ENGIE - Audit Report / Information 2011

Publication

GDF SUEZ Energie Deutschland AG

(vormals: GDF SUEZ Energie Deutschland GmbH)

GDF Suez SA, Paris (Frankreich)

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum 31. Dezember 2011 gemäß § 291 HGB

GDF SUEZ S.A.

„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 2011

VON MENSCHEN FÜR MENSCHEN

I. LAGEBERICHT

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

2011 zeigte sich der Konzern leistungsstark, und das trotz eines schwierigen Klimas, gekennzeichnet durch ungewöhnlich warmes Wetter, Problemen mit Gaspreisen in Frankreich und noch immer auseinander driftenden Gas- und Ölpreisen inmitten anhaltend volatiler und ungewisser Energiekosten.

Die Erträge erreichten €90,7 Mrd., ein Plus von 7,3% auf berichteter Basis und 2,1% auf organischer Basis gegenüber 2010. Das Ertragswachstum wurde durch die starke internationale Expansion des Konzerns, die Konsolidierung von International Power ab Februar 2011, eine Absatzsteigerung bei Global Gas & LNG - insbesondere in den Geschäftsbetrieben Exploration und Produktion und LNG - und eine optimistisch stimmende Performance von SUEZ Environnement. vorangebracht.

Das EBITDA erreichte €16,5 Mrd., ein Plus von 9,5% im Jahresvergleich auf berichteter Basis (auf organischer Basis ein leichter Rückgang von 0,3%), und das trotz nachteiliger Witterungsverhältnisse und Preisschwierigkeiten in Frankreich. Das berichtete EBITDA-Wachstum wurde durch den Beitrag von International Power, die Auswirkung der Einrichtungen, die in allen Geschäftsbetrieben des Konzerns in Betrieb gestellt wurden, den Beitrag des Efficio-Programms für mehr Effizienz, das Wachstum im Umweltgeschäft und eine robuste Performance der Dienstleistungssegmente trotz eines rauen Wirtschaftsklimas in den meisten europäischen Märkten gesteigert. Diese Wachstumsfaktoren haben die starken negativen Auswirkungen der Witterungsverhältnisse und Gaspreise in Frankreich mehr als ausgeglichen. Nimmt man diese Wirkungen heraus, machte das EBITDA auf organischer Basis Fortschritte in Richtung der EBITDA-Zielvorgaben des Konzerns von €17,0 Mrd. bis €17,5 Mrd. für 2011.

Das kurzfristige Betriebsergebnis bewegte sich auf berichteter Basis um 2,1% nach oben und fiel durch die Abschreibungsaufwendungen und Belastungen der Rückstellungen,, die aus Unternehmenszusammenschlüssen und Inbetriebnahme von Einrichtungen über die Periode resultieren, knapper aus. Das kurzfristige Betriebsergebnis hatte bereits durch die Wirkung einer einmaligen Marktbewertung im Zusammenhang mit dem Ausweis des Unternehmenszusammenschlusses mit International Power gelitten.

Der Konzernanteil am Jahresüberschuss sank auf €4,0 Mrd. und spiegelt so die Witterungs- und Preisverhältnisse wider.

Die Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit waren mit €16,1 Mrd. im Jahresvergleich um 9,4% höher, was mit dem EBITDA-Wachstum konsistent ist.

Bereinigt um bestimmte durch Finanzierung besicherte Vermögenswerte und Derivate lag die Nettoverschuldung1 bei €37,6 Mrd., ein Rückgang um €4 Mrd. gegenüber der Pro-forma-Zahl von Ende Dezember 2010 (d. h. einschließlich International Power). Die Nettoverschuldung ging dank einer starken Generierung von Zahlungsmitteln, Gewinnen von €6.5 Mrd. durch Veräußerung von Vermögenswerten als Teil des Kapitalumschlagprogramms des Konzerns mit einem Volumen von €10 Mrd. und einer Senkung von €0,6 Mrd. nach der Klassifizierung der Beteiligung des Konzerns an dem Kraftwerk der Hidd Power Company bei den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten zurück.

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erträge	90.673	84.478	7,3%
EBITDA	16.525	15.086	9,5%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(7.115)	(5.899)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(294)	(265)
Anteilsbasierte Vergütung	(138)	(126)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.978	8.795	2,1%

Die Erträge des Konzerns betrugen 2011 €90,7 Mrd., +7,3% gegenüber 2010. Auf organischer Basis (ohne Änderungen der Umrechnungssätze und des Konsolidierungskreises) stiegen die Erträge im Jahresvergleich um 2,1%.

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit €4.785 Mio. positiv aus.

Zugänge zum Konsolidierungskreis fügten den Erträgen €5.841 Mio. hinzu, hauptsächlich durch die erstmalige Konsolidierung von International Power (Positivwirkung von €4.050 Mio.), die Umstrukturierung von Tätigkeiten, die der Konzern zuvor in Partnerschaft mit Acea in Italien ausgeführt hatte, die volle Konsolidierung von Agbar durch SUEZ Environnement, die erstmalige Konsolidierung von Utilicom, ProEnergie und Thion-Ne Varietur im Dienstleistungssegment und den Erwerb verschiedener Gasspeicherstätten in Deutschland.

Abgänge aus dem Konsolidierungskreis machten €1.056 Mio. aus und betrafen im Wesentlichen die Umstrukturierung der Konzerntätigkeiten in Italien und den Verkauf von Adeslas und Bristol Water durch SUEZ Environnement.

Änderungen bei den Wahrungsumrechnungen hatten eine Negativwirkung von €297 Mio., die hauptsächlich den Schwankungen beim US-Dollar geschuldet sind.

Alle Konzernsparten berichteten eine Steigerung ihres Ertragsbeitrages auf berichteter wie auf organischer Basis, mit Ausnahme von Energy France, bei dem der Absatz hauptsächlich wegen des besonders warmen Wetters über die Periode drastisch gesunken ist. Hinzu kommt eine sehr ungünstige Vergleichsbasis angesichts des kalten Wetters 2010.

1 Vgl Erläuterung 14 des Konzernabschlusses mit der neuen Definition für Nettoverschuldung.

Das EBITDA schob sich um 9,5% auf €16,5 Mrd. Bereinigt um die Auswirkung der Wechselkursänderungen und des Konsolidierungskreises blieb das EBITDA nahezu stabil (-0,3%).

in Millionen Euro

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit netto €1.528 Mio. positiv auf das EBITDA aus.

Zugänge zum Konsolidierungskreis fügten dem EBITDA €1.644 Mio. hinzu. Sie betrafen vor allem die Geschäftsvorfälle, die oben für Energy Europe & International beschrieben wurden (einschließlich €1.263 Mio. für International Power und Hidd Power Company), und die Sparten SUEZ Environnement, Energy Services und Infrastructures.

Abgänge aus dem Konsolidierungskreis machten €116 Mio. aus und betrafen in erster Linie die gleichen Unternehmen wie bei den Erträgen.

Die Auswirkung von Wechselkursänderungen auf das EBITDA waren nicht wesentlich (Negativwirkung €52 Mio.).

Das EBITDA ging auf organischer Basis um €38 Mio. bzw. 0,3% zurück:


―	Energy France berichtete eine drastische Verringerung des EBITDA um 50,7% auf organischer Basis, da der Gasabsatz durch das außergewöhnlich warme (Erdgasverkäufe) Wetter 2011 erheblich beeinträchtigt war. Zu diesem Einbruch beim EBITDA trugen auch Mindereinnahmen aus den Gastarifen bei, die sich mit €395 Mio. über das Jahr negativ auswirkten.
―	Das EBITDA der Business Area GDF SUEZ Energy Benelux & Germany blieb auf organischer Basis nahezu gleich, es rutschte um 0,5% ab. Die fortdauernden Anstrengungen, die betrieblichen Aufwendungen zurückzufahren, und die ganzjährliche Auswirkung des in den Niederlanden in Betrieb genommenen Kraftwerks halfen, die schmaleren Margen beim Strom (niedrigere Preise), die negativen Auswirkungen der Witterungsverhältnisse - vor allem auf den Gasabsatz - aufzufangen. Dazu kam der Wegfall einmaliger Faktoren, die die Performance 2010 gesteigert hatten (Erlös nach Auflösung von Steuerrückstellungen für nicht in Betrieb befindliche Anlagen);
―	das EBITDA für die Business Area GDF SUEZ Energy Europe sank um 4,3% aufgrund rauer Marktbedingungen in Europa (Preise, Volumen, Wetter, regulatorisches Umfeld) und des Wegfalls von Faktoren, die die Performance 2010 gesteigert hatten;
―	im Gegensatz dazu berichtete International Power ein kräftiges organisches EBITDA-Wachstum um 17,3%, in die Höhe getrieben durch die starken Betriebsergebnisses seiner Geschäftsbetriebe in Lateinamerika (positive Volumen- und Preiseffekte in Brasilien und Chile) und Nordamerika (robuste Performance aus LNG-Geschäften);
―	Global Gas & LNG berichtete eine Rückkehr zum zweistelligen organischen EBITDA-Wachstum (+ 13,5%), da eine gute Ertragskraft aus der Explorations- und Produktionstätigkeit (Auswirkungen kürzlich in Betrieb gestellter Einrichtungen auf das Volumen und positive Preisauswirkungen der Brent-Rohölpreise) und dem LNG-Geschäft (Zunahme der Umleitungen von Ladungen) halfen, die nachteilige Wirkung der Gas-/Ölpreisschere, der warmen Witterung und des sinkenden Absatzes bei europäischen Großkunden aufzufangen;
―	die Sparte Infrastructures erlebte einen EBITDA-Rückgang von 8,1% auf organischer Basis. Die Inbetriebnahme des LNG-Terminals Fos Cavaou und die Erhöhung der Transport- und Verteilungstarife fingen nur teilweise die Verringerung der Volumen durch das außergewöhnlich warme Wetter 2011 auf.
―	Energy Services verbuchte ein organisches EBITDA-Wachstum von 3,7%, was seine Fähigkeit beweist, auf das raue Wirtschaftsklima der meisten europäischen Märkte zu reagieren;
―	SUEZ Environnement berichtete ein organisches EBITDA-Wachstum von 3,1%, gefördert durch steigende Volumen und Preise für zurückgewonnene Sekundärrohstoffe und ein kräftiges Wachstum bei Agbar. Der Geschäftsbetrieb bei International wurde durch Verzögerungen beim Bau der Anlage in Melbourne behindert.

Das kurzfristige Betriebsergebnis kletterte gegenüber 2010 auf berichteter Basis um 2,1% auf €9,0 Mrd. Bereinigt um die Auswirkung der Änderungen der Wechselkurse und des Konsolidierungskreises sank das kurzfristige Betriebsergebnis um 6,8%. Das geht auf höhere Nettoabschreibungsaufwendungen und Belastungen von Rückstellungen im Ergebnis der in der Periode in Betrieb genommenen Einrichtungen zurück. Die Abschreibungsaufwendungen enthielten auch die negative Auswirkung der einmaligen Marktbewertung von €121 Mio. durch die Konsolidierung von International Power.

I.2 GESCHÄFTSENTWICKLUNG

I.2.1 ENERGY FRANCE

Konzernbeiträge in Millionen Euro	31. Dez.2011	31. Dez. 2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erträge	13.566	14.982	-9,5%
EBITDA	505	1.023	-50,7%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(430)	(374)
Anteilsbasierte Vergütung	(5)	(3)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	70	646	-89,2%

VERKAUFTE VOLUMEN

in TWh	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Änderung %
Gasverkäufe	219,2	292,4	-25%
Stromverkäufe	41,2	36,5	13%

KLIMAKORREKTUR - FRANKREICH

in TWh	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Änderung %
Klimakorrekturvolumen (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter)	(30,4)	25,8	(56,2)

Für das am 31.Dezember 2011 beendete Jahr sanken die Erträge der Sparte Energy France um €1.416 Mio. Der Rückgang bei den verkauften Gasvolumen wurde teilweise durch die Erhöhung der Strompreise und -volumen und den Anstieg der Gastarife aufgefangen, auch wenn das nicht den gesamten Anstieg der Lieferkosten widerspiegelt.

Die Erdgasverkäufe beliefen sich auf 219 TWh, ein Minus von 25% gegenüber 2010, vor allem aufgrund unterschiedlicher Witterungsverhältnisse in den beiden Perioden. GDF SUEZ hält weiterhin etwa 88% des Privatkundenmarkts und etwa 65% des Unternehmenskundenmarkts. Die Stromverkäufe stiegen um 13% auf 41 TWh, gefördert durch den gestiegenen Absatz bei Direktkunden.

Die Stromerzeugung (30 TWh) fiel um 8% wegen der außergewöhnlichen schlechten hydrologischen Bedingungen, die durch die 2010 in Betrieb gegangenen Wärmekraftwerke Combigolfe und Montoir-de-Bretagne und die Entwicklung von Windparks aufgefangen wurden.

Das EBITDA der Sparte ging im Jahresvergleich um €518 Mio. zurück, und zwar wegen der gemeinsamen Wirkung:


―	drastischer Unterschiede in den Witterungsverhältnissen, die sich mit 56 TWh negativ auf den Gasabsatz auswirkten, und fast 4,5 TWh bei der Stromerzeugung (hydrologische Bedingungen);
―	zusätzliche Mindereinnahmen bei den Gastarifen wirkten sich mit €395 Mio. negativ aus;
―	teilweise aufgefangen durch einen positiven Preiseffekt durch die vorgenommenen Sicherungstransaktionen (speziell Verkäufe, die zu den hohen Preisen von 2008 abgesichert waren).

Die Trends beim kurzfristigen Betriebsergebnis spiegeln die Trends beim EBITDA wider. Das kurzfristige Betriebsergebnis wurde auch durch einen Anstieg der Abschreibungsaufwendungen durch die Inbetriebnahme neuer Windpark- und Kraftwerksvermögenswerte beeinträchtigt.

Preistrends

Tarife für die öffentliche Versorgung

Die Tabelle unten zeigt die durchschnittliche Änderung der Tarife für die öffentliche Versorgung, die seit 2009 galten. Von Juli 2010 bis März 2011 blieben die Tarife stabil. Am 1. April 2011 führte der deutliche Anstieg der Gaslieferkosten zu einer Erhöhung von €2,45/MWh. Die Erhöhungen von €1,38/MWh und €2,16/MWh am 1. Juli und 1. Oktober 2011 betrafen nur die Industrie- und Dienstleistungskunden.

Diese Teileinfrierung der Tarife wurde teilweise durch eine Verfügung des Conseil d'Etat (dem höchsten Verwaltungsgericht Frankreichs) ausgesetzt. Im Nachgang zu dieser Entscheidung hat die Regierung am 22. Dezember 2011 ein neues Dekret verabschiedet, das die Lieferformel, die zur Berechnung der Tarife verwendet wurde, aktualisiert. Die überarbeitete Formel führt eine durchschnittliche Erhöhung um 4,4% ab 1. Januar 2012 ein.

Jahr	Durchschnittliche Tarifänderung
2009
1. Januar	€ pro MWh
30. April	€(5,28)(1) pro MWh
2010
1. April	€4,03 pro MWh
1. Juli	€2,28 pro MWh
1. Oktober	€ pro MWh
2011
1. Januar	€ pro MWh
1. April	€2,45 pro MWh

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

	Durchschnittliche Höhe der Tarifänderung für Industrie- und Dienstleistungskunden
1. Juli	€1,38 pro MWh
1. Oktober	€2,16 pro MWh

Bezugstarife

Bezugstarife werden vierteljährlich überprüft, um Änderungen des Wechselkurses Euro/Dollar, Änderungen des Preises für einen Warenkorb mit Ölerzeugnissen und Änderungen der Erdgaspreise am TTF-Markt zu berücksichtigen.

Jahr	Durchschnittliche Tarifänderung
2009
1. Januar	€(8,52) pro MWh
1. April	€(9,69) pro MWh
1. Juli	€1,38 pro MWh
1. Oktober	€3,88 pro MWh
2010
1. Januar	€0,48 pro MWh
1. April	€1,41 pro MWh
1. Juli	€3,14 pro MWh
1. Oktober	€ pro MWh
2011
1. Januar	€(0,58) pro MWh
1. April	€3,29 pro MWh
1. Juli	€3,68 pro MWh
1. Oktober	€(0,33) pro MWh

I.2.2 ENERGY EUROPE & INTERNATIONAL

I.2.2.1 Kennzahlen

	31. Dez. 2011				31. Dez. 2010
Konzernbeiträge in Millionen Euro	Benelux & Germany	Europe	International Power	Energy Europe & International	Benelux/ Germany	Europe
---	---	---	---	---	---	---
Erträge	13.901	7.001	15.754	36.656	14.257	6.491
EBITDA	2.216	1.061	4.225	7.453	2.272	1.053
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(737)	(459)	(1.470)	(2.666)	(610)	(447)
Anteilsbasierte Vergütung	(9)	(3)	(1)	(12)	(6)	(1)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.471	600	2.754	4.775	1.657	604

	31. Dez. 2010
Konzernbeiträge in Millionen Euro	International Power	Energy Europe & International	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
---	---	---	---
Erträge	11.022	31.770	+15,4%
EBITDA	2.533	5.831	+27,8%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(827)	(1.884)
Anteilsbasierte Vergütung	(3)	(10)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.704	3.937	+21,3%

Die folgenden Daten enthalten nicht die Beiträge aus Zentralbereichen.

I.2.2.2 Benelux & Germany

Die in Benelux und Deutschland verkauften Stromvolumen fielen um 8,3% auf 120,4 TWh, während die Erträge gegenüber 2010 auf €557 Mio. zurückgingen. Die Performances gingen über die Region gesehen weit auseinander: Die Volumen stürzten in Belgien und Luxemburg, gingen in den Niederlanden leicht zurück und blieben in Deutschland stabil.


―	In Belgien und Luxemburg wurde der Volumenrückgang - der hauptsächlich den Absatz bei Geschäftskunden betraf - fast vollständig durch einen Anstieg der Verkaufspreise aufgefangen, denn die höheren Kosten für die Übertragungs- und Verteilungsnetze wurden an diese Kunden weitergegeben.
―	In den Niederlanden gingen die Erträge um €187 Mio. bzw. 12,2% zurück, gedrückt durch den Rückgang bei Volumen und durchschnittlichen Verkaufspreisen quer durch alle Kundensegmente.
―	In Deutschland war der erhöhte Absatz von €40 Mio. (3,1%) primär dem Ansteigen der durchschnittlichen Preise über alle Kundensegmente zuzuschreiben.
―	Außerhalb der Region Benelux & Deutschland ging der Absatz um 4,0 TWh zurück und liegt jetzt bei gerade €649 Mio.

Die Erträge aus Gasverkäufen rutschten um 1,6% ab bei einem Rückgang der verkauften Volumen um 7,9 TWh (8,8%). Die Abwärtsbewegung bei den Volumen wurde teilweise durch den Anstieg der Verkaufspreise aufgefangen, was den Marktentwicklungen vor allem in Belgien entspricht. Milderes Wetter 2011 sorgte für ein um 11,6 TWh geringeres Volumen.

Das EBITDA für die Business Area GDF SUEZ Energy Benelux & Germany erreichte Ende 2011 €2.216 Mio., ein Minus von 2,5% im Jahresvergleich. Auf organischer Basis rutschte das EBITDA um 0,5% ab:


―	die Business Area erhielt Auftrieb durch die ganzjährliche Auswirkung der neuen Anlage Maxima in den Niederlanden, die im Oktober 2010 in Betrieb gegangen war;
―	trotz verbesserter Performance aus dem europäischen Portfolio wurde die Energie-Marge in Belgien durch die fallenden Strompreise am Markt gedrückt;
―	der Absatz bei Gas ging drastisch zurück, ein Opfer der ungünstigen Witterungsverhältnisse;
―	anhaltende Anstrengungen zur Senkung der Betriebskosten in der Business Area halfen, diesen Faktoren in gewissem Maße entgegenzutreten.

Das kurzfristige Betriebsergebnis von GDF SUEZ Energy Benelux & Germany erreichte 2011 €1.471 Mio. gegenüber €1.657 Mio. im Vorjahr. Außer dem Rückgang beim EBITDA war das kurzfristige Betriebsergebnis durch höhere Abschreibungsaufwendungen aufgrund der frühen Schließung von Kraftwerken in Belgien und den Niederlanden, der Inbetriebnahme der (Biomasse-)Kraftwerke Maxima und Gelderland und der von E.ON erworbenen Vermögenswerte beeinträchtigt.

1.2.2.3 Europe

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit €211 Mio. positiv auf den Ertrag aus. Sie hingen hauptsächlich mit der Umstrukturierung von Tätigkeiten zusammen, die der Konzern vorher in Partnerschaft mit Acea in Italien ausführte. Änderungen der Wechselkurse hatten eine negative Wirkung von €28 Mio.

Das organische Wachstum der Erträge um 5,5% (€327 Mio.) im Jahresvergleich resultierte im Wesentlichen aus:


―	der Region Italien und Griechenland (+€459 Mio.), angehoben aufgrund von Entwicklungsprogrammen, die zur Inbetriebnahme des Kraftwerks Héron 2 im August 2010 führten, und eines Anstiegs der Kundenzahlen dank seiner Absatztätigkeit in Italien. Inmitten schwieriger Marktbedingungen gingen die Erträge auch durch eine Erhöhung der regulierten Stromtarife und das Wachstum beim Verkauf virtueller Kraftwerke (VPP) nach oben;
―	Spanien und Portugal (-€215 Mio.), die einen erheblichen Rückgang der Stromerzeugung um 4,3 TWh im Gefolge ungünstiger Spark Spreads berichteten;
―	Mittel- und Osteuropa, die um €83 Mio. gestiegene Erträge verbuchten. Das Gasgeschäft florierte durch Preiserhöhungen, die in einigen Ländern nur zum Teil höhere Kosten widerspiegelten, und durch einen Anstieg verkaufter und verteilter Volumen in Rumänien (+3,7 TWh).

Das EBITDA für die Business Area GDF SUEZ Energy Europe erreichte für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr €1.061 Mio., +€8 Mio. bzw. 0,8% nach berichteten Zahlen. Auf organischer Basis ging das EBITDA um €42 Mio. bzw. 4,3% zurück und zeigt damit:


―	ein negatives organisches EBITDA-Wachstum von €24 Mio, in Mittel- und Osteuropa, hauptsächlich durch ein Nachlassen der Gasverkaufstätigkeit in Rumänien, niedergedrückt durch den Druck auf Lieferkosten, die Unterbrechung lokaler Kohlelieferungen in Polen und einen Volumenrückgang bei Nebendienstleistungen in Ungarn. Der Rückgang wurde teilweise durch bessere Gasbeschaffungsbedingungen in der Slowakei nach Neuverhandlung seines größten Liefervertrages aufgefangen;
―	einen Anstieg um €18 Mio. beim EBITDA auf organischer Basis für die Region Italien und Griechenland, schwierigen Marktbedingungen zum Trotz, angetrieben durch ein Wachstum bei den Absatzaktivitäten, eine Erhöhung der regulierten Tarife und den Beitrag aus dem Kraftwerk Héron 2;
―	eine EBITDA-Verringerung um €59 Mio. für Spanien und Portugal, vor allem aufgrund hoher Vergleichszahlen (2010 wurde durch Einmalentschädigungszahlungen für ein im Bau befindliches Kraftwerk angehoben) und einer erheblichen Negativwirkung durch die Volumen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Business Area sank 2011 auf organischer Basis um 12,0% auf €600 Mio. Der Abwärtstrend wurde im Wesentlichen durch die gleichen Faktoren wie beim EBITDA ausgelöst.

1.2.2.4 International power

	31. Dez. 2011
Konzernbeiträge in Millionen Euro	Latin America	North America	Europe IP	META	Asia	Australia
---	---	---	---	---	---	---
Erträge	3.694	4.830	3.410	1.175	1.764	877
EBITDA	1.736	1.015	600	304	332	347
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(404)	(445)	(310)	(59)	(94)	(156)
Anteilsbasierte Vergütung
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.332	570	290	245	238	191

	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Konzernbeiträge in Millionen Euro	International Power	Latin America	North America	Europe IP	META	Asia
---	---	---	---	---	---	---
Erträge	15.754	3.208	4.215	1.493	727	1.380
EBITDA	4.225	1.475	617	95	187	233
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(1.470)	(349)	(319)	(65)	(20)	(72)
Anteilsbasierte Vergütung	(1)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	2.754	1.126	298	29	168	162

	31. Dez. 2010
Konzernbeiträge in Millionen Euro	Australia	International Power	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
---	---	---	---
Erträge		11.022	+42,9%
EBITDA		2.533	+66,7%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen		(827)
Anteilsbasierte Vergütung		(3
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS		1.704	+61,6%

Die folgenden Daten enthalten nicht die Beiträge aus Zentralbereichen.

Die Erträge für die Business Area International Power beliefen sich auf €15.754 Mio., +42,9% nach berichteten Zahlen und 8,3% auf organischer Basis. Zusätzlich zu der Auswirkung der Änderungen des Konsolidierungskreises in Höhe von €4,2 Mrd. (die vor allem die Konsolidierung der Vermögenswerte von International Power widerspiegelten) wurden die Erträge auch durch das Wachstum in Lateinamerika mit den neuen Einrichtungen, die in Brasilien und Panama in Betrieb gestellt wurden, in Asien und dem Nahen Osten, der Türkei und Afrika in die Höhe gebracht sowie mit dem LNG-Geschäft in Nordamerika und mit der Privatkundentätigkeit in Großbritannien und der sonstigen europäischen Region.

Die Trends bei den Erträgen für die Business Area 2011 sind im Bericht von International Power vom 8. Februar 2012 beschrieben.

Das EBITDA erreichte für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr €4.225 Mio. und stieg damit noch deutlicher als die Erträge (+66,7% nach berichteten Zahlen und 17,3% auf organischer Basis). Das organische EBITDA-Wachstum wurde vor allem durch Lateinamerika und Nordamerika in die Höhe getrieben.

Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf €2.754 Mio., verglichen mit €1.704 Mio. für 2010, ein Anstieg um 61,7% nach berichteten Zahlen und um 24,2% auf organischer Basis.

Latin America

Die Erträge für die Region Lateinamerika erreichten €3.694 Mio., +€486 Mio. auf berichteter Basis. Die Erträge beinhalten eine Nettoauswirkung von €121 Mio. von Änderungen des Konsolidierungskreises wegen des Erwerbs der beherrschenden Beteiligung am LNG-Terminal Mejillones in Chile in der zweiten Hälfte 2010. Wechselkursfluktuationen wirkten sich in Höhe von €60 Mio. negativ aus. Das organische Ertragswachstum spiegelt die Erhöhung der durchschnittlichen Verkaufspreise vor allem in Brasilien sowie die Ausweitung der Geschäftstätigkeit in Chile und Panama wider.

Die Stromverkäufe blieben stabil, sie stiegen um 0,6 TWh auf 49,2 TWh. Die Gasverkäufe kletterten um 4,1 TWh auf 17 TWh, vor allem durch die Inbetriebnahme des LNG-Terminals Mejillones in Chile in der ersten Hälfte 2010.

Das EBITDA stieg um €261 Mio. auf €1.736 Mio., das ist eine Zunahme von €237 Mio. bzw. 16,2% auf organischer Basis. Das reflektiert:


―	für Brasilien neue Verträge mit höheren Preisen, Inflation, eine höhere Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken (nach Inbetriebnahme der ersten Estreito-Einheiten) mit größeren Margengewinnen. Diesem positiven Trends stand ein Rückgang bei der Wärmeerzeugung entgegen, die 2010 eine beachtliche Höhe erreicht hatte;
―	für Chile ein Wachstum bei den Margen, angetrieben durch eine Zunahme verkaufter Volumen (Minera Esperanza) und gestiegene Produktionskosten, die an die Kunden weitergegeben wurden (E.CL profitierte dabei von seiner Kohlepreis-Indizierung). Für Verzug bei der Inbetriebnahme der Kraftwerke CTA und CTH wurden Entschädigungszahlungen in Höhe von €45 Mio. ausgewiesen;
―	für Panama das Kraftwerk Bahia Las Minas, das Entschädigungszahlungen für den Verzug bei der Umstellung des Kraftwerks auf Kohle vereinnahmte und von wachsenden Margen nach Inbetriebnahme des Kohlewerks profitierte. Spot-Geschäfte mit verkauften Volumen nahmen auch zu. Die Inbetriebnahme der ersten Einheiten von Dos Mares, nämlich Lorena 1 (18 MW) und Lorena 2 (18 MW), wirkte sich ebenfalls positiv aus.

Das kurzfristige Betriebsergebnis stieg um €206 Mio. auf €1.332 Mio., ein Plus von €203 Mio. bzw. 18,2% auf organischer Basis. Dem EBITDA-Wachstum standen teilweise höhere Abschreibungsaufwendungen vor allem wegen der Inbetriebnahme der ersten Einheiten von Estreito (Brasilien), der Kraftwerke CTA und CTH (Chile) sowie der ersten Einheiten von Dos Mares und des Kohlewerks (Panama) entgegen.

North America

Änderungen der Wechselkurse wirkten sich mit €191 Mio. negativ auf die Erträge aus. Sie hängen hauptsächlich mit der Abwertung des US-Dollar zusammen. Zugänge zum Konsolidierungskreis fügten den Erträgen €743 Mio. hinzu, sie zeigen die Konsolidierung der Vermögenswerte von International Power ab Februar 2011.

Die Stromverkäufe hatten einen Umfang von 78,3 TWh, das ist ein Anstieg um 1,5 TWh auf organischer Basis, dank einer starken Performance des Privatkundengeschäfts. Das Produktionsgeschäft berichtete einen organischen Rückgang der Erträge, niedergedrückt durch einen Rückgang verkaufter Volumen um 2,8 TWh auf 25,7 TWh und durch ungleiche Preisauswirkungen an jedem Markt.

Die Erdgasverkäufe außerhalb des Konzerns1 erreichten 63,4 TWh und lagen damit auf einer Linie mit 2010. Die Erträge wurden durch höhere Preise infolge der Umleitung von LNG-Ladungen zu anderen Märkten und den Anstieg der durchschnittlichen Preise nach Absicherung für das LNG-Geschäft in den Vereinigten Staaten angehoben.

Das EBITDA für die Region Nordamerika betrug 2011 €1.015, ausgehend von den berichteten Zahlen ist das ein Anstieg um €398 Mio. Nimmt man eine negative Wirkung durch Devisen von €27 Mio., vor allem wegen der Abwertung des US-Dollar, und eine positive Wirkung von €274 Mio. durch Änderungen des Konsolidierungskreises (Konsolidierung der Vermögenswerte von International Power) heraus, machte das organische EBITDA-Wachstum für Nordamerika 25,6% bzw. €151 Mio. aus. Vorangetrieben wurde das EBITDA-Wachstum hauptsächlich durch:

―

das LNG-Geschäft (+€134 Mio.), das von den höheren Preisen nach Umleitung von LNG-Frachten an andere Märkte, einschließlich Asien und Europa, profitierte.

―

Die starke Performance aus dem Energieabsatz an Privatkunden (+€19 Mio.) wurde durch Gewinne bei Volumen und Margen im Gefolge einer größeren Marktstabilität sowie niedrigerer Einkaufskosten vorangebracht.

―

Das EBITDA aus den Stromerzeugungsgeschäften blieb stabil (es rutschte €7 Mio. bzw. 1,5% auf organischer Basis nach unten):


―	am ERCOT-Markt in Texas schnellten die Geschäfte durch sehr hohe Strompreisspitzen dank günstiger Witterungsverhältnisse und einer guten Verfügbarkeit von Kraftwerken nach oben,
―	die Bedingungen am NEPOOL-Markt (New England) blieben mit geringen Kapazitätspreisen hart. Die Ertragskraft von Biomasse-Anlagen war durch das Auslaufen einiger langfristiger Verträge Ende 2010 beeinträchtigt. Diese Negativwirkungen des Marktes wurden gut durch Schadenersatzzahlungen der Versicherung dafür aufgefangen, dass das Pumpspeicher-Wasserkraftwerk Northfield Mountain 2010 nicht zur Verfügung stand.
―	Vermögenswerte an den Märkten in New York und den PJM-Märkten waren durch das Ende mehrerer attraktiver langfristige Stromlieferverträge 2011 sowie durch ungeplante Abschaltungen betroffen,
―	eine gute Ertragskraft anderer vertraglich gebundener Vermögenswerte wurde durch ungeplante Abschaltungen des Kohlekraftwerks Red Hill in Mississippi mehr als aufgefangen.

1 Erdgasverkäufe betrugen auf organischer Basis, einschließlich der Verkäufe innerhalb des Konzerns, 88,4 TWh. das ist ein Plus von 20,5 TWh.

Das kurzfristige Betriebsergebnis des Nordamerika-Geschäfts von International Power stieg 2011 um €194 Mio. auf organischer Basis auf €570 Mio. an. Die Gründe für die Aufwärtsbewegung sind im Wesentlichen die gleichen wie oben für das EBITDA erklärt.

Großbritannien und sonstiges Europa

Wechselkursänderungen wirkten sich mit €16 Mio. negativ auf die Erträge aus, während Änderungen des Konsolidierungskreises eine positive Wirkung von €1.844 Mio. hatten und vor allem auf die Konsolidierung der europäischen Vermögenswerte von International Power zurückzuführen waren.

Auf organischer Basis stiegen die Erträge im Jahresvergleich um 6,1%, angetrieben hauptsächlich durch Absatzaktivitäten und insbesondere das Volumen-Wachstum von 2,2 TWh: kombiniert mit einem positiven Preiseffekt.

Das EBITDA für die Region erreichte für das Jahr €600 Mio., +€505 Mio. auf berichteter Basis. Die Region berichtete ein organisches EBITDA-Wachstum von €5 Mio. (5,0%), die vor allem für niedrigere Betriebskosten von Teesside standen, teilweise aufgefangen durch einen Rückgang des erzeugten Stromvolumens von 5,3 TWh wegen schleppender Marktpreise, gekoppelt mit geringeren Margen beim Absatz.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Region sank 2011 auf organischer Basis um 2,5% auf €290 Mio.

Naher Osten, Türkei und Afrika

International Power Middle East, Turkey & Africa erlebte, wie die Erträge für das Jahr um 61,6% auf berichteter Basis nach oben schnellten, das ist ein Plus von €1.175 Mio., das hauptsächlich der Konsolidierung der Vermögenswerte von International Power und der Vollkonsolidierung der Hidd Power Company in Bahrain zu verdanken ist. Berücksichtigt man diese Auswirkungen und den negativen Deviseneffekt von €41 Mio. durch den Wertverlust des US-Dollar, erreichte das organische Ertragswachstum €142 Mio. bzw. 20,6%.

Der Fortschritt bei den Erträgen wurde hauptsächlich durch den Verkauf von Strom und Gas in der Türkei und die Geschäfte und den Wartungsgeschäftsbetrieb in Oman erzielt.

Die Stromverkäufe der Region stiegen um 10,6 TWh auf 18,7 TWh, gestärkt vor allem durch Änderungen des Konsolidierungskreises (Konsolidierung der Vermögenswerte von International Power).

Die Erdgasverkäufe kletterten um 1,1 TWh auf 3,9 TWh.

Das EBITDA für International Power Middle East, Turkey & Africa stieg um €117 Mio. bzw. 62,3% nach berichteten Zahlen auf €304 Mio. Schließt man die Auswirkungen der Änderungen des Konsolidierungskreises (Konsolidierung von Vermögenswerten von International Power) aus, fiel das EBITDA um 2,4% bzw. €4 Mio. Das reflektiert:


―	rückläufige Fördergelder im Nahen Osten, wo die Gelder für die Projekte Ras Laffan C und Suweihat 2011 geringer als die für die Projekte Riyadh II und Barka III/Sohar II 2010 waren;
―	eine verbesserte Ertragskraft aus Betriebs- und Wartungstätigkeit, die durch das erste volle Betriebsjahr des Kraftwerks Marafiq und den Ersatzteilverkauf angehoben wurde;
―	ein EBITDA-Wachstum für Baymina in der Türkei mit einer Einmalzahlung an TETAS, den Hauptkunden des Kraftwerks, 2010. Ein Anstieg verkaufter Gasvolumen ließ das EBITDA von Izgaz anwachsen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Region betrug €245 Mio., ein Plus von €78 Mio. bzw. 46,2% nach berichteten Zahlen. Schließt man die Auswirkungen der Änderungen des Konsolidierungskreises aus, ging das kurzfristige Betriebsergebnis um 13,2% bzw. €21 Mio. auf organischer Basis zurück. Neben dem verringerten EBITDA spiegelt die Abnahme den Wegfall der aufgelösten TETAS-Rückstellung wider, die 2010 das kurzfristige Betriebsergebnis angehoben hatte.

Asia

Schließt man die positive Wirkung von Gewinnen beim Singapur-Dollar und dem schwächeren thailändischen Baht (€1 Mio.), die Konsolidierung von Vermögenswerten von International Power und die Quotenkonsolidierung von Vermögenswerten der Gasverteilung in Thailand ein, erreichte das organische Ertragswachstum €162 Mio. bzw. 11,7%.

Die Fortschritte bei den Erträgen wurden hauptsächlich von Thailand angeführt mit der Inbetriebnahme der Anlagen CFB3 und Phase V und durch die verbesserte Ertragskraft der Geschäfte in Singapur.

Das EBITDA für die Region Asien betrug 2011 €332 Mio., das ist auf berichteter Basis ein Plus von €99 Mio. Bereinigt um die negative Devisenwirkung von €1 Mio. und die Positivwirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises von €63 Mio., stieg das EBITDA um €37 Mio.


―	In Thailand wurde der Wachstumsschub durch die Einheiten CFB3 und Phase V von Glow und die von Gheco One vereinnahmten Entschädigungszahlungen teilweise durch die ungünstigen Witterungsverhältnisse in Laos aufgefangen.
―	Für Singapur berichtete Senoko eine Zunahme des EBITDA um €22 Mio., angehoben durch gewachsene Margen bei Verkaufsverträgen mit Industriekunden und Marktchancen in der Jahresmitte.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Region stieg 2011 auf organischer Basis um €22 Mio. (13,5%) auf €238 Mio. Die Gründe für die Aufwärtsbewegung sind im Wesentlichen die gleichen wie oben für das EBITDA beschrieben.

Australien

Die Erträge von International Power Australia erreichten €877 Mio. und spiegelten den Beitrag von Vermögenswerten von International Power wider.

Der Beitrag der Region zum EBITDA (€347 Mio.) und das kurzfristige Betriebsergebnis (€191 Mio.) kamen gänzlich von den Vermögenswerten von International Power, d. h. von Änderungen des Konsolidierungskreises.

I.2.3 GLOBAL GAS & LNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erträge der Sparten	21.731	20.793	+4,5%
Ergebnisbeitrag zum Konzern	9.936	9.173	+8,3%
EBITDA	2.386	2.080	+14,7%
Abschreibung und Rückstellungen	1.217	(1.116)
Anteilsbasierte Vergütung	(5)	(4)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.164	961	+21,2%

Die Gesamterträge der Sparte Global Gas & LNG, einschließlich Dienstleistungen innerhalb des Konzerns, stiegen im Jahresvergleich um €938 Mio. (4,5%) auf berichteter Basis auf €21.731 Mio.

Der Ergebnisbeitrag erreichte 2011 €9.936 Mio., ein Plus von €763 Mio. bzw. 8,3% gegenüber 2010 und von 9,6% auf organischer Basis.

Der Ergebnisbeitrag stützte sich weitgehend auf das starke Wachstum bei Exploration und Produktion und der LNG-Geschäftsbetriebe und in einem geringeren Umfang auf den Absatz der Business Unit Gas Supplies. So konnte die Absatzeinbuße bei europäischen Key Accounts aufgefangen werden.

Der gewachsene Ergebnisbeitrag der Sparte reflektiert hauptsächlich:


―	einen Anstieg der Kohlenwasserstoffproduktion im Geschäftsbetrieb Exploration und Produktion nach dem Anlaufen der Felder Gjøa und Vega in Norwegen und die Auswirkung steigender Rohstoffpreise. Die gesamte Kohlenwasserstoffproduktion stieg 2011 von 51,1 Mbep im Jahr 2010 um 6,7 Mbep auf 57,8 Mbep1 ;
―	das Wachstum externer LNG-Verkäufe mit einer Volumenzunahme von 7 TWh. 2011 erreichten die externen LNG-Verkäufe 41 TWh, das sind 45 Tankschiffladungen. Davon gingen 24 nach Asien (2010 waren es 34 TWh und 39 Ladungen, davon 16 Ladungen nach Asien). Das LNG-Geschäft kam auch durch die gestiegenen Rohstoffpreise in Schwung;
―	ein Wachstum der kurzfristigen Absatzvolumen bei steigenden Marktpreisen auf 111 TWh2 für 2011 (2010: 90 TWh);
―	einen Rückgang des Erdgasabsatzes beim europäischen Key-Account-Portfolio um 20 TWh in einem von starkem Wettbewerbsdruck gekennzeichneten Klima, in dem die Absatzvolumen von 164 TWh 2010 auf 144 TWh 2011 fielen.

Das EBITDA für die Sparte Global Gas & LNG erreichte €2.386 Mio. gegenüber €2.080 Mio. für 2010, das ist ein Anstieg um €306 Mio. bzw. 14,7% nach berichteten Zahlen und um 13,5% auf organischer Basis.

Die Zunahme des EBITDA veranschaulicht:


―	Fortschritte im Explorations- und Produktionsgeschäft durch die Inbetriebnahme der Ölfelder Gjøa und Vega in Norwegen Ende 2010 und die gestiegenen Rohstoffpreise in der Periode;
―	eine verbesserte Ertragskraft aus dem LNG-Geschäft, insbesondere in Asien;
―	ein Auffangen der Abwärtsbewegung im Gasliefergeschäft 2011 infolge der Auswirkung der Gas-/Ölpreisspannen und insbesondere des milden Wetters über die Periode sowie den Rückgang der Absatzvolumen bei europäischen Key Accounts.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Sparte stieg 2011 auf berichteter Basis um €203 Mio. bzw. 21,2% auf €1.164 Mio.

1 einschließlich 37,6 Mbep für den Produktionsbeitrag 2011 gegenüber 34,6 Mbep 2010.

2 Eingeschlossen die Verkäufe an andere Betreiber.

I.2.4 INFRASTRUCTURES

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erträge der Sparten	5.703	5.891	-3,2%
Ergebnisbeitrag zum Konzern	1.491	1.203	+23,9%
EBITDA	2.991	3.223	-7,2%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(1.189)	(1.148)
Anteilsbasierte Vergütung	(10)	(3)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.793	2.071	-13,4%

Die Gesamterträge der Sparte Infrastructures, einschließlich der konzerneigenen Dienstleistungen, erreichten 2011 €5.703 Mio. Das ist ein Minus von 3,2% gegenüber 2010, primär einer Abnahme von von GrDF transportierten Volumen um 71 TWh geschuldet, die hauptsächlich auf das milde Wetter und die geringeren Verkäufe von Speicherkapazität in Frankreich zurückging.

Die Ertragsentwicklungen zeigen auch:


―	die anlaufende Geschäftstätigkeit in Fos Cavaou. Dort wurde am 1. April 2010 mit 20% der Kapazität gearbeitet, am 1. November 2010 waren es 100%;
―	neue Transporttarife in Frankreich, die ab 1. April 2010 um 3,9% und am 1. April 2011 um 2,9% gestiegen waren;
―	neue Tarife für den Zugang zu Verteilungsinfrastruktureinrichtungen, die am 1. Juli 2010 um 0,8% angehoben und in der Folge am 1. Juli 2011 um -1,85% gekürzt worden waren;
―	neue Gasspeicherstätten, die Storengy am 31. August 2011 in Deutschland erworben hat. GDF SUEZ gehört zu den vier führenden Betreibern von Erdgasspeichern in Deutschland und ist in Europa die Nr. 1 beim Absatz von Speicherkapazität.

Der Beitrag der Sparte zum Konzernertrag betrug €1.491 Mio., das sind 23,9% mehr als 2010. Der erhöhte Beitrag bedeutet:


―	mehr Transport-, Speicher- und Terminal-Dienstleistungen namens Dritter als Folge eines zunehmend deregulierten Marktes;
―	die anlaufende Geschäftstätigkeit in Fos Cavaou;
―	neue Gasspeicher, die Storengy am 31. August 2011 in Deutschland erworben hat.

Das EBITDA für die Sparte Infrastructures lag im Jahresvergleich mit €2.991 Mio. um 7,2% niedriger, was hauptsächlich den Rückgang der Erträge widerspiegelt.

Das kurzfristige Betriebsergebnis für die Sparte Infrastructures lag bei €1.793 Mio., ein Minus von 13,5% gegenüber 2010, was auf einer Linie mit den EBITDA-Trends liegt.

I.2.5 ENERGY SERVICES

Konzernbeiträge in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erträge	14.206	13.486	5,3%
EBITDA	1.005	923	8,9%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(308)	(302)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(28)	(14)
Anteilsbasierte Vergütung	(14)	(9)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	655	598	9,5%

Die Erträge der Sparte Energy Services lagen 2011 bei €14.206 Mio., das sind im Jahresvergleich nach berichteten Zahlen 5,3% mehr, +3,0% auf organischer Basis.

In Frankreich rutschten die Erträge für Dienstleistungen (Cofely France) auf organischer Basis um 1,8% nach unten, wobei die positive Entwicklung des Handels und die besseren Energiepreise die ungünstigen Witterungsverhältnisse auffingen. Installations- und Wartungstätigkeit erbrachten ein organisches Wachstum von 9,8%, angespornt durch Ertragsgewinne bei Ineo (+7,5%), im Environmental and Refrigeration Engineering-Geschäft (+11,8%) und bei Endel (+13,2%).

Belgien und die Niederlande berichteten ein organisches Ertragswachstum von 7,3% bzw. 12,3%. Für Belgien zeigt dieser Trend eine gute Auftragsauslastung der Installationsgeschäftsbetriebe sowie eine robuste Entwicklung des Handels. In den Niederlanden gewann der Absatz an Fahrt, als die Produktion zügig mit neuen Großaufträgen anlief, die das Geschäft 2011 anhoben.

Tractebel Engineering berichtete einen leichten Rückgang des organischen Ertragswachstums um 1,9%. Das reflektiert die große Zahl von Großprojekten im Vergleichszeitraum 2010 sowie Verzögerungen bei Aufträgen für Infrastruktureinrichtungen und die internationalen Tochtergesellschaften, die teilweise durch einen starken Schub aus dem Energiegeschäft aufgefangen werden.

Schließt man Frankreich und Benelux aus, gingen die organischen Erträge der Sparte in Nordeuropa (vor allem Großbritannien) um 4,5% zurück. In Südeuropa sanken die Erträge um 6,4%, nach unten gezogen insbesondere durch Italien und Spanien. Die Business Unit International Overseas lieferte ein organisches Ertragswachstum von 2,6% ab.

Das EBITDA der Sparte Energy Services lag bei €1.005 Mio., das sind nach berichteten Zahlen 8,9% mehr, 3,7% auf organischer Basis. Das gestiegene EBITDA beweist die Fähigkeit der Sparte, in dem rauen Wirtschaftsklima der meisten ihrer europäischen Märkte gute Ertragskraft zu erzielen. Mit Ausnahme von Cofely France konnte das EBITDA aller Geschäftsbetriebe starke Gewinne erzielen oder stabil bleiben.

In Frankreich waren die Dienstleistungen durch ungünstiges Wetter im ganzen Jahr, Druck auf die Margen bei Vertragsverlängerungen und das Auslaufen der ersten Verträge über Kraft-Wärme-Kopplung beeinträchtigt. Das EBITDA für das Installationsgeschäft wurde durch eine positive Volumenwirkung angehoben, angeführt insbesondere von Endel.

Die Diversifizierung des Geschäfts und ein starker Absatzschub in Belgien halfen, die Ertragskraft anzuheben. In den Niederlanden bewirkte eine neue Organisation und Anstrengungen zur Optimierung der Overheads eine Erholung der Margen im Einklang mit den Prognosen für 2011 inmitten einer Aufwärtsbewegung beim Absatz.

Tractebel Engineering zeigt weiterhin eine starke Ertragskraft mit Zugewinnen bei der Rentabilität und einer stabileren Geschäftsentwicklung.

Nach der Konsolidierung von Utilicom am 1. April 2010, ProEnergie ab 1. Oktober 2010 und Comeron in der zweiten Hälfte 2011 verbuchte International North gute Fortschritte, ausgehend von den berichteten Zahlen. Auf organischer Basis blieb die Ertragskraft stabil, mit einer Abwärtsbewegung in Großbritannien und den osteuropäischen Ländern, die von den Fortschritten in Deutschland und Österreich aufgefangen wurden.

Die Business Unit International South musste mit einem besonders schwierigen Wirtschaftsklima in Italien und Spanien umgehen. Dennoch lieferte insbesondere Italien ein organisches Wachstum beim EBITDA im Nachgang zu Einmalgewinnen ab, die mit einem frühzeitigen Ausstieg aus einem Vertrag über Kraft-Wärme-Kopplung zusammenhingen.

Das EBITDA der Geschäftstätigkeit von International Overseas stieg über alle Geschäftsbetriebe auf organischer Basis steil an.

Im Einklang mit dem EBITDA kletterte das kurzfristige Betriebsergebnis für die Sparte Energy Services um 9,5% (5,8% auf organischer Basis) auf €655 Mio. gegenüber €598 Mio. für 2010.

I.2.6 SUEZ ENVIRONNEMENT

Konzernbeiträge in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erträge	14.819	13.863	6,9%
EBITDA	2.513	2.339	7,4%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(1.179)	(1.027)
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	(265)	(252)
Anteilsbasierte Vergütung	29	(36)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	1.039	1.025	1,4%

Die Erträge für 2011 erreichten €14.819 Mio., im Jahresvergleich auf berichteter Basis ein Plus von 6,9% bzw. 5,2% nach organischen Zahlen. Der gewachsene Ertrag wurde im Wesentlichen durch das Segment Waste Europe gesteigert (+8,9%), wo der Aufwärtstrend bei Abfallsortier- und -recyclingtätigkeiten durch ein Volumenwachstum von 3,4% über das ganze Jahr und eine Preisspirale bei Rohstoffpreisen in der ersten Hälfte 2011 angehoben wurde (obwohl die Preise für Papier im vierten Quartal deutlich sanken). Die Erträge für das Segment Water Europe kletterten um 3,2%, beflügelt durch ein günstiges Preisumfeld an den drei größten Märkten (Frankreich, Spanien und Chile) und einem klaren Aufwärtstrend bei den Volumen in Chile. Die Volumen stiegen in Spanien etwas an, sanken jedoch in Frankreich. Das Segment International berichtete ein Wachstum von 1,5% im Nachgang zu dem Vertrag von Melbourne, profitierte aber auch von dem deutlichen Anstieg der Volumen in beiden Geschäftsbetrieben quer über alle aufstrebenden Märkte.

Das EBITDA erreichte €2.513 Mio., ein Plus von 3,1% auf organischer Basis. Das EBITDA für das Segment Water Europe kletterte um 10,2% dank eines optimistisch stimmenden Schubs für das Geschäft, durch Kostensenkungen und Synergien aus dem COMPASS-Programm sowie Einmal-Wirkungen. Waste Europe berichtete ein EBITDA-Wachstum von 6,5%, angeschoben durch zunehmende Volumen in einem Umfeld knapper Preise und durch weitere Einsparungen von Betriebskosten. Das Segment International verbuchte einen Rückgang beim EBITDA um 17,7% aufgrund von Verzögerungen und Kostenüberschreitungen beim Bau der Anlage in Melbourne. Doch berichtete das Segment Zugewinne bei der Ertragskraft seiner Hauptgeschäftsbetriebe in Asien/Pazifik und Nordafrika/Naher Osten.

Das kurzfristige Betriebsergebnis schob sich im Jahresvergleich um 1,4% nach oben, zurückgehalten durch operationelle Schwierigkeiten beim Vertrag mit Melbourne. Doch hatten solide Fundamente bei den Segmenten Water und Waste Europe und erfreuliche Märkte im internationalen Segment eine positive Wirkung. Das kurzfristige Betriebsergebnis gewann auch durch die Vollkonsolidierung von Agbar (die ersten fünf Monate 2011), die die Auswirkung von Veräußerungen im vierten Quartal 2011 und zusätzliche Abschreibungsaufwendungen auffing, die gegen Einrichtungen gebucht wurden, die in dem Jahr in Betrieb gingen.

Der Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit der Sparte für 2011 ist im Lagebericht von SUEZ Environment dargestellt, der am 8. Februar 2012 veröffentlicht wird.

I.2.7 SONSTIGE

Konzernbeiträge in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Erträge
EBITDA	(328)	(332)	1,3%
Wertberichtigung, Abschreibung und Rückstellungen	(127)	(49)
Anteilsbasierte Vergütung	(63)	(61)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	(518)	(443)	-17,0%

Das EBITDA der Sparte "Other" blieb nahezu unverändert (+€4 Mio.), die Ertragskraft der Divisions an den Hauptsitzen liegt auf einer Linie mit 2010.

Der kurzfristige Betriebsverlust für die Sparte nahm jedoch um €75 Mio. zu, denn eine Rückstellungsauflösung fiel weg, die die Zahlen für 2010 höher ausfallen ließ, und Abschreibungsaufwendungen sind gestiegen, die auf die neuen Firmensitze und Software zurückzuführen sind.

I.3 SONSTIGE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

in Millionen Euro	2011	2010	Veränderung in % (auf berichteter Basis)
Kurzfristiges Betriebsergebnis	8.978	8.795	2,1%
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	(105)	(106)
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten	(532)	(1.468)
Restrukturierungskosten	(189)	(206)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.514	1.185
Sonstige außergewöhnliche Posten	18	1.297
Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten	9.684	9.497	2,0%
Nettofinanzaufwendungen	(2.606)	(2.222)
Aufwendungen für Ertragsteuern	(2.119)	(1.913)
Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	462	264
Jahresüberschuss	5.420	5.626	-3,7%
nichtbeherrschende Beteiligungen	1.417	1.010
Konzernjahresergebnis	4.003	4.616	-13,3%

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit lag mit €9.684 Mio. im Jahresvergleich 2,0% höher und spiegelte hauptsächlich den Beitrag des kurzfristigen Betriebsergebnisses wider. Die Nettoauswirkung von Einmalpositionen lag weitgehend auf einer Linie mit 2010.

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Commodity-Instrumenten hatten eine Negativwirkung von €105 Mio. auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (denn sie spiegeln die Auswirkungen von Geschäftsvorfällen wider, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen), so dass es hier keine großen Änderungen zu 2010 gibt. Die Auswirkungen auf die Periode resultieren hauptsächlich aus negativen Änderungen der Terminpreise der zugrunde liegenden Waren. Diese Negativwirkung wird teilweise durch die positive Wirkung der Glattstellung von Positionen mit einem negativen Marktwert per 31. Dezember 2010 aufgefangen.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:


―	Wertminderungsaufwand für Vermögenswerte in Höhe von €532 Mio., er betrifft hauptsächlich einen Wertminderungsaufwand, der für Geschäfte des Segments Energy - Southern Europe beim Goodwill und bei Stromerzeugungsvermögenswerten in Spanien (Castelnou) und den USA (Anlage Red Hills) verbucht wurde;
―	Restrukturierungskosten von €189 Mio., die die Kosten für die Umsetzung des Zusammenschlusses mit International Power und der betrieblichen Synergien (€89 Mio.) sowie die Kosten für die Anpassung der Sparten SUEZ Environnement (€40 Mio.) und Energy Services (€37 Mio.) an das Wirtschaftsklima beinhalten;
―	"Änderungen des Konsolidierungskreises" (Gewinne und Verluste bei der Veräußerung konsolidierter Eigenkapitalbeteiligungen oder der Umbewertung von zuvor gehaltenen Beteiligungen nach IFRS 3), die €1.514 Mio. (€1.185 Mio. in 2010) ausmachten und zumeist Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Anteilen an GDF SUEZ LNG Liquefaction (€479 Mio.) und EFOG (€354 Mio.), dem Verkauf von Bristol Water durch Agbar (€88 Mio.) und Erträge aus dem Verkauf eines Teils des Stammkapitals der Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie (€108 Mio.) widerspiegelten. Dieser Posten enthält auch die positiven Auswirkungen der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteilen an den flämischen Unternehmen im Kommunalverbund zum beizulegenden Zeitwert (€425 Mio.) infolge des Verlusts erheblichen Einflusses und des Ausweises dieser Anteile als "veräußerungsfähige Wertpapiere";
―	"Sonstige außergewöhnliche Posten", die sich 2011 auf €18 Mio. beliefen gegenüber €1.297 Mio. für 2010. 2011 enthält dieser Posten Kapitalgewinne von €33 Mio. aus der Veräußerung eines Gebäudes der Sparte SUEZ Environnement.

Für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr betrugen die Nettofinanzaufwendungen €2.606 Mio. (für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr waren es €2.222 Mio.). Der Anstieg der Nettofinanzaufwendungen spiegelt hauptsächlich die Kosten der Nettoverschuldung durch Volumeneffekte auf die Bruttoschuld nach Erwerb von International Power wider.

Der effektive Steuersatz, bereinigt um Veräußerungsgewinne und -verluste und nicht abzugsfähige Belastungen durch Wertminderung von Vermögenswerten lag 2011 bei 35,3% gegenüber 31,3% für 2010. Der Anstieg des effektiven Steuersatzes resultierte primär aus:


―	der Zunahme des Erlösanteils, den die Explorations- und Produktionsunternehmen generiert haben, der mit über 50% besteuert wird;
―	der Erhöhung des Steuersatzes ab Ende März 2011 für Explorations- und Produktionstätigkeit in Großbritannien von 50% und 62%, die zu einem einmaligen latenten Steueraufwand führten.

Der Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen war €198 Mio. höher als 2010, hauptsächlich durch die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises im Wesentlichen aus der Konsolidierung von International Power.

Die nichtbeherrschenden Anteile am Jahresüberschuss stiegen um €407 Mio. auf €1.417 Mio., vorangebracht durch die Konsolidierung von Unternehmen von International Power.

I.4 VERÄNDERUNG BEI DER NETTOVERSCHULDUNG

I.4.1 MITTELZUFLUSS AUS GESCHÄFTSTÄTIGKEIT VOR ERTRAGSSTEUERN UND BETRIEBSMITTELBEDARF

Der Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Betriebsmittelbedarf lag bei €16.117 Mio., das ist ein Plus von 9,4% im Jahresvergleich auf berichteter Basis. Änderungen dieses Titels sind ein Spiegel der Trends beim EBITDA.

1.4.2 ÄNDERUNG BEIM BETRIEBSMITTELBEDARF

Der Betriebsmittelbedarf stieg um €426 Mio. Das lässt die Fortschritte der Geschäftsbetriebe des Konzerns sowie eine Zunahme der Gasvorräte aufgrund der drastischen Gegensätze bei den Witterungsverhältnissen erkennen, mit mildem Wetter im Jahr 2011 und besonderer Kälte im Vorjahr.

1.4.3 NETTOINVESTITIONEN

2011 beliefen sich die Investitionen auf €10.748 Mio. und umfassten:

1 Vgl. Erläuterung 14 des Konzernabschlusses mit der neuen Definition für Nettoverschuldung.


―	Finanzinvestitionen für €1.850 Mio. hauptsächlich für Speicherstätten in Deutschland (€915 Mio.), den Geschäftsvorfall Acea (€217 Mio.) und den Erwerb von Aktien an Waste Services NSW durch Sita Australia (€174 Mio.);
―	Erschließungsausgaben von €5.405 Mio., die hauptsächlich in der Sparte Energy Europe & International angefallen sind;
―	Ausgaben für Wartung in Höhe von €3.493 Mio.

Veräußerungen betrugen 2011 €6.274 Mio. und bezogen sich im Wesentlichen auf die Veräußerung eines Anteils der Beteiligung des Konzerns an Unternehmen im Kommunalverbund (€723 Mio.), Aktienverkäufe an nichtbeherrschende Aktionäre von GRTGaz (€800 Mio.) und E&P International (€2.491 Mio.) und die Veräußerung von Anteilen an GDF SUEZ LNG Liquefaction, G6 Rete Gas und Bristol Water.

Nach Sparten gegliedert betrugen die Investitionen:

I.4.4 AKTIENRÜCKKAUF UND DIVIDENDEN

Die Gesamtdividenden, die GDF SUEZ SA seinen Aktionären bar auszahlte, beliefen sich auf €3.328 Mio. Dieser Betrag umfasst:


―	den Differenzbetrag der Dividende von €0,67 je Aktie für 2010, gezahlt am 9. Mai 2011 und
―	die Zwischendividende von €0,83 je Aktie für 2011, ausgeschüttet am 15. November 2011.

Die von verschiedenen Tochtergesellschaften gezahlten Dividenden an nichtbeherrschende Beteiligungen beliefen sich auf €1.035 Mio. und umfassten primär Dividenden in Höhe von €291 Mio., ausgeschüttet an nichtbeherrschende Aktionäre von Unternehmen von International Power.

Der Konzern kaufte auch seine eigene Aktien für €362 Mio. zurück und erhöhte sein Stammkapital um €35 Mio., hauptsächlich durch eine Emission von Mitarbeiteraktien.

I.4.5 NETTOVERSCHULDUNG PER 31. DEZEMBER 2011

Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Devisenauswirkung von Derivaten ein, waren per 31. Dezember 2011 52% der Nettoverschuldung1 in Euro, 21% in US-Dollar, 6% in brasilianischen Real und 4% in australischen Dollar.

Die Auswirkung von Finanzinstrumenten eingeschlossen sind 88% der Nettoverschuldung1 festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoverschuldung1 erhöhte sich auf 11,2 Jahre, was die Emissionen langfristiger Anleihen in dieser Periode widerspiegelt.

Am 31. Dezember 2011 besaß der Konzern noch nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditfazilitäten (einschließlich Backup-Kreditlinien über Commercial Papers) für insgesamt €15,1 Mrd.

1 Vgl. Erläuterung 14 des Konzernabschlusses mit der neuen Definition für Nettoverschuldung.

I.5 SONSTIGE POSTEN DER BILANZ

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte beliefen sich am 31. Dezember 2011 auf €103,4 Mrd. gegenüber €91,5 Mrd. am 31. Dezember 2010. Diese Erhöhung um €11,9 Mrd. kommt hauptsächlich von Änderungen des Konsolidierungskreises in Verbindung mit dem Erwerb der International Power-Gruppe und der Acea-Transaktion.

Der Goodwill kletterte um €3,4 Mrd. auf €31,4 Mrd., vor allem durch den Erwerb der International Power-Gruppe.

Die veräußerungsfähigen Wertpapiere blieben bei €3,3 Mrd. stabil.

Die Investitionen in assoziierte Unternehmen betrugen €2,6 Mrd., + €0,6 Mrd., vor allem durch die Aufnahme assoziierter Unternehmen von International Power in den Konzernabschluss.

Das gesamte Eigenkapital betrug €80,3 Mrd., das ist ein Plus von €9,6 Mrd. gegenüber dem 31. Dezember 2010 (€70,7 Mrd.). Es spiegelt hauptsächlich den Jahresüberschuss von €5,4 Mrd. für die Periode, die Dividendenausschüttung von €4,5 Mrd. und die positive Auswirkung der Änderungen des Konsolidierungskreises von €9,8 Mrd. wider.

Die Rückstellungen stiegen um €1,7 Mrd. auf €16,2 Mrd. Diese Zunahme erklärt sich vor allem aus den Änderungen des Konsolidierungskreises (€0,5 Mrd.), versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten bei Rückstellungen für Pensionen und sonstigen Leistungen für Arbeitnehmer (€0,7 Mrd.) sowie der Auswirkung von Glattstellungen von Diskontierungsanpassungen (€0,6 Mrd.).

I.6 JAHRESABSCHLUSS DER MUTTERGESELLSCHAFT

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

Die Erträge der GDF SUEZ SA beliefen sich 2011 auf €24.126 Mio., das ist ein Minus von 4,9% gegenüber 2010, vor allem aufgrund ungünstiger Witterungsverhältnisse.

Das Unternehmen verbuchte einen Nettobetriebsverlust von €1.075 Mio. für 2011 gegenüber €97 Mio. für 2010. Der größere Nettobetriebsverlust ist primär der Auswirkung der Witterungsverhältnisse und den Mindereinnahmen bei den Gastarifen sowie negativen Volumeneffekten bei Industriekunden geschuldet.

Das Unternehmen berichtete einen Nettofinanzertrag von €3.161 Mio., das ist ein Plus von €1.491 Mio. zum Vorjahr. Er enthält hauptsächlich von Tochtergesellschaften empfangene Dividenden von €4.087 Mio. und die Fremdkapitalkosten von €801 Mio. Am 31. Dezember 2011 belief sich die Nettoverschuldung (einschließlich unkündbarer und stimmrechtsloser Wertpapiere) auf €24.914 Mio. Am gleichen Stichtag betrugen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente €9.177 Mio.

Das Unternehmen verbuchte einen außergewöhnlichen Jahresüberschuss von €486 Mio., angehoben durch Kapitalgewinne aus Anteilsverkäufen (einschließlich GRTGaz) von €415 Mio. und die Auswirkung einer Berichtigung des Werts von "Gas auf dem Zähler" aus den Vorjahren für einen Betrag von €478 Mio., ohne Steuern.

Die Steuerkonsolidierung führte zu einem Nettogewinn von €295 Mio. (€356 Mio. für 2010), der in der "Ertragssteuer" steht. Der Jahresüberschuss betrug €2.389 Mio.

Das Eigenkapital belief sich Ende 2011 auf €46.838 Mio., verglichen mit €47.700 Mio. Ende 2010. Hier machten sich die ausgezahlten Dividenden bemerkbar, die vom Periodenergebnis aufgefangen werden.

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten

Das Gesetz zur Modernisierung der Wirtschaft ("LME" Nr. 2008-776 vom 4. August 2008) und seine Durchführungsverordnung 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.

Im Folgenden die Gliederung nach Fälligkeit offener Beträge, die von der GDF SUEZ SA über die letzten beiden Berichtsperioden an ihre Lieferanten zu zahlen sind:

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Extern	Innerhalb des Konzerns	Summe	Extern	Innerhalb des Konzerns	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Überfällig	1	53	54	1	1	2
30 Tage	520	98	618	414	136	549
45 Tage	20	14	34	4	3	7
Mehr als 45 Tage	3	27	30	15	2	18
SUMME	544	192	736	464	142	576

I.7 AUSBLICK

Die Finanzzielstellungen1 des Konzerns für 2012 sind robust und Teil einer strikten Finanzdisziplin. Von durchschnittlichen Witterungsverhältnissen und einer stabilen Regulierung ausgehend sehen sie wie folgt aus:


―	ein Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss zwischen EUR 3,5 und 4,0 Mrd.2
―	Brutto-Capex etwa EUR 11 Mrd.
―	eine normale Dividende in der Höhe von 2011 oder mehr
―	das Verhältnis Nettoverschuldung/EBITDA kleiner oder gleich 2,5x und die Erhaltung des "A"-Ratings

GDF SUEZ setzt sich auch mit großem Nachdruck dafür ein, die für 2015 gesteckten Ziele einer nachhaltigen Entwicklung zu erfüllen.


―	100.000 Neueinstellungen für 2011-2015
―	Weiterbildung: Mindestens 2/3 der Beschäftigten des Konzerns nehmen jährlich an Weiterbildungsmaßnahmen teil.
―	Erneuerbare Energie: Erhöhung der installierten Kapazität um 50% gegenüber 2009
―	Diversität: 25% Frauen in Führungspositionen
―	Arbeits- und Gesundheitsschutz: Ziel ist eine Häufigkeitsrate von unter 6
―	Biodiversität: Einführung eines Aktionsplans für jeden empfindlichen Standort in der EU
―	Teilhabe der Mitarbeiter: 3% des Konzernkapitals wird von Mitarbeiter-Aktionären gehalten

Für 2015 erwartet GDF SUEZ einen Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss3 von etwa EUR 5 Mrd. bei durchschnittlichem Wetter und stabiler Regulierung, mit Bruttocapex zwischen EUR 9 und 11 Mrd. pro Jahr4 , einer starken Finanzstruktur (das Verhältnis Nettoverschuldung/EBITDA unter oder gleich 2,5x und einem "A"-Rating), so dass über die Jahre 2013-2015 eine stabile oder wachsende Dividende erzielt wird.

1 Die Ziele unterstellen durchschnittliche Witterungsverhältnisse, die vollständige Weitergabe der Lieferkosten bei den regulierten französischen Gastarifen, keine sonstigen signifikanten regulatorischen und makroökonomischen Änderungen. Dem liegen folgende Annahmen zugrunde: durchschnittlicher Brent von $/bbl98 für 2012, durchschnittliche Stromgrundlast in Belgien von €/MWh 55 für 2012, durchschnittlicher Gas-NBP von €/MWh 27 für 2012. Richtwert für das Ebitda 2012 von EUR 17 Mrd.

2 Gegenüber einem Ziel für den EPS für 2012 ≥ EPS für 2011 laut Ankündigung vom 3. März 2011

3 In der Annahme durchschnittlicher Witterungsvehältnisse, der vollständigen Weitergabe der Lieferkosten bei den regulierten französischen Gastarifen, keiner sonstigen signifikanten regulatorischen und makroökonomischen Änderungen. In der Annahme, dass sich die Grundsätze der Rechnungslegung gegenüber 2011 nicht ändern. Richtwert für das Ebitda 2015 von EUR 21 Mrd. Gegenüber einem Ziel für das EBITDA für 2013 > EUR 20 Mrd. und gegenüber einem Ziel für 2013 von ≥ EPS 2012 laut Ankündigung vom 3. März 2011

4 Gegenüber EUR 11 Mrd. für 2011-2013 laut Ankündigung vom 3. März 2011

II. KONZERNABSCHLUSS

BILANZ

Vermögenswerte

in Millionen Euro	Erläuterungen	31. Dez. 2011	31. Dez. 20101	1. Jan. 20101
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	10	13.226	12.780	11.420
Goodwill	9	31.362	27.933	28.355
Sachanlagen, netto	11	90.120	78.703	69.665
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	14	3.299	3.252	3.563
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	14	3.813	2.794	2.426
Derivate	14	2.911	2.532	1.927
Investitionen in assoziierte Unternehmen	12	2.619	1.980	2.176
Sonstige langfristige Vermögenswerte		1.173	1.440	1.696
Latente Steueransprüche	7	1.379	1.909	1.659
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		149.902	133.323	122.886
Kurzfristige Vermögenswerte
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	14	1.311	1.032	947
Derivate	14	5.312	5.739	7.405
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	14	23.135	20.501	18.915
Vorräte		5.435	3.870	3.947
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte		9.455	6.957	5.094
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	14	2.885	1.713	1.680
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	14	14.675	11.296	10.324
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	2	1.298	0	0
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		63.508	51.108	48.312
SUMME VERMÖGENSWERTE		213.410	184.430	171.198

N.B.: Die Beträge in den Tabellen werden immer in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu nicht wesentlichen Abweichungen in den Zeilen und Spalten führen, die die Summen und Änderungen ausweisen.

(1) Am 31. Dezember 2010 und 31. Dezember 2009 neu ausgewiesene Daten Vgl. Erläuterung 1,2.

Schulden

in Millionen Euro	Erläuterungen	31. Dez. 2011	31. Dez. 20101	1. Jan. 20101
Aktienkapital		62.930	62.114	60.194
nichtbeherrschende Beteiligungen		17.340	8.513	5.241
SUMME EIGENKAPITAL	16	80.270	70.627	65.436
Langfristige Schulden
Rückstellungen	17	14.431	12.989	12.790
Langfristiges Fremdkapital	14	43.375	38.179	32.155
Derivate	14	3.310	2.104	1.792
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	14	684	780	911
Sonstige langfristige Schulden		2.202	2.342	2.489
Latente Steuerverbindlichkeiten	7	13.038	12.437	11.856
SUMME LANGFRISTIGE SCHULDEN		77.040	68.830	61.993
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	17	1.751	1.480	1.263
Kurzfristiges Fremdkapital	14	13.213	9.059	10.117
Derivate	14	5.185	5.738	7.170
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	14	18.387	14.835	12.887
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten		16.738	13.861	12.332
Verbindlichkeiten, die direkt mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbunden sind	2	827	0	0
SUMME KURZFRISTIGE SCHULDEN		56.100	44.973	43.769
SUMME EIGENKAPITAL UND SCHULDEN		213.410	184.430	171.198

(1) Am 31. Dezember 2010 und 31. Dezember 2009 neu ausgewiesene Daten Vgl. Erläuterung 1.2.

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez.2011	31. Dez. 2010
Erträge		90.673	84.478
Käufe		(46.695)	(44.672)
Personalaufwand		(12.775)	(11.755)
Abschreibung und Rückstellungen		(7.115)	(5.899)
Sonstige betriebliche Aufwendungen		(17.226)	(14.381)
Sonstige betriebliche Erträge		2.116	1.025
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	4	8.978	8.795
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente		(105)	(106)
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten		(532)	(1.468)
Restrukturierungskosten		(189)	(206)
Änderungen des Konsolidierungskreises		1.514	1.185
Sonstige außergewöhnliche Posten		18	1.297
ERTRÄGE AUS BETRIEBLICHEN TÄTIGKEITEN	5	9.684	9.497
Finanzaufwand		(3.383)	(2.810)
Finanzertrag		778	589
FINANZAUFWENDUNGEN, NETTO	6	(2.606)	(2.222)
Aufwendungen für Ertragsteuern	7	(2.119)	(1.913)
Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	12	462	264
JAHRESÜBERSCHUSS		5.420	5.626
Konzernanteil am Jahresüberschuss		4.003	4.616
nichtbeherrschende Beteiligungen		1.418	1.010
ERGEBNIS JE AKTIE (Euro)	8	1,8	2,1
VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (Euro)	8	1,8	2,1

GESAMTERGEBNISRECHNUNG

in Millionen Euro	Erläuterung	31. Dez. 2011	31. Dez. 2011 Konzernanteil	31. Dez. 2011 nichtbe- herrschende Beteiligungen	31. Dez. 2010	31. Dez. 2010 Konzernanteil
JAHRESÜBERSCHUSS		5.420	4.003	1.418	5.626	4.616
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	14	(495)	(448)	(47)	(126)	(119)
Absicherungen der Nettoinvestitionen		(70)	(58)	(12)	(106)	(63)
Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente)	15	(214)	(139)	(75)	(16)	11
Cashflow-Absicherungen für Waren	15	317	327	(10)	457	445
Latente Steuern auf die obigen Posten	7	(68)	(87)	19	(137)	(144)
Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, ohne Steuern		(281)	(185)	(96)	45	48
Währungsumrechnungsdifferenzen		115	100	15	1.147	877
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN		(697)	(491)	(207)	1.265	1.054
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(755)	(639)	(116)	(500)	(479)
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		248	207	41	157	149
Anteil assoziierter Unternehmen an nichtumgliederbaren Posten und versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, abzüglich Steuern		46	46	0	(14)	(14)
SUMME NICHTUMGLIEDERBARER POSTEN		(461)	(386)	(75)	(356)	(344)
SUMME GESAMTERGEBNIS		4.262	3.126	1.136	6.535	5.326

in Millionen Euro	31. Dez. 2010 nichtbeherrschende Beteiligungen
JAHRESÜBERSCHUSS	1.010
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(7)
Absicherungen der Nettoinvestitionen	(43)
Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente)	(27)
Cashflow-Absicherungen für Waren	12
Latente Steuern auf die obigen Posten	8
Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, ohne Steuern	(3)
Währungsumrechnungsdifferenzen	270
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN	210
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(21)
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	9
Anteil assoziierter Unternehmen an nichtumgliederbaren Posten und versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, abzüglich Steuern	(0)
SUMME NICHTUMGLIEDERBARER POSTEN	(12)
SUMME GESAMTERGEBNIS	1.208

EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Stamm- kapital	Kapital- rücklage	Konsolidierte Rücklagen	Anpassungen des Fair Value und sonstige	Währungs- umrechnungs- differenzen
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2009	2.260.976.267	2.261	30.590	28.810	623	(355)
Korrektur eines Fehlers aus früheren Perioden - vgl. Erläuterung 1.2				(91)
RÜCKWIRKEND KORRIGIERTES EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2010	2.260.976.267	2.261	30.590	28.720	623	(355)
Jahresüberschuss				4.616
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis				(344)	177	877
Summe Gesamtergebnis				4.272	177	877
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	26.217.490	26	471	120
In bar ausgezahlte Dividenden				(3.330)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien				(55)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern				(190)
Unternehmenszusammenschlüsse
Ausgabe tief nachrangiger Anleihen
Einziehung eigener Aktien	(36.898.000)	(37)	(1.378)
Sonstige Änderungen				(12)
RÜCKWIRKEND KORRIGIERTES EIGENKAPITAL PER 31. Dezember 2010	2.250.295.757	2.250	29.683	29.524	800	522

in Millionen Euro	Eigene Aktien	Aktien- kapital	Nichtbeherrschende Beteiligungen	Summe Eigenkapital
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2009	(1.644)	60.285	5.241	65.527
Korrektur eines Fehlers aus früheren Perioden - vgl. Erläuterung 1.2		(91)		(91)
RÜCKWIRKEND KORRIGIERTES EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2010	(1.644)	60.195	5.241	65.436
Jahresüberschuss		4.616	1.010	5.626
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis		710	198	909
Summe Gesamtergebnis		5.326	1.208	6.535
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung		617		617
In bar ausgezahlte Dividenden		(3.330)	(581)	(3.911)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien	(436)	(491)		(491)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern		(190)	(21)	(211)
Unternehmenszusammenschlüsse			1.658	1.658
Ausgabe tief nachrangiger Anleihen			745	745
Einziehung eigener Aktien	1.415
Sonstige Änderungen		(12)	261	249
RÜCKWIRKEND KORRIGIERTES EIGENKAPITAL PER 31. Dezember 2010	(665)	62.114	8.513	70.627

in Millionen Euro	Anzahl Aktien	Stamm- kapital	Kapital- rücklage	Konsolidierte Rücklagen	Anpassungen des Fair Value und sonstige	Währungs- umrechnungs- differenzen
RÜCKWIRKEND KORRIGIERTES EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2011	2.250.295.757	2.250	29.683	29.524	800	522
Jahresüberschuss				4.003
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis				(386)	(590)	99
Summe Gesamtergebnis				3.617	(590)	99
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung	2.340.451	2	33	122
In bar ausgezahlte Dividenden				(3.328)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien				(97)
Unternehmenszusammenschlüsse (International Power - vgl. Erläuterung 2)				302	28	(175)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (Transaktion GRTgaz - vgl. Erläuterung 2)				167
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (Veräußerung einer nichtbeherrschenden Beteiligung von 30% am Explorations- und Produktionsgeschäftsbetrieb des Konzerns an CIC - vgl. Erläuterung 2)				938	1	1
Sonstige Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern				(11)
Stammkapitalerhöhungen, durch nichtbeherrschende Beteiligungen gezeichnet
Aktiendividenden von SUEZ Environnement:, Änderung bei eigenen Aktien (Suez Environnement Company) und das "Sharing"-Teilhabeprogramm der Mitarbeiter				(2)
Sonstige Änderungen				(25)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011	2.252.636.208	2.253	29.716	31.205	240	447

in Millionen Euro	Eigene Aktien	Aktien- kapital	Nichtbeherrschende Beteiligungen	Summe Eigenkapital
RÜCKWIRKEND KORRIGIERTES EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2011	(665)	62.114	8.513	70.627
Jahresüberschuss		4.003	1.418	5.420
Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis		(877)	(282)	(1.158)
Summe Gesamtergebnis		3.126	1.136	4.262
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung		157	12	169
In bar ausgezahlte Dividenden		(3.328)	(1.033)	(4.361)
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien	(264)	(362)		(362)
Unternehmenszusammenschlüsse (International Power - vgl. Erläuterung 2)		155	6.303	6.458
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (Transaktion GRTgaz - vgl. Erläuterung 2)		167	923	1.090
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern (Veräußerung einer nichtbeherrschenden Beteiligung von 30% am Explorations- und Produktionsgeschäftsbetrieb des Konzerns an CIC - vgl. Erläuterung 2)		940	1.341	2.281
Sonstige Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern		(11)	(25)	(36)
Stammkapitalerhöhungen, durch nichtbeherrschende Beteiligungen gezeichnet			217	217
Aktiendividenden von SUEZ Environnement:, Änderung bei eigenen Aktien (Suez Environnement Company) und das "Sharing"-Teilhabeprogramm der Mitarbeiter		(2)	(33)	(35)
Sonstige Änderungen		(25)	(14)	(39)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011	(930)	62.931	17.340	80.270

KAPITALFLUSSRECHNUNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
JAHRESÜBERSCHUSS	5.420	5.626
- Anteil am Jahresüberschuss aus assoziierten Unternehmen	(462)	(264)
+ Dividenden, empfangen von assoziierten Unternehmen	265	273
- Abschreibung und Rückstellungen	7.431	7.331
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises, sonstige außergewöhnliche Posten	(1.497)	(2.592)
- Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	105	106
- Sonstige Posten ohne Auswirkung auf Zahlungsmittel	130	121
- Aufwendungen für Ertragsteuern	2.119	1.913
- Nettofinanzaufwendungen	2.606	2.222
Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Betriebsmittelbedarf	16.117	14.736
+ gezahlte Steuern	(1.853)	(2.146)
Änderung Betriebsmittelbedarf	(426)	(258)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	13.838	12.332
Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	(8.898)	(9.292)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente*	(1.745)	(737)
Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures	(119)	(139)
Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	(258)	(510)
Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	167	405
Veräußerung von Unternehmen/Verlust der Beherrschung, abzüglich veräußerter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	1.024	412
Veräußerungen von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures	1.570	1.239
Veräußerung von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	76	847
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	81	39
Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	138	128
Änderung bei Darlehen und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und Sonstigen	60	(176)
CASHFLOW AUS INVESTITIONSTÄTIGKEIT	(7.905)	(7.783)
Gezahlte Dividende	(4.363)	(3.918)
Rückzahlung von Finanzschulden	(6.517)	(7.424)
Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind	(1.146)	16
Gezahlte Zinsen	(1.977)	(1.565)
Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	212	141
Erhöhung von Finanzschulden	8.114	8.709
Kapitalerhöhung/-senkung	569	563
Käufe/Veräußerungen eigener Aktien	(362)	(491)
Emission von tief nachrangigen Anleihen durch SUEZ Environnement		742
Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen	2.974	(455)
CASHFLOW AUS FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT	(2.496)	(3.683)
Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen	(58)	106
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE	3.379	972
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN	11.296	140.324
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE	14.675	11.296

* Einschließlich der Auswirkung des Erwerbs von International Power plc, dargestellt in Erläuterung 2.1

III. ANHANG ZUM KONZERNABSCHLUSS

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 Konzernzentrale hat ihren Sitz in 1 place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie (Frankreich).

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

Der Konzern 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 aus der Deckung des Energiebedarfs, sicheren Lieferungen, der Bekämpfung des Klimawechsels und der optimieren Ressourcennutzung stellen.

Am 8. Februar 2012 genehmigte der Aufsichtsrat des Konzerns den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr und gab ihn zur Veröffentlichung frei.

1 ZUSAMMