im Erlös. Per 31. Dezember 2009 betrug der beizulegende Zeitwert der Schulden für die Zuerkennungen €12,5 Mio. Der Spring-Plan 2004 wurde am 29. Dezember 2009 fällig und führte zu einer Ausübung von 112.313 Optionsscheinen über einen Betrag von €16,4 Mio.

Der beizulegende Zeitwert der Schulden wird nach dem Black & Scholes-Modell bestimmt.

Die Auswirkung dieser Zuerkennungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns -einschließlich Deckung durch Optionsscheine - beträgt €10,5 Mio.

24.3 Bonus-/Performance-Aktienprogramme

24.3.1 Bonusaktien-Politik 2009

Als Teil des weltweiten Finanzincentive-Systems von 2007, mit dem Beschäftigte enger mit der Performance des Konzerns verbunden werden sollten, erhielt jeder Beschäftigte 2007 und 2008 Bonusaktien unter bestimmten Leistungsbedingungen. Da es sich um eine Dreijahresplanung handelt, wurde auf der Aufsichtsratssitzung am 8. Juli 2009 beschlossen, 2009 ebenfalls jedem Beschäftigten unter bestimmten Bedingungen weitere 20 Bonusaktien zu gewähren. Gleichzeitig entschied der Vorstand der SUEZ Environnement Company, jedem seiner Beschäftigten 30 Bonusaktien zusätzlich zum GDF SUEZ-Plan zu gewähren, wonach die Beschäftigten von SUEZ Environnement auch acht GDF SUEZ-Bonusaktien erhalten.

Die Aufsichtsratssitzung vom 10. November 2009 gewährte 1.693.840 Performance-Aktien bei einer Anwartschaftsdauer von zwei bis vier Jahren, je nach Land.

Performance-Aktien werden unter bestimmten Bedingungen gewährt:

―	Konzernzugehörigkeit (ausgenommen bei Ruhestand, Tod oder Erwerbsunfähigkeit);
―	eine Leistungsbedingung in Verbindung mit dem EBITDA des Konzerns;
―	eine obligatorische Haltezeit von zwei bis drei Jahren ab dem Schlusstag der Wartefrist (15. März 2012) in einigen Ländern.

24.3.2 Einzelheiten geltender Bonusaktienpläne

Gewährungstag	Anzahl gewährter Aktien**	Beizulegender Zeitwert je Aktie
Plan Februar 2007 (SUEZ)	989.559	36,0
Plan Juni 2007 (GDF)	1.539.009	33,4
Plan Juli 2007 (SUEZ)	2.175.000	37,8*
Plan August 2007 (SUEZ)	193.686	32.1
Plan November 2007 (SUEZ)	1.244.979	42,4
Plan Mai 2008 (GDF)	1.586.906	40,3
Plan Juni 2008 (SUEZ)	2.372.941	39,0
Plan November 2008 (GDF SUEZ)	1.812.548	28,5*
Plan Juli 2009 (GDF SUEZ)	3.297.014	19,7*
Plan Juli 2009 (SUEZ Environnement)	2.040.810	9,6*
Plan November 2009 (GDF SUEZ)	1.693.840	24,8*
Plan Dezember 2009 (SUEZ Environnement)	173,852	12,3*
SALDO PER 31. DEZEMBER 2009	19.120.144	29,5

* gewichteter Durchschnitt

** Anzahl der gewährten Aktien nach Berichtigungen im Zusammenhang mit der Fusion mit Gaz de France 2008

24.3.3 Angewandtes Bewertungsmodell

Gemäß IFRS 2 schätzte der Konzern den beizulegenden Zeitwert von in der Periode erhaltenen Waren und Dienstleistungen im Verhältnis zum beizulegenden Zeitwert der Eigenkapitalinstrumente, die als Gegenleistung für solche Waren oder Dienstleistungen vergütet wurden.

Der beizulegende Zeitwert wurde am Gewährungstag geschätzt, der als das Datum gilt, an dem der Aufsichtsrat die Gewährung genehmigt hat. Der beizulegende Zeitwert der gewährten Aktien entspricht dem Marktpreis der Aktien am Gewährungstag, berichtigt um (i) den geschätzten Verlust bei Dividenden während der Anwartschaftsdauer und (ii) den Kosten der für die Aktien geltenden Einschränkung der Nichtübertragbarkeit.

Gemäß der Empfehlung der französischen Behörde für nationale Rechnungslegung (Conseil National de la Comptabilité - CNC) werden die Kosten für die Einschränkung der Nichtübertragbarkeit bewertet, indem eine Situation angenommen wird, in der der Beschäftigte die Aktie am Ende der Pflichthaltezeit verkauft und den Betrag leiht, der nötig ist, um sofort eine normale Aktie zu kaufen und das Darlehen durch einen Terminverkauf und Dividenden finanziert, die während solcher Haltezeit gezahlt werden.

Auf die Zuerkennungen 2009 wird die Abzinsung, die die Kosten der Einschränkung für den Beschäftigten wiederspiegelt, auf der Grundlage eines Durchschnittszinssatzes von 6,4% berechnet und macht €4,8 Mio. aus, die über die Anwartschaftsdauer abgeschrieben werden. Eine Erhöhung oder Senkung der Fremdkapitalzinsen um 0,5% hätte eine Auswirkung von €1,0 Mio. auf diese Abzinsung.

Der Aufwand für den Plan wird bei den Personalaufwendungen zwischen dem Gewährungstag und dem Tag, an dem die Bedingungen für die Gewährung erfüllt sind, linear erfasst und direkt gegen das Eigenkapital gebucht. Bei revidierten Annahmen zur Personalfluktuation während der Periode oder zur Erfüllung der Leistungsbedingungen können die Aufwendungen berichtigt werden. Die abschließende Zahl wird in Abhängigkeit von der Anzahl der tatsächlich am Ende besagter Periode zuerkannten Aktien ermittelt.

24.3.4 Auswirkung auf den Erlös für die Periode

Der für die Periode erfasste Aufwand im Zusammenhang mit laufenden Bonusaktienplänen sieht wie folgt aus:

Gewährungstag	Aufwand für das Jahr
in Millionen Euro	2009	2008
---	---	---
Plan Februar 2006 (SUEZ)	0,0	1,7
Plan Februar 2007 (SUEZ)	3,2	15,8
Plan Juni 2007 (GDF)	8,2	12,8
Plan Juli 2007 (SUEZ)	18,9	27,8
Plan August 2007 (SUEZ)	1,1	1,1
Plan November 2007 (SUEZ)	20,4	20,4
Plan Mai 2008 (GDF)	29,4	14,8
Plan Juni 2008 (SUEZ)	30,3	17,6
Plan November 2008 (GDF SUEZ)	19,1	2,6
Plan Juli 2009 (GDF SUEZ)	12,3
Plan Juli 2009 (SUEZ Environnement)	3,4
Plan November 2009 (GDF SUEZ)	2,2
Plan Dezember 2009 (SUEZ Environnement)	0,0
SUMME	148,6	114,6

24.4 SUEZ-Sonderbonus

Im November 2006 legte SUEZ ein Sonderbonusprogramm auf, um die Loyalität der Beschäftigten zu belohnen und die Mitarbeiter enger an den Erfolg des Konzerns zu binden. Dieses Programm sieht die Zahlung eines Sonderbonus in Höhe des Werts von vier SUEZ-Aktien im Jahr 2010 und den Betrag der Bruttodividenden über die Periode von 2005-2009 (einschließlich aller Sonderdividenden) vor. Seit der Fusion basiert die Berechnung auf einem Korb mit einer GDF SUEZ-Aktie und einer SUEZ Environnement Company-Aktie.

Per 31. Dezember 2009 waren 166.000 Konzernmitarbeiter für diesen Bonus anspruchsberechtigt.

Die Auswirkung dieses in bar abgegoltenen Instruments auf die Rechnungslegung besteht im Ausweis einer Schuld gegenüber dem Beschäftigten über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte mit entsprechender Berichtigung im Erlös. Per 31. Dezember 2009 belief sich der entsprechende Aufwand auf €3,7 Mio. Der geschätzte beizulegende Zeitwert der Schulden bei Ablauf des Plans beträgt €22,5 Mio.

25 GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT NAHE STEHENDEN UNTERNEHMEN UND PERSONEN

Diese Erläuterung beschreibt wesentliche Transaktionen zwischen dem Konzern und nahestehenden Unternehmen und Personen.

Die Vergütung für das Führungsmanagement wird in Erläuterung 26 offengelegt.

Die wichtigsten Tochtergesellschaften des Konzerns (voll konsolidierte Unternehmen) sind in Erläuterung 29 aufgeführt. Im Folgenden werden nur wesentliche Transaktionen beschrieben.

25.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die dem französischen Staat ganz oder teilweise gehören

25.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Infolge der Fusion von Gaz de France und SUEZ am 22. Juli 2008 ist der französische Staat Eigentümer von 35,88% von GDF SUEZ und verfügt über 7 von 24 Sitzen im Vorstand.

Der französische Staat hält eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und die Kontinuität und den Schutz der Lieferungen im Energiesektor zu sichern. Die goldene Aktie ist dem französischen Staat auf unbegrenzte Zeit eingeräumt und berechtigt ihn, gegen Beschlüsse von GDF SUEZ ein Veto einzulegen, wenn er der Auffassung ist, dass sie die Interessen Frankreichs schädigen könnten.

Die Aufgaben öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor sind im Gesetz vom 3. Januar 2003 definiert.

Sie werden mit Hilfe des neuen Vertrags über öffentliche Dienstleistungen vom 23. Dezember 2009 umgesetzt, der die Pflichten öffentlicher Dienstleistung des Konzerns festlegt sowie die Bedingungen für die Tarifregelungen in Frankreich:

―	als Teil seiner öffentlichen Dienstleistungsverpflichtungen verstärkt der Konzern sein Engagement zum Schutz von Gütern und Personen, für Solidarität und Unterstützung von Kunden mit geringem Einkommen, für nachhaltige Entwicklung und Forschung;
―	zu den Bedingungen für die Tarifregelung in Frankreich wurde ein Dekret in Verbindung mit dem Vertrag veröffentlicht, das den Regulierungsrahmen für die Festsetzung und Änderung von Erdgastarifen in Frankreich neu bestimmt, zusammen mit einer Ministerialverordnung, die den Tarifänderungsmechanismus für 2010 enthält. Der Mechanismus als Ganzes bietet klarere Hinweise auf die Bedingungen zur Änderung regulierter Tarife, vor allem durch Prognosen für Tarifänderungen, die auf den aufgelaufenen Kosten beruhen. Er legt auch Regeln und Verantwortungen für die verschiedenen Player für die Periode 2010-2013 fest.

25.1.2 Beziehungen zu EDF

Nach der Schaffung des französischen Netzwerkbetreibers für die Verteilung von Gas und Strom am 1. Juli 2004 (EDF Gaz de France Distribution) haben Gaz de France und EDF am 18. April 2005 eine Vereinbarung geschlossen, die ihre Beziehungen hinsichtlich des Verteilungsgeschäfts klärt. Das Gesetz vom 7. Dezember 2006 über den Energiesektor organisierte das Verteilungsnetz für Erdgas und Strom neu. ERDF SA, eine Tochtergesellschaft von EDF SA, und GRDF SA, eine Tochtergesellschaft von GDF SUEZ 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.

25.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières)

Die Beziehungen des Konzerns zur CNIEG, die alle Leistungen für die Altersvorsorge, Erwerbsunfähigkeit und den Todesfall für die Beschäftigten von EDF, GDF SUEZ SA und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées - ENN) verwaltet, sind in Erläuterung 18 beschrieben.

25.3 Transaktionen mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen

25.3.1 Joint Ventures

Gaselys

Gaselys wurde mit Wirkung vom 1. Januar 2009 voll konsolidiert. Demzufolge enthält diese Erläuterung keine Kommentare zu Transaktionen, die 2009 mit Gaselys getätigt wurden.

Gaselys ist ein Handelsunternehmen auf den Gas- und Strommärkten in Europa und ist auch auf den Märkten für Öl und Ölerzeugnisse, für CO2-Emissionsquoten und für Kohle aktiv.

GDF SUEZ entfaltet sein Risikomanagement, die Optimierung der Vermögenswerte und die Handelstätigkeiten über Gaselys.

2008 generierten diese Aktivitäten Käufe und Verkäufe zwischen dem Konzern und seiner Tochtergesellschaft in Höhe von €1.149 Mio. bzw. €2.161 Mio.

Am 31. Dezember wies die Bilanz des Konzerns einen Nettoschuldensaldo von €344 Mio. gegenüber seiner Tochtergesellschaft aus, darin waren Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, Margenausgleich und Derivate enthalten. Diese Derivat-Verträge waren hauptsächlich geschlossen worden, um die Risiken zu managen, denen sich der Konzern gegenüber sieht. Sie führten zum Ausweis eines nichtrealisierten Verlusts von €762 Mio. im Eigenkapital vor Steuern und eines nichtrealisierten Gewinns von €592 Mio. im Erlös aus Geschäftstätigkeit.

EFOG (Vereinigtes Königreich)

GDF SUEZ ist mit 22,5% an EFOG beteiligt.

Der Konzern kaufte 2009 Gas für €225,7 Mio. von EFOG (2008: €442,1 Mio.).

Der Konzern zahlte EFOG auch Kassenmittelvorschüsse. Der offene Betrag aus diesen Vorschüssen belief sich am 31. Dezember 2009 auf €101,3 Mio. und per 31. Dezember 2008 auf €134,6 Mio.

Acea-Electrabel-Gruppe (Italien)

Electrabel Italia ist eine hundertprozentige Tochtergesellschaft von Electrabel und ist mit 40,59% an Acea-Electrabel beteiligt, zu dem wiederum mehrere Tochtergesellschaften gehören.

GDF SUEZ verkaufte 2009 an die Acea-Electrabel-Gruppe Strom und Gas für €60,9 Mio. gegenüber 2008 mit €206,9 Mio.

GDF SUEZ gewährte der Acea-Electrabel-Gruppe auch Darlehen, von denen am 31. Dezember 2009 noch €345,3 Mio. offen waren gegenüber €389,4 Mio. Ende 2008.

25.3.2 Assoziierte Unternehmen

Elia System Operator (ESO)/Elia

Elia ist ein börsennotiertes Unternehmen und befindet sich zu 24,36% im Besitz von Electrabel.

Es wurde 2001 als Netzbetreiber für das Hochspannungsnetz in Belgien gegründet. Die Übertragungsgebühren unterliegen der Genehmigung durch die belgische Regulierungsbehörde für Strom und Gas (CREG).

Electrabel kaufte 2009 Stromübertragungsdienstleistungen von ESO/Elia für €131,0 Mio. und 2008 für €125,1 Mio.

Der Konzern erbrachte 2009 Dienstleistungen für ESO/Elia in einer Gesamthöhe von €111,5 Mio., 2008 waren es €80,0 Mio.

Am 31. Dezember 2009 beliefen sich die Elia gewährten offenen Darlehen auf €453,4 Mio. (€808,4 Mio. per 31. Dezember 2008). Insgesamt wurden 2009 €354,8 Mio. dieser Darlehen zurückgezahlt. Der Restbetrag von €453,6 Mio. wird nach 2011 fällig. Das Darlehen generierte einen Zinsertrag von €23,2 Mio. für 2009 gegenüber €48,4 Mio. für 2008.

Unternehmen im Kommunalverbund

Die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund, mit denen Electrabel assoziiert ist, verwalten das Strom- und Gasverteilungsnetz in Belgien.

Electrabel Customer Solutions (ECS) kaufte 2009 von den Unternehmen im Kommunalverbund Rechte am Strom- und Gasverteilungsnetz in Höhe von €1.985,3 Mio. gegenüber €1.777,5 Mio. im Jahr 2008.

Bis 6. Februar 2009 hatten die Unternehmen im Kommunalverbund in der wallonischen Region keine Beschäftigten. An diesem Tag wurde ORES, ein Unternehmen, das den wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund Personal zur Verfügung stellte, an diese Unternehmen verkauft. Die für diese Absprache in Rechnung gestellten Beträge beliefen sich 2009 auf €27,7 Mio. gegenüber €402,5 Mio. für 2008.

Forderungen aus Gas- und Stromlieferungen standen am 31. Dezember 2009 mit €27,5 Mio. zu Buche, am 31. Dezember 2008 waren es €10,1 Mio.

Die Beträge, die Electrabel und Electrabel Customer Solutions den Unternehmen im Kommunalverbund am 31. Dezember 2008 geschuldet hatten (€15,3 Mio.), wurden 2009 zurückgezahlt.

Am 31. Dezember 2009 hatte Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund Kassenmittelvorschüsse in Höhe von €135,3 Mio. gewährt (€317,9 Mio. per 31.Dezember 2008). Beträge, die Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund am 31. Dezember 2008 geschuldet hatte (€263,6 Mio.), waren am 31. Dezember 2009 vollständig zurückgezahlt.

2008 hielt Electrabel einen Erstattungsanspruch gegenüber den wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund. Die Beträge, die den Summen entsprechen, die in den Büchern von Electrabel rückgestellt worden waren, beliefen sich am 31. Dezember 2008 auf €296,5 Mio. Die Verpflichtung hinsichtlich des Erstattungsanspruchs war nach der Veräußerung von ORES nichtig.

Contassur

Contassur ist zu 15% im Besitz von Electrabel.

Contassur ist eine konzerneigene Versicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Für Pension Fund Trusts für bestimmte Beschäftigte des Konzerns wurden Versicherungsverträge mit Contassur abgeschlossen.

Diese Versicherungsverträge führen zu Erstattungsansprüchen und werden daher mit €143,1 Mio. per 31. Dezember 2009 und €147,2 Mio. am 31. Dezember 2008 unter "Sonstige Vermögenswerte" in der Bilanz erfasst.

26 VERGÜTUNG DES MANAGEMENTS

Zu den Führungskräften des Konzerns zählen das Executive Committee (geschäftsführender Vorstand) und das Board of Directors (Aufsichtsrat). Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

in Millionen Euro	2009	2008
Kurzfristige Leistungen	31,9	23,0
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:	3,8	4,0
Anteilsbasierte Vergütung	10,9	11,5
SUMME	46,6	38,5

Die für 2008 genannten Beträge entsprechen der Vergütung durch die frühere SUEZ-Gruppe bis zum Fusionsstichtag, danach der Vergütung durch GDF SUEZ. Sie enthalten daher nicht die Vergütung für die Mitglieder des geschäftsführenden Vorstands von Gaz de France bis zum Fusionsstichtag.

27 GERICHTS- UND WETTBEWERBSRECHTLICHE VERFAHREN

Die im Folgenden dargestellten Gerichts- und Schiedsgerichtsverfahren sind als Schulden ausgewiesen oder werden zur Information angegeben. Der Konzern hat keine weiteren wesentlichen Eventualschulden identifiziert als die nachstehend aufgeführten Rechtsstreitigkeiten, die wahrscheinlich zu einem Mittelabfluss für den Konzern führen könnten.

Im Zuge seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der Konzern Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Steuerbehörden in bestimmten Ländern. Für diese Verfahren werden Rückstellungen gebildet, wenn (i) am Ende der Berichtsperiode eine rechtliche, vertragliche oder faktische Verpflichtung gegenüber einem Dritten besteht; es (ii) wahrscheinlich ist, dass ein Abfluss von Mitteln, die wirtschaftliche Leistungen verkörpern, erforderlich wird, um die Verpflichtung ohne Gegenleistung abzugelten und (iii) eine zuverlässige Schätzung dieser Verpflichtung vorgenommen werden kann. Die im Hinblick auf diese Verfahren ausgewiesenen Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2009 auf €481 Mio. (per 31. Dezember 2008 auf €1.280,5 Mio.).

27.1 Gerichtsverfahren

27.1.1 Rue de la Martre

Am 26. Dezember 2004 gab es bei einer Gasexplosion in der Rue de la Martre Nr. 12 in Mulhouse in Frankreich 17 Tote und einen erheblichen Sachschaden. Das Sachverständigengutachten nennt als Explosionsursache einen "Riss" in der Versorgungsleitung von Gaz de France, der am Tag nach der Explosion entdeckt wurde, und aus diesem Grunde wurde am 21. März 2006 gegen das Unternehmen eine Untersuchung eingeleitet.

Als Folge der Untersuchung wurde GDF SUEZ (früher Gaz de France), das weder seine strafrechtliche Verantwortung noch die Explosionsursache bestritt, mit einer Anordnung vom 7. November 2008 wegen fahrlässiger Tötung und Körperverletzung sowie fahrlässiger Zerstörung von Sachen durch Feuer oder Explosion vor das Strafgericht Mulhouse geladen. Die Anhörungen fanden vom 9. März bis 19. März 2009 statt.

Am 8. Juni 2009 wurde GDF SUEZ zu einer Geldstrafe von €225.000 für fahrlässige Tötung und zu €7.500 für fahrlässige Körperverletzung und zu einer Veröffentlichungspflicht verurteilt. GDF SUEZ hat gegen das Urteil keine Berufung eingelegt.

27.1.2 Ghislenghien

Infolge eines Lecks an einer der Gastransitleitungen von Fluxys in Ghislenghien, Belgien, am 30 Juli 2004, das 24 Tote und über 130 Verletzte verursachte, wurde Electrabel, ein Unternehmen von GDF SUEZ, als eine von 22 natürlichen und juristischen Personen aufgrund fehlender Schutz- oder Vorsichtsmaßnahmen wegen fahrlässiger Tötung und Körperverletzung angeklagt.

Der Staatsanwalt forderte, dass Electrabel, der GDF SUEZ-Konzern und Fluxys wegen fahrlässiger Tötung und Körperverletzung sowie wegen Verstoßes gegen das Gesetz über den Gesundheitsschutz von Arbeitnehmern vom 4. August 1996 vor das Strafgericht zu laden seien. Das Gericht wies die Klagen gegen Electrabel am 16. Januar 2009 ab.

Fluxys (an dem GDF SUEZ eine herrschende Beteiligung hielt, die im September 2008 an Publigas verkauft wurde) wurde wegen fahrlässiger Tötung und Körperverletzung sowie wegen Verstoßes gegen das Gesetz über den Gesundheitsschutz von Arbeitnehmern vom 4. August 1996 vor das Strafgericht geladen. In einem am 22. Februar 2010 verkündeten Urteil sprach das Strafgericht von Tournai Fluxys von allen Beschuldigungen frei. Die Staatsanwaltschaft hat vor, Berufung einzulegen.

27.1.3 Queen Mary

Als die Gangway zu dem Kreuzfahrtschiff Queen Mary II in St. Nazaire am 15. November 2003 zusammenbrach und 16 Menschen starben und etwa 30 verletzt wurden, wurde gegen Endel, ein Unternehmen der GDF SUEZ, ein Haftpflichtanspruch wegen der Montage der gemieteten Gangways vom Dock zum Schiff vorgebracht.

In dem Urteilsspruch vom 11. Februar 2008 wurde Endel zu einer Geldstrafe von €150.000 für fahrlässige Tötung und 11 Geldstrafen von €2.500 wegen fahrlässiger Körperverletzung verurteilt. Die vier Mitarbeiter von Endel, die wegen fahrlässiger Tötung und Körperverletzung angeklagt waren, wurden wegen des Fehlens einer festgestellten Verfehlung freigesprochen. Es wurde angeordnet, dass Les Chantiers de l'Atlantique und Endel gesamtschuldnerisch die Opfer entschädigen sollten.

Die Staatsanwaltschaft von Saint Nazaire legte gegen dieses Urteil Berufung ein, die Anhörungen fanden vom 23. März bis 3. April 2009 statt. In einem am 2. Juli 2009 verkündeten Urteil bestätigte das Berufungsgericht in Rennes die Entscheidung des Gerichts und ordnete an, dass Endel eine Geldstrafe zu zahlen habe, die auf €225.000 erhöht wurde, und gesamtschuldnerisch mit Les Chantiers de l'Atlantique die Opfer zu entschädigen habe. Es revidierte jedoch die Entscheidung des Strafgerichts, zwei der betroffenen Mitarbeiter freizusprechen. Endel und die beiden Mitarbeiter werden gegen das Urteil keine Berufung am Cour de Cassation einlegen.

27.1.4 Electrabel - ungarischer Staat/Europäische Kommission

Electrabel strengte ein internationales Schiedsgerichtsverfahren gegen den ungarischen Staat vor dem Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (ICSID) wegen Bruchs von Verpflichtungen aus dem Vertrag über die Energiecharta an. Ursprünglich ging es in dem Rechtsstreit hauptsächlich um (i) Strompreise, die im Zusammenhang mit einer langfristigen Stromliefervereinbarung (PPA) festgelegt worden waren, die zwischen dem Kraftwerkbetreiber Dunamenti (an dem Electrabel mit 74,82% beteiligt ist) und MVM (einem Unternehmen, das vom ungarischen Staat kontrolliert wird) am 10. Oktober 1995 geschlossen wurde, und (ii) Zuteilungen von CO2 -Emissionszertifikaten in Ungarn. Nach (i) der Entscheidung der Europäischen Kommission vom 4. Juni 2008 die zu der Zeit des Beitritts von Ungarn zur EU geltenden Langzeit-PPAs (einschließlich der Vereinbarung zwischen Dunamenti und MVM) als rechtswidrige staatliche Beihilfe einzustufen, die mit dem EU-Vertrag nicht vereinbar sei, erweiterte Electrabel seinen Antrag, um eine Entschädigung für erlittenen Schaden aufgrund einer solchen Vertragsbeendigung zu erhalten. Die Europäische Kommission ersuchte das Schiedsgericht am 13. August 2008 um Teilnahme als Amicus curiae.

Das Schiedsgericht hat seine Untersuchung bestimmter Punkte zeitweilig ausgesetzt, für die der ungarische Staat ihm die Zuständigkeit abspricht, es hat Electrabel aber das Recht eingeräumt, einen zusätzlichen Anspruch auf Schadenersatz einzuklagen.

27.1.5 Slovak Gas Holding - Slowakische Republik

Die Slovak Gas Holding ("SGH") gehört zu gleichen Teilen GDF SUEZ und E.ON Ruhrgas AG, und sie ist mit 49% an Slovenský plynárenský priemysel, a.s. ("SPP") beteiligt, wobei die verbleibenden 51% über den Nationale Bodenfonds der Slowakischen Republik gehören.

Die SGH hat vorläufige Schritte für ein internationales Schiedsgerichtsverfahren gegen den slowakischen Staat wegen Bruchs von Verpflichtungen aus (i) dem Bilateralen Abkommen zwischen der Slowakischen Republik und der Tschechischen Republik einerseits und den Niederlanden andererseits (das "Bilaterale Abkommen") und (ii) aus dem Vertrag über die Energiecharta eingeleitet.

Der Rechtsstreit bezieht sich auf den gesetzlichen und regulatorischen Rahmen, den die Slowakische Republik kürzlich geändert oder neu definiert hat, um die Möglichkeit der Forderung von SPP nach Preiserhöhungen zu kontrollieren, die die Gasverkaufskosten decken.

Die Diskussionen zwischen den Parteien dauern an.

27.1.6 Argentinien

SUEZ und bestimmte weitere Aktionäre von Konzessionsbetreibern für Wasserversorgungs- und -aufbereitungsanlagen im Umland von Buenos Aires (Aguas Argentinas in Buenos Aires, Aguas Provinciales de Santa Fe in Rosario und Aguas Cordobesas in Cordoba) strengten vor dem Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (ICSID) ein Schiedsgerichtsverfahren gegen den argentinischen Staat wegen der bilateralen französisch-argentinischen Investitionsschutzverträge an. Ziel des Verfahrens ist, infolge von Maßnahmen des argentinischen Staates nach der Verabschiedung des Dringlichkeitsgesetzes 2002, das die Tarife aus diesen Konzessionsverträgen eingefroren hat, eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen zu erhalten, die zu Beginn der Konzession getätigt wurden.

Die Schiedsverfahren dauern noch an, ausgenommen das, das sich auf Aguas Cordobesas bezieht. SUEZ verkaufte 2006 seinen beherrschenden Anteil an Aguas Cordobesas an die private argentinische Gruppe Roggio und seinen restlichen 5%-Anteil an SUEZ Environnement, nachdem es an der Börse gelistet war. Die ursprünglich für 2009 erwarteten Schiedssprüche sollten bald erfolgen.

Parallel zu den Schiedsgerichtsverfahren haben die Konzessionsbetreiber Verfahren vor argentinischen Gerichten gegen die Entscheidungen der Behörden eingeleitet, die Konzessionsverträge zu beenden, die zum Konkurs von Aguas Argentinas und der freiwilligen Auflösung von Aguas Provincales de Santa Fe führten. Die Verfahren dauern noch an.

Banco de Galicia, ein Minderheitsaktionär von Aguas Argentinas, der aus dem Schiedsgerichtsverfahren ausgeschlossen war, hat seine Klage zurückgezogen, die er wegen Machtmissbrauchs der Mehrheitsaktionäre einreichte, nachdem GDF SUEZ seine Anteile an Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe zurückgekauft hatte. Die Klage der Aguas Lenders Recovery Group mit dem Ziel, die Zahlung von US$130 Mio. durch SUEZ, Agbar und AYSA durchzusetzen, die Aguas Argentinas unbesicherten Gebern schuldete, ist ebenfalls zurückgenommen worden.

Hier sei darauf verwiesen, dass SUEZ und SUEZ Environnement vor der Fusion von SUEZ und Gaz de France und dem Börsengang von SUEZ Environnement eine Vereinbarung darüber geschlossen haben, dass die Rechte und Pflichten aus dem Anteilsbesitz von SUEZ an Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe wirtschaftlich auf SUEZ Environnement übertragen werden.

27.1.7 Togo Electricité

Im Februar 2006 brachte sich der togolesische Staat entschädigungslos in den Besitz aller Vermögenswerte von Togo Électricité. Er strengte mehrere Prozesse an, einschließlich eines Prozesses zunächst gegen Togo Électricité, einem Unternehmen von GDF SUEZ (Energy Services), dann gegen GDF SUEZ, um für beide Unternehmen eine Kompensationszahlung zwischen FCFA 27 Mrd. und FCFA 33 Mrd. (zwischen €41 Mio. und €50 Mio.) wegen Vertragsbruchs durchzusetzen.

Im März 2006 strengte Togo Électricité ein Schiedsgerichtsverfahren vor dem Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten gegen den togolesischen Staat an, dem sich GDF SUEZ anschloss, nachdem mehrere Regierungsdekrete erlassen worden waren, die den Konzessionsvertrag beendeten, den Togo Électricité seit Dezember 2000 für die Verwaltung der öffentlichen Stromversorgungsdienstleistungen Togos besaß.

Die Anhörungen des Schiedsgerichts fanden im Juli 2009 statt, mit einem Schiedsspruch ist demnächst zu rechnen.

27.1.8 Fos Cavaou

Mit einer Anordnung vom 15. Dezember 2003 Einrichtungen betreffend, die dem Umweltschutz dienen, hat der Präfekt des Département Bouches du Rhône Gaz de France die Genehmigung zum Betreiben eines LNG-Terminals in Fos Cavaou erteilt. Am gleichen Tag wurde mit einer zweiten Anordnung des Präfekten die Baugenehmigung erteilt. Diese beiden Anordnungen wurden gerichtlich angefochten.

Zwei Klagen zur Nichtigerklärung der Baugenehmigung wurden beim Verwaltungsgericht Marseille eingereicht, eine von den Behörden in Fos-sur-Mer und die andere vom Syndicat d'agglomération nouvelle (SAN). Das Gericht hat diese Klagen am 18. Oktober 2007 abgewiesen. Die Stadtverwaltung von Fos-sur-Mer hat gegen dieses Urteil am 20. Dezember 2007 Berufung eingelegt. Sie zog sich am 11. Januar 2010 aus dem Verfahren zurück.

Gegen die Anordnung zur Genehmigung des Betriebs des Terminals sind zwei Klagen mit dem Ziel der Nichtigerklärung vor dem Verwaltungsgericht Marseille anhängig, eine von der Association de Défense et de Protection du Littoral du Golfe de Fos-sur-Mer (ADPLGF) und die andere von einer Privatperson.

Das Verwaltungsgericht Marseille hob die Anordnung des Präfekten, die den Betrieb des Terminals Fos Cavaou genehmigte, am 29. Juni 2009 auf. Elengy, das die Rechte von GDF SUEZ in diesen Verfahren vertritt, legte am 9. Juli 2009 Berufung ein und bereitete einen neuen Antrag auf Erteilung der Betriebsgenehmigung für das Terminal vor. Der Rechtsbehelf ist anhängig.

Eine vorläufige Betriebsgenehmigung wurde am 6. Oktober 2009 verfügt, die die Fortsetzung der Bauarbeiten und einen teilweisen Betrieb mit speziellen Auflagen gestattet.

27.1.9 United Water

Eine Klage auf kompensatorischen Schadenersatz in Höhe von US$66 Mio. und auf Schadenersatz mit Strafwirkung in gleicher Höhe wurde von Opfern einer Überschwemmung aus dem Gebiet Lake DeForest (Staat New York, USA) gegen United Water, ein Unternehmen von GDF SUEZ, wegen behaupteter Vernachlässigung von Instandhaltungsmaßnahmen des örtlichen Staudamms und Staubeckens eingereicht.

Die Klage wurde infolge von Starkregen vorgebracht, der die Ursache dafür war, dass das von United Water betriebene Regenwasserentwässerungssystem überlief.

Die Klage auf Schadenersatz wurde am 21. Dezember 2009 abgewiesen, die Einwohner haben gegen dieses Urteil Berufung eingelegt.

27.1.10 Squeeze-out-Verfahren für Electrabel-Aktien

Am 10. Juli 2007 strengten Deminor und zwei weitere Fonds ein Verfahren vor dem Brüsseler Appellationsgericht gegen SUEZ und Electrabel an, weil sie eine zusätzliche Gegenleistung infolge des Squeeze-out anstrebten, das SUEZ im Juni 2007 für die Electrabel-Aktien betrieb, die es noch nicht besaß. In seinem Urteil vom 1. Dezember 2008 stellte das Appellationsgericht fest, dass die Klage unbegründet sei.

Deminor und andere legten am 22. Mai 2009 beim Kassationsgericht Berufung gegen das Urteil ein. Diese Berufungsverfahren dauern noch an.

Die Herren Geenen und andere strengten ähnliche Prozesse vor dem Brüsseler Appellationsgericht an, die abgewiesen wurden, weil der Antrag keine Gültigkeit habe. Ein neuer Antrag wurde gestellt, ohne Electrabel und die belgische Kommission für Banken, Finanzen und Versicherung als Verfahrensbeteiligte. Der Fall wurde am 21. Oktober 2008 angehört, das Urteil blieb vorbehalten. Eine neue Anhörung wurde für den 22. September 2009 angesetzt. In seinem am 24. Dezember 2009 verkündeten Urteilsspruch wies das Gericht die Berufung von Geenen aus prozessrechtlichen Gründen ab.

27.1.11 Forderungen der belgischen Steuerbehörden

Der Bereich Sonderprüfung der belgischen Steuerbehörden fordert von SUEZ-Tractebel SA, einem Unternehmen von GDF SUEZ, €188 Mio. aus früheren Investitionen in Kasachstan. SUEZ- Tractebel hat gegen diese Forderung Rechtsbehelf eingelegt. Da die belgischen Steuerbehörden zehn Jahre nach der Forderung noch immer keine Entscheidung getroffen haben, wurde im Dezember 2009 ein Rechtsbehelf beim Gericht erster Instanz der Europäischen Gemeinschaften eingelegt.

Der Bereich Sonderprüfung besteuerte in Luxemburg durch die Luxemburger Vermögensverwaltungen von Electrabel und SUEZ-Tractebel generierte Finanzerträge. Diese Finanzerträge, die bereits in Luxemburg besteuert worden waren, sind in Belgien gemäß dem zwischen Belgien und Luxemburg geschlossenen Abkommen zur Vermeidung von Doppelbesteuerung steuerbefreit. Der Bereich Sonderprüfung lehnt diese Befreiung ab. Die in Belgien ermittelte Steuer für den Zeitraum2003 bis 2006 beläuft sich auf €177 Mio. Der Konzern hat die Entscheidung des Bereichs Sonderprüfung vor dem Gericht erster Instanz der Europäischen Gemeinschaften angefochten.

27.1.12 Einwendung gegen eine Bestimmung des belgischen Steuergesetzes

Am 23. März 2009 legte Electrabel Beschwerde beim belgischen Verfassungsgericht gegen eine Steuer in Höhe von €250 Mio. auf Kernkraftwerksgeneratoren ein, die mit dem Programmgesetz vom 22. Dezember 2008 auferlegt wurde (Loi-programme). Das Gesetz vom 23. Dezember 2009 hat die gleiche Steuer für 2009 erhoben.

27.1.13 Forderung der französischen Steuerbehörden

In ihrer Mitteilung einer beabsichtigten Änderung des Steuerbescheids vom 22. Dezember 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des Verkaufs einer Steuerforderung durch SUEZ 2005 in Höhe von €995 Mio. Am 7. Juli 2009 informierten sie GDF SUEZ, dass sie auf ihrer Position bestünden. GDF SUEZ erwartet den Eingang des Steuerbescheids.

27.1.14 Forderung der US-Steuerbehörden (IRS)

GDF SUEZ Energy North America, ein Unternehmen von GDF SUEZ, wurde einer Steuerprüfung durch die IRS unterzogen, die den Steuerabzug von Zinsen auf Darlehen verwarf, die bei Tochtergesellschaften des Konzerns und Banken aufgenommen wurden. Für 2004 und 2005 wurde eine Berichtigung von US$260 Mio. mitgeteilt.

Im Mai 2009 wurde eine revidierte Anpassung in Höhe von US$93 Mio. für dieselben Jahre mitgeteilt, ohne eine Geldbuße von US$40 Mio. In der Zwischenzeit wurde ein zweiter Steueränderungsbescheid ausgefertigt, in dem der geforderte zusätzliche Steuerbetrag auf US$49 Mio. und die Geldbuße auf US$7 Mio. gesenkt worden ist. Ein Rechtsbehelf wurde bei der IRS Appeal Division eingelegt.

27.1.15 Cartagena

GDF SUEZ ist Partei eines Schiedsverfahrens, das AES Energia Cartagena vor dem Internationalen Schiedsgericht ICC im September 2009 in Verbindung mit der Energievereinbarung vom 5. April 2002 angestrengt hat. Die Vereinbarung sieht die Umwandlung von Gas, geliefert von GDF SUEZ, in Strom durch AES Energia Cartagena im kombinierten Zyklus im Kraftwerk in Cartagena, Spanien, vor.

Das Verfahren bezieht sich auf die Frage, welche der Parteien frühere und künftige Kosten und Aufwendungen trägt, die im Zusammenhang mit dem Kraftwerk anfallen, und insbesondere die für CO2 -Emissionszertifikate, Grundsteuern und Sozialleistungen.

Das Schiedsgericht ist gebildet worden, die Parteien tauschen ihre Schriftsätze aus, die Anhörungen werden in London in der Woche vom 31. Mai bis 4. Juni 2010 stattfinden. Der Schiedsspruch wird für Ende des Jahres erwartet.

27.2 Wettbewerb und Konzentration

27.2.1 "Accès France"-Verfahren

Am 22. Mai 2008 verkündete die Europäische Kommission ihren Beschluss, Klage gegen Gaz de France wegen des Verdachts auf Verletzung von EU-Vorschriften über den Missbrauch einer führenden Position und wegen restriktiver Geschäftspraktiken zu erheben. Die Klage bezieht sich auf eine Kombination der langfristigen Reservierung von Transportkapazität und eines Netzes von Importvereinbarungen sowie auf eine potenzielle Unterinvestition in die Transportkapazität und die Kapazität von Importinfrastruktur. Am 22. Juni 2009 übersandte die Kommission an GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy eine vorläufige Bewertung, in der es heißt, dass GDF SUEZ seine beherrschende Position im Gassektor missbraucht haben könnte, um den Zugang zu Gasimportkapazität in Frankreich zu verhindern. Am 24. Juni 2009 boten GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy bestimmte Verpflichtungen als Reaktion auf die vorläufige Bewertung an, wobei sie gleichzeitig zum Ausdruck brachten, dass sie hinsichtlich der darin enthaltenen Schlussfolgerungen anderer Auffassung sind.

Diese Verpflichtungen wurden am 9. Juli 2009 einem Markttest unterzogen, in dessen Folge die Kommission GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy darüber informierte, wie Dritte reagiert hatten. Am 21. Oktober 2009 legten GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy geänderte Verpflichtungen mit dem Ziel vor, die den Zugang zum und den Wettbewerb im französischen Erdgasmarkt erleichtern. Am 3. Dezember 2009 traf die Kommission eine Entscheidung, die diese Verpflichtungen für rechtlich bindend erklärt. Diese Entscheidung beendet das im Mai eingeleitete Verfahren.

27.2.2 Megal

Am 11. Juni 2008 erhielt Gaz de France eine Mitteilung von Beschwerdepunkten der Europäischen Kommission, in der sie den Verdacht abgestimmter Verhaltensweisen mit E.ON äußert, die zu einer Einschränkung des Wettbewerbs in ihren jeweiligen Märkten und insbesondere bei Erdgaslieferungen führten, die über die Mittel-Europäische-Gasleitung transportiert werden. GDF SUEZ legte als Antwort darauf am 8. September 2008 Bemerkungen dazu vor, am 14. Oktober 2008 fand eine Anhörung statt. Am 8. Juli 2009 belegte die Kommission GDF SUEZ und E.ON mit einer Geldbuße in Höhe von jeweils €553 Mio. für eine Absprache darüber, auf ihren jeweiligen Märkten nicht miteinander zu konkurrieren. GDF SUEZ hat die Geldbuße bezahlt. Die Kommission war der Auffassung, dass die 2005 beendeten restriktiven Geschäftspraktiken 1975 begonnen hatten, als die Vereinbarungen über die Megal-Leitung unterzeichnet wurden und GDF SUEZ und E.ON abgesprochen hatten, über die Megal-Leitung transportiertes Gas nicht an Kunden ihrer jeweiligen Märkte zu liefern.

GDF SUEZ erhob am 18. September 2009 Nichtigkeitsklage vor dem Gericht der Union.

27.2.3 Compagnie Nationale du Rhône

Am 10. Juni 2009 entschied die Europäische Kommission, eine Geldbuße von €20 Mio. über Electrabel, ein Unternehmen von GDF SUEZ dafür zu verhängen, dass es Ende 2003 ohne vorherige Genehmigung die Beherrschung der Compagnie Nationale du Rhone (CNR) erworben hatte. Der Beschluss wurde im Nachgang zu einer Mitteilung von Beschwerdepunkten durch die Kommission am 17. Dezember 2008 verkündet, auf die Electrabel am 16. Februar 2009 seine Bemerkungen eingereicht hatte. Am 20. August 2009 erhob Electrabel Nichtigkeitsklage gegen die Entscheidung der Kommission. Der Beschluss der Kommission und die Klage von Electrabel berühren nicht den Erwerb und die Beherrschung der Compagnie Nationale du Rhone durch Electrabel, der die Europäische Kommission am 29. April 2009 zugestimmt hatte.

27.2.4 Langfristige Stromliefervereinbarungen in Ungarn

Am 4. Juni 2008 verkündete die Europäische Kommission eine Entscheidung, nach der die langfristigen Stromliefervereinbarungen zwischen Stromerzeugern und dem ungarischen Staat, die zur Zeit des ungarischen Beitritts zur Europäischen Union in Kraft waren, als rechtswidrige staatliche Beihilfe einzustufen seien, die mit dem EU-Vertrag nicht vereinbar wären. Sie forderte den ungarischen Staat auf, diese Verträge zu überarbeiten, die entsprechenden staatlichen Beihilfen von den Stromerzeugern zurückzufordern und nötigenfalls die Vertragsparteien zu entschädigen. Der Konzern ist davon direkt betroffen, da er über seine Tochtergesellschaft Dunamenti Vertragspartei einer langfristigen Stromliefervereinbarung ist. Die Vereinbarung wurde am 10. Oktober 1995 mit MVM geschlossen, einem Stromerzeuger im Besitz des ungarischen Staates. Infolge der Entscheidung der Kommission verabschiedete die ungarische Regierung ein Gesetz, das mit Wirkung vom 31. Dezember 2008 die Beendigung der Stromliefervereinbarungen und die Rückforderung der entsprechenden staatlichen Beihilfe vorsieht. Die Gespräche zwischen dem ungarischen Staat und der Europäischen Kommission über die Höhe der zurückzufordernden staatlichen Beihilfen dauern an, die Beträge müssen von der Kommission genehmigt werden. Dunamenti reichte am 28. April 2009 eine Klage auf Feststellung der Nichtigkeit des Beschlusses der Kommission beim Europäischen Gericht ein.

27.2.5 Untersuchung der Laufzeit von Stromlieferverträgen in Belgien

Im Juli 2007 eröffnete die Europäische Kommission eine Untersuchung von Stromlieferverträgen, die der Konzern mit Industriekunden in Belgien geschlossen hat. Die Untersuchung dauert an, Electrabel, eine Tochtergesellschaft von GDF SUEZ, kooperiert mit der Generaldirektion für Wettbewerb in jeder Hinsicht in dieser Angelegenheit.

27.2.6 Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen bei der Compagnie Générale des Eaux und Lyonnaise des Eaux France

In seiner Entscheidung vom 11. Juli 2002 stellte die französische Kartellbehörde fest, dass das Bestehen einer gleichen Anzahl von Anteilen an Wasserversorgungsunternehmen bei der Compagnie Générale des Eaux (einer Tochtergesellschaft von Veolia Environment) und bei Lyonnaise des Eaux France (einer Tochtergesellschaft von SUEZ Environnement) eine gemeinschaftliche beherrschende Stellung beider Konzerne schafft. Obwohl die französische Kartellbehörde über die beiden Unternehmen keine Sanktionen verhängte, forderte sie den französischen Wirtschaftsminister auf anzuordnen, dass die beiden Unternehmen die Vereinbarungen ändern oder beenden müssten, mit denen sie ihre Ressourcen in gemeinsamen Tochtergesellschaften zusammengeführt hatten, um die Latte für den Wettbewerb höher zu legen. Als Teil der Untersuchung durch den Wirtschaftsminister wurden die beiden Unternehmen aufgefordert, ihre gegenseitigen Beteiligungen an diesen gemeinschaftlichen Tochtergesellschaften rückgängig zu machen. Lyonnaise des Eaux France und Veolia Eau-Compagnie Générale des Eaux kamen dieser Aufforderung nach und trafen diesbezüglich am 19. Dezember 2008 eine Vereinbarung. Am 30. Juli 2009 genehmigte die Kommission den Kauf des Anteils von Lyonnaise des Eaux an drei der gemeinschaftlichen Tochtergesellschaften durch Veolia Eau. Die Kommission genehmigte am 5. August 2009 den Kauf sechs weiterer gemeinschaftlicher Tochtergesellschaften durch Lyonnaise des Eaux. Eine Änderung der im Dezember 2008 getroffenen Vereinbarung wurde am 3. Februar 2010 unterzeichnet, sie sieht den Kauf des Anteils von Veolia Eau an zwei der drei gemeinschaftlichen Tochtergesellschaften durch Lyonnaise des Eaux vor, der ursprünglich von Veolia Eau erworben werden sollte.

Ein weiterer Antrag auf Genehmigung der Bedingungen dieser Vertragsänderung wurde der Europäischen Kommission eingereicht.

Das Verfahren sollte in der ersten Hälfte 2010 abgeschlossen sein.

27.2.7 Ermittlungen im belgischen Stromgroßhandelsmarkt

Im September 2009 führte die belgische Wettbewerbsbehörde (Autorité Belge de la Concurrence) Durchsuchungen mehrerer Unternehmen durch, die im Stromgroßhandelsmarkt in Belgien aktiv sind, auch bei Electrabel, einer Tochtergesellschaft von GDF SUEZ.

28 EREIGNISSE NACH DEM BILANZSTICHTAG

28.1 Übernahme von Agbar

Am 22. Oktober 2009 erklärte SUEZ Environnement seine Absicht, die Beherrschung von Agbar zu übernehmen.

Inhalt dieser Transaktion ist:

―	ein Barabfindungsangebot zum Delisting-Verfahren von Agbar auf seine eigenen Aktien zu einem Preis von €20 je Aktie für einen Gesamtgegenleistung von höchstens €299 Mio. Die erworbenen Aktien werden dann für ungültig erklärt;
―	der Erwerb von Agbar-Aktien, die von Criteria gehalten werden, für €20 je Aktie durch SUEZ Environnement, was eine Gesamtgegenleistung von €647 Mio. darstellt Das erhöht die Beteiligung von SUEZ Environnement' an Agbar auf 75%;
―	der gleichzeitige Verkauf seiner Beteiligung von 54,8% an Adeslas an Criteria durch Agbar für eine Gegenleistung von €687 Mio.

Parallel dazu erwirbt Criteria die vollständige Beherrschung von Adeslas durch den Kauf der 45%-Beteiligung von Malakoff Médéric.

Am 12. Januar 2010 beschloss die Hauptversammlung von Agbar mit Mehrheit, dem Delisting-Barabfindungsangebot und dem Verkauf seines Anteils an Criteria zuzustimmen

Diese Transaktionen bilden die erste Phase einer Vereinbarung zwischen SUEZ Environnement und Criteria.

SUEZ Environnement und Criteria erwarten, dass das Delisting im ersten Quartal 2010 stattfindet und die Transaktion, vorbehaltlich der Zustimmung des zuständigen Aktienmarkts und der Wettbewerbsbehörden am Ende dieser Periode abgeschlossen ist.

29 LISTE DER WICHTIGSTEN UNTERNEHMEN DES KONZERNS PER 31. DEZEMBER 2009

Die folgende Tabelle dient allein der Information, sie enthält nur die wichtigsten voll und anteilig konsolidierten Unternehmen des Konsolidierungskreises GDF SUEZ.

Folgende Abkürzungen wurden verwendet, um die auf jeden Fall angewandte Konsolidierungsmethode anzugeben:

―	FC: Vollkonsolidierung (Tochtergesellschaften);
―	PC: Quotenkonsolidierung (Joint Venture);
―	EM: Equity-Methode (assoziierte Unternehmen);
―	NC: Nicht konsolidiert.

Mit einem Sternchen (*) gekennzeichnete Unternehmen sind Teil der juristischen Person GDF SUEZ SA.

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Energy France (BEF)
COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR)	2, rue André Bonin 69004 Lyon - Frankreich	49,9	49,9	49,9	49,9	FC:	FC:
GDF SUEZ SA - ELECTRICITY DIVISION*	22, rue du Docteur Lancereaux 75008 Paris- Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ SA - SALES DIVISION*	22, rue du Docteur Lancereaux 75008 Paris- Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
SAVELYS	5, rue François 1er 75418 Paris- Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Energy Benelux & Germany (BEEI)
ELECTRABEL NEDERLAND NV	Dr. Stolteweg 92, 8025 AZ Zwolle - Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
ELECTRABEL NEDERLAND SALES BV	Dr. Stolteweg 92, 8025 AZ Zwolle - Niederlande	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
ENERGIE SAARLORLUX AG	Richard Wagner Strasse 14-16, 66111 Saarbrücken - Deutschland	51,0	51,0	51,0	51,0	FC:	FC:
ELECTRABEL	Boulevard du Regent, 8 - 1000 Brüssel - Belgien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS	Boulevard du Regent, 8 - 1000 Brüssel - Belgien	95,8	95,8	95,8	95,8	FC:	FC:
SYNATOM	Avenue Ariane 7 - 1200 Brüssel - Belgien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Energy Europe (BEEI)
DUNAMENTI	Erömü ut 2, 2442 Szazhalombatta - Ungarn	74,8	74,8	74,8	74,8	FC:	FC:
GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA	Zawada 26, 28-230 Polaniec - Polen	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
ROSIGNANO ENERGIA SPA	Via Piave no. 6 Rosignano Marittimo - Italien	99,5	99,5	99,5	99,5	FC:	FC:
ACEA Electrabel groupa	Piazzale Ostiense, 2, 00100 Rom - Italien	40,6	40,6	40,6	40,6	PC:	PC:
TIRRENO POWER SPA	47, Via Barberini, 00187 Rom - Italien	35,0	35,0	35,0	35,0	PC:	PC:
SC GDF SUEZ Energy România SA	Bld Marasesti, 4-6, sector 4 - Bucharest - Rumänien	40,8	40,8	40,8	40,8	FC:	FC:
EGAZ DEGAZ Zrt	Pulcz u. 44 - H 6724 - Szeged - Ungarn	99,7	99,7	99,7	99,7	FC:	FC:
SLOVENSKY PLYNARENSKY PRIEMYSEL (SPP)	Mlynské Nivy 44/a - 825 11 - Bratislava - Slowakei	24,5	24,5	24,5	24,5	PC:	PC:
AES ENERGIA CARTAGENA S.R.L.	Ctra Nacional 343, P.K. 10 -El Fangal, Valle de Escombreras - 30350 Cartagena - Spanien	26,0	26,0	26,0	26,0	FC:	FC:
GDF SUEZ ENERGY UK LTD	1 City Walk - LS11 9DX - Leeds - Großbritannien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA	Via Orazio, 31I - 00193 Rom - Italien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
VENDITE - ITALCOGIM ENERGIE SPA	Via Spadolini, 7 - 20141 Mailand- Italien	100,0	60,0	100,0	60,0	FC:	FC:

(a) Anteilsbesitz an der ACEA/Electrabel Holding-Gesellschaft

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Energy North America (BEEI)
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - USA	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
SUEZ LNG NORTH AMERICA	One Liberty Square, Boston, MA 02109 - USA	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ ENERGY MARKETING NORTH AMERICA	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - USA	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ ENERGY RESOURCES NORTH AMERICA	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - USA	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
FIRSTLIGHT POWER ENTERPRISES	20 Church Street - 16th Floor Hartford, CT 06103 - USA	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungs- methode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009
---	---	---	---	---	---	---
Energy Latin America (BEEI)
Der Konzern GDF SUEZ hält 50,1% der Stimmrechte bei Energia Sustentavel Do Brasil (EBSR), einem Unternehmen, das gegründet wurde, um das Jirau-Projekt zu entwickeln. In Anbetracht der bestehenden vertraglichen Absprachen unterliegt eine Vielzahl strategischer Managemententscheidungen einer Stimmenmehrheit von 75%, und EBSR erfüllt die Voraussetzungen eines gemeinschaftlich beherrschten Unternehmens. Demzufolge und obwohl es über 50% der Stimmrechte hält, ist Energia Sustentavel do Brasil durch den Konzern quotenkonsolidiert worden.
TRACTEBEL ENERGIA (früher GERASUL)	Rua Antônio Dib Mussi, 366 Centro, 88015-110 Florianopolis, Santa Catarina - Brasilien	68,7	68,7	68,7	68,7	FC:
ENERSUR	Av. República de Panamá 3490, San Isidro, Lima 27 - Peru	61,7	61,7	61,7	61,7	FC:
Energia Sustentavel Do Brasil	Avenida Almirante Barroso, n°52, sala 2802, CEP 20031-000 Rio de Janeiro - Brasilien	50,1	50,1	50,1	50,1	PC:

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
---	---
Energy Latin America (BEEI)
TRACTEBEL ENERGIA (früher GERASUL)	FC:
ENERSUR	FC:
Energia Sustentavel Do Brasil	FC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens		Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Energy Middle East, Asia & Africa (BEEI)
GLOW ENERGY PUBLIC CO. LTD.	195 Empire Tower, 38th Floor - Park Wing, South Sathorn Road, Yannawa, Sathorn, Bangkok 10120 - Thailand	69,1	69,1	69,1	69,1	FC:	FC:
BAYMINA ENERJI AS	Ankara - Dogal Gaz Santrali, Ankara Eskisehir Yolu 40.Km, Maliöy Mevkii, 06900 Polatki/ Ankara - Türkei	95,0	95,0	95,0	95,0	FC:	FC:
SENOKO POWER LIMITED	111 Somerset Road - #05-06, Tripleone Somerset Building - 238164 Singapore	30,0	30,0	30,0	30,0	PC:	PC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Global Gas & LNG (B3G)
E.F. OIL AND GAS LIMITED	33 Cavendish Square - W1G OPW - London - Großbritannien	22,5	22,5	22,5	22,5	PC:	PC:
GDF SUEZ E&P UK LTD (GDF BRITAIN)	60, Gray Inn Road - WC1X 8LU - London - Großbritannien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ E&P NORGE AS	Forusbeen 78 - Postboks 242 - 4066 Stavanger - Norwegen	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF PRODUCTION NEDERLAND BV	Eleanor Rooseveltlaan 3 - 2719 AB Zoetermeer - Niederlande	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ Energie Deutschland AG	Waldstrasse 39 - 49808 Linden - Deutschland	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ SA - 3G (früher NEGOCE)*	22, rue du Docteur Lancereaux - 75008 Paris - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF INTERNATIONAL TRADING	2, rue Curnonsky - 75015 Paris - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GAZ DE FRANCE ENERGY DEUTSCHLAND GmbH	Friedrichstrasse 60 - 10117 Berlin - Deutschland	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUPPLY TRADING MARKETING NL BV	Eleanor Rooseveltlaan 3 - 2719 AB Zoetermeer - Niederlande	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GASELYS	2, rue Curnonsky - 75015 Paris - Frankreich	51,0	51,0	51,0	51,0	FC:	PC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Infrastructures
FLUXYS GROUP	Avenue des Arts, 31 - 1040 Brussels - Belgien	38,5	44,8	38,5	44,8	EM:	EM:
STORENGY	23 rue Philibert Delorme - 75017 Paris - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
ELENGY	23 rue Philibert Delorme - 75017 Paris - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GRDF	6, rue Condorcet - 75009 Paris - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GRTGAZ	2, rue Curnonsky - 75017 Paris - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Energy Services (BES)
COFELY	1, place des Degrés - 92059 Paris - La Défense Cedex - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
AXIMA FRANCE	46, Boulevard de la Prairie du Duc - 44000 Nantes - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
COFELY AG	Thurgauerstrasse 56 - Postfach - 8050 Zürich - Schweiz	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
CPCU	185, Rue de Bercy - 75012 Paris - Frankreich	64,4	64,4	64,4	64,4	FC:	FC:
FABRICOM SA	254, Rue de Gatti de Gamond - 1180 Brüssel - Belgien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
ENDEL	1, place des Degrés 92059 - Paris La Défense Cedex - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
COFELY NEDERLAND NV	Kosterijland 50 - 3981 AJ Bunnik - Niederlande	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
INEO	1, place des Degrés 92059 - Paris La Défense Cedex - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungs- methode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009
---	---	---	---	---	---	---
Suez Environnement
GDF SUEZ hält 35,4% der SUEZ Environnement Company und übt über eine Aktionärsvereinbarung, die 47% seines Aktienkapitals repräsentiert, die alleinige Beherrschung aus. Demzufolge ist die SUEZ Environnement Company vollkonsolidiert.
SUEZ Environnement	1, rue d'Astorg - 75008 Paris - Frankreich	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:
LYONNAISE DES EAUX FRANCE	11, place Edouard VII - 75009 Paris - Frankreich	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:
DEGREMONT	183, avenue du 18 Juin 1940 - 92500 Rueil Malmaison - Frankreich	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:
HISUSA	Torre Agbar, Avenida Diagonal 211, 08018 Barcelona - Spanien	18,1	18,1	51,0	51,0	PC:
AGBAR	Torre Agbar, Avenida Diagonal 211, 08018 Barcelona - Spanien	16,3	16,3	51,0	51,0	PC:
SITA HOLDINGS UK LTD	Grenfell Road, Maidenhead, Berkshire SL6 1ES - Großbritannien	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:
SITA DEUTSCHLAND GmbH	Industriestrasse 161 D- 50999, Köln - Deutschland	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:
SITA NEDERLAND BV	M. E.N. van Kleffensstraat 6, Postbis 7009, NL - 6801 HA Amhem - Niederlande	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:
SITA FRANCE	Tour CB21 - 16 place de l'Iris -92040 Paris La Défense Cedex - Frankreich	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:
LYDEC	20, boulevard Rachidi, Casablanca - Marokko	18,1	18,1	51,0	51,0	FC:
UNITED WATER	200 Old Hook Road, Harrington Park New Jersey - USA	35,4	35,5	100,0	100,0	FC:

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2008
---	---
Suez Environnement
SUEZ Environnement	FC:
LYONNAISE DES EAUX FRANCE	FC:
DEGREMONT	FC:
HISUSA	PC:
AGBAR	PC:
SITA HOLDINGS UK LTD	FC:
SITA DEUTSCHLAND GmbH	FC:
SITA NEDERLAND BV	FC:
SITA FRANCE	FC:
LYDEC	FC:
UNITED WATER	FC:

		Anteil in %		Beherrschung in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008	Dez. 2009	Dez. 2008
---	---	---	---	---	---	---	---
Sonstige
GDF SUEZ SA	22, rue du Docteur Lancereaux - 75008 Paris - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
SUEZ-TRACTEBEL	Place du Trône, 1 - 1000 - Brüssel - Belgien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GIE - GDF SUEZ ALLIANCE	16, rue de la Ville l'Evêque - 75383 Paris Cedex 08 - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ FINANCE SA	16, rue de la Ville l'Evêque - 75383 Paris Cedex 08 - Frankreich	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GDF SUEZ CC	Place du Trône, 1 - 1000 - Brüssel - Belgien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:
GENFINA	Place du Trône, 1 - 1000 - Brüssel - Belgien	100,0	100,0	100,0	100,0	FC:	FC:

30 HONORARE FÜR WIRTSCHAFTSPRÜFER UND DIE MITGLIEDER IHRER NETZE

Die Abschlussprüfer des Konzerns sind Deloitte, Ernst & Young und Mazars. Gemäß dem französischen Dekret Nr. 2008-1487 werden die den Abschlussprüfern und den Mitgliedern ihrer Netzwerke gezahlten Honorare in der folgenden Tabelle offengelegt.

30.1 Vom Konzern 2009 gezahlte Honorare an die Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netzwerke

	Ernst & Young		Deloitte		Mazars
in Millionen Euro	Betrag	%	Betrag	%	Betrag	%
---	---	---	---	---	---	---
Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft
• GDF SUEZ SA	2,3	12,3%.	1,6	8,8%.	1,8	24,5%.
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	13,8	74,4%.	13,7	75,0%.	4,9	68,1%.
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen
• GDF SUEZ SA	0,4	2,0%.	0,5	2,8%.	0,1	1,4%.
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	1,2	6,6%.	2,0	10,8%.	0,3	4,4%.
ZWISCHENSUMME	17,7	95,3%.	17,8	97,4%.	7,0	98,3%.
Sonstige Dienstleistungen
Steuern	0,8	4,2%.	0,4	2,4%.	0,1	1,1%.
Sonstige Dienstleistungen	0,1	0,5%.	0,0	0,2%.	0,0	0,6%.
ZWISCHENSUMME	0,9	4,7%.	0,5	2,6%.	0,1	1,7%.
SUMME1	18,6	100%.	18,2	100%.	7,2	100%

(1) Von den Beträgen für die quotenkonsolidierten Unternehmen, bei denen es hauptsächlich um Pflichtprüfungsaufträge geht, waren €1,7 Mio. für Deloitte, €0,6 Mio. für Ernst & Young und €0,2 Mio. für Mazars bestimmt.

Prüfungshonorare für andere Firmen als die Wirtschaftsprüfungsgesellschaften des Konzerns beliefen sich auf €3,7 Mio.

30.2 Vom Konzern 2008 gezahlte Honorare an die Abschlussprüfer und die Mitglieder ihrer Netzwerke

	Ernst & Young		Deloitte		Mazars
in Millionen Euro	Betrag	%	Betrag	%	Betrag	%
---	---	---	---	---	---	---
Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft1
• GDF SUEZ SA	6,0	27,9%	3,2	15,9%	3,3	38,4%
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	13,1	61,2%	12,5	62,5%	5,0	58,0%
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen
• GDF SUEZ SA	0,5	2,5%	1,7	8,4%	0,1	1,5%
• Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	1,4	6,6%	2,4	12,1%	0,1	0,8%
ZWISCHENSUMME	21,1	98,3%	19,8	98,9%	8,4	98,6%
Sonstige Dienstleistungen
Steuern	0,4	1,6%	0,2	0,8%	0,0	0,6%
Sonstige Dienstleistungen	0,0	0,1%	0,1	0,3%	0,1	0,8%
ZWISCHENSUMME	0,4	1,7%	0,2	1,1%	0,1	1,4%
SUMME2	21,4	100%	20,0	100%	8,6	100%

(1) Von den Beträgen im Zusammenhang mit der Fusion und dem Börsengang der SUEZ Environnement Company waren €0,5 Mio. für Deloitte, €3,6 Mio. für Ernst & Young und €1,3 Mio. für Mazars bestimmt.

(2) Von den Beträgen für die quotenkonsolidierten Unternehmen, bei denen es hauptsächlich um Pflichtprüfungsaufträge geht, waren €1,1 Mio. für Deloitte, €0,4 Mio. für Ernst & Young und €0,2 Mio. für Mazars bestimmt.

Prüfungshonorare für andere Firmen als die Wirtschaftsprüfungsgesellschaften des Konzerns beliefen sich auf €3,1 Mio.

Unsere Werte

Anspruch

Engagement

Mut

Zusammenhalt

Aktiengesellschaft mit einem Stammkapital von 2 260 976 267 Euro

Zentrale: 16-26, rue du Docteur Lancereaux

75008 Paris France

Tel.: +33 (0)1 57 04 00 00

Handelsregister Paris 542 107 651 RCS PARIS

UID: FR 13 542 107 651

gdfsuez.com

11.3 BESTÄTIGUNGSVERMERK DER ABSCHLUSSPRÜFER

Das ist eine freie Übersetzung des Berichts der Abschlussprüfer über den in französischer Sprache erstellten Konzernabschluss ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern.

Der Bericht der Abschlussprüfer enthält Informationen, die nach französischem Recht speziell für solche Berichte gefordert werden, ob in modifizierter Form oder nicht. Diese Information wird nach dem Prüfungsurteil über den Konzernabschluss gegeben und beinhaltet erläuternde Abschnitte hinsichtlich der Bewertungen bestimmter signifikanter Angelegenheiten der Rechnungslegung und Prüfung durch die Wirtschaftsprüfer. Diese Bewertungen wurden zu dem Zweck vorgenommen, ein Prüfungsurteil über den Konzernabschluss insgesamt abzugeben und nicht, um die Ordnungsmäßigkeit einzelner Saldopositionen oder von Informationen außerhalb des Konzernabschlusses zu bescheinigen.

Dieser Bericht ist im Zusammenhang mit dem französischen Recht zu lesen und gemäß diesem Recht auszulegen sowie nach den in Frankreich geltenden beruflichen Prüfstandards.

An die Aktionäre

In Erfüllung des uns von Ihrer Jahreshauptversammlung übertragenen Auftrags berichten wir Ihnen hiermit über das am 31. Dezember 2009 beendete Jahr über:

―	die Prüfung des beigefügten Konzernabschlusses von GDF SUEZ;
―	die Begründung unserer Bewertungen;
―	die speziell vom französischen Recht verlangte Überprüfung.

Dieser Konzernabschluss ist vom Aufsichtsrat genehmigt worden. Unsere Aufgabe ist es, zu diesem Abschluss ein Prüfungsurteil abzugeben, das auf unserer Prüfung beruht.

I. PRÜFUNGSURTEIL ZUM KONZERNABSCHLUSS

Wir haben unsere Prüfung nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt. Diese Standards verlangen, dass wir die Prüfung so planen und durchführen, dass wir hinreichende Sicherheit darüber erlangen, ob der Konzernabschluss frei von wesentlichen falschen Angaben ist. Eine Abschlussprüfung beinhaltet die Durchführung von Prüfungshandlungen unter Anwendung von Stichprobentechniken oder sonstigen Auswahlmethoden zur Erlangung von Prüfungsnachweisen für die im Konzernabschluss enthaltenen Wertansätze und sonstigen Angaben. Eine Abschlussprüfung umfasst auch die Beurteilung der Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden, der Plausibilität der vorgenommenen Schätzungen sowie die Beurteilung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Nach unserer Beurteilung vermittelt der Konzernabschluss in Übereinstimmung mit den IFRS, wie sie von der Europäischen Union verabschiedet wurden, ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage und der Bilanz des Konzern zum 31. Dezember 2009 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr. Ohne unser Prüfungsurteil einzuschränken, machen wir Sie auf die Erläuterung 1.1.1 zum Konzernabschluss aufmerksam, in der die Änderungen der Rechnungslegungsmethoden beschrieben sind, die aus der Anwendung neuer Standards und Interpretationen ab 1. Januar 2009 resultieren.

II. BERECHTIGUNG VON BEWERTUNGEN

Die Schätzungen wurden vor dem Hintergrund einer hohen Marktvolatilität und unsicherer wirtschaftlicher Aussichten vorgenommen, die eine Evaluierung der wirtschaftlichen Zukunft erschweren. Dieser Kontext, der bereits für das am 31. Dezember 2008 beendete Jahr eine vorrangige Rolle spielte, wird in Erläuterung 1.3 zum Konzernabschluss beschrieben. In diesem Kontext und gemäß den Forderungen aus Artikel L. 823-9 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) hinsichtlich der Berechtigung unserer Bewertungen möchten wir Ihnen das Folgende zur Kenntnis geben:

Schätzungen

Wie in Erläuterung 1.3 zum Konzernabschluss angegeben, wird von dem Konzern GDF SUEZ verlangt, Schätzungen und Annahmen vorzunehmen, um seinen Konzernabschluss zu erstellen. Diese kritischen Schätzungen beziehen sich auf die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von Vermögenswerten und Schulden von Gaz de France in Verbindung mit dem Unternehmenszusammenschluss und die Bewertung des Goodwill, der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte, Rückstellungen, derivativen Finanzinstrumente, nicht abgerechneten Erlöse (wie beim "Gas auf dem Gaszähler") und die Bewertung von steuerlichen Verlustvorträgen, die als latenter Steueranspruch erfasst werden. Erläuterung 1.3 zum Konzernabschluss legt auch dar, dass die künftigen Ergebnisse besagter Transaktionen von diesen Schätzungen abweichen können, je nach Annahmen oder veränderten Situationen.

―	Wie in Erläuterung 2.2.1 zum Konzernabschluss angegeben, schloss GDF SUEZ 2009 die Zuweisung des Kaufpreises zu Vermögenswerten und Schulden von Gaz de France ab. Die von uns einzuhaltenden Vorschriften bestehen darin, die Angemessenheit und Eignung der Methoden und Annahmen zu bewerten, mit denen die zugewiesenen Beträge bemessen wurden, und zu prüfen, ob Erläuterung 2 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben bietet.
―	Beim Goodwill, den Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten haben wir die Methoden untersucht, die für die Werthaltigkeitstests, die Daten und Annahmen angewandt wurden, sowie die Verfahren zur Billigung dieser Schätzungen durch das Management. Wir haben die Berechnungen des Konzerns überprüft und uns vergewissert, dass die Erläuterungen 5 und 9 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	Bei den Rückstellungen, insbesondere Rückstellungen für Wiederaufarbeitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen, Außerbetriebsetzung von Kernkraftwerken und Gas-Infrastruktureinrichtungen, Gerichtsprozesse und Ruhestandsleistungen und sonstige Arbeitnehmerleistungen haben wir die Grundlagen festgestellt, auf denen diese Rückstellungen gebildet wurden, und wir haben geprüft, ob die Erläuterungen 17, 18 und 27 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	Für die Bewertung von derivativen Finanzinstrumenten, die nicht an Finanzmärkten notiert sind, benutzt der Konzern interne Computer-Modelle, die für Marktgeschehen repräsentativ sind. Unsere Aufgabe bestand in der Prüfung des Systems zur Überwachung dieser Modelle und Bewertung der verwendeten Daten und Annahmen, einschließlich derer, die angewandt wurden, um im Kontext der Finanzkrise das Gegenparteirisiko zu bewerten, das beim Ansatz der derivativen Finanzinstrumente berücksichtigt wurde. Wir haben auch überprüft, dass die Erläuterungen 14 und 15 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	In Frankreich werden geliefertes, noch nicht abgerechnetes Erdgas ("Gas auf dem Gaszähler") und Strom mit einer Methode berechnet, die die durchschnittlichen Energieverkaufspreise und die historischen Verbrauchsdaten einbezieht. Unsere Aufgabe bestand in der Prüfung der Methoden und Annahmen zur Berechnung dieser Schätzungen und der Feststellung, dass die Erläuterung 1.3 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält.
―	Bei den steuerlichen Verlustvorträgen, die als latenter Steueranspruch erfasst werden, bestand unsere Aufgabe darin zu prüfen, dass die Kriterien für die Erfassung erfüllt waren, und die Annahmen zu bewerten, die den Prognosen steuerlicher Gewinne und dem entsprechenden Verbrauch steuerlicher Verlustvorträge zugrunde liegen. Wir haben auch überprüft, dass die Erläuterung 7 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält.

Rechnungslegungspolitik und -methoden

Wir haben die von dem Konzern GDF SUEZ angewandte rechnungslegerische Behandlung insbesondere auf Folgendes geprüft:

―	den Ausweis des Erwerbs von Minderheitsbeteiligungen und praktische Anwendungen der Bestimmungen von IAS 39 auf die Art von Verträgen, die als Teil "gewöhnlicher Geschäftstätigkeit" anzusehen sind, von Bereichen, die nicht den speziellen Bestimmungen der IFRS unterliegen, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden.,
―	die rechnungslegerische Behandlung von Konzessionsverträgen. Wir haben uns vergewissert, dass die Erläuterung 1 zum Konzernabschluss die entsprechenden diesbezüglichen Angaben enthält. Diese Bewertungen nahmen wir als Teil unserer Prüfung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses vor, sie trugen daher zu dem Urteil bei, das wir uns gebildet und im ersten Teil des Berichts zum Ausdruck gebracht haben.

III. SPEZIELLE PRÜFUNGEN

Wie gesetzlich gefordert, haben wir auch nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards die Informationen geprüft, die im Lagebericht des Konzerns gegeben werden.

Wir haben keine Einwände in Bezug auf die Übereinstimmung mit den tatsächlichen Verhältnissen und seiner Konsistenz mit dem Konzernabschluss.

Neuilly-sur-Seine und Paris - La Défense, März 2010

Die Wirtschaftsprüfer

DELOITTE & ASSOCIES

Jean-Paul Picard Pascal Pincemin

ERNST & YOUNG et Autres

Christian Mouillon Charles-Emmanuel Chosson

MAZARS

Philippe Castagnac Thierry Blanchetier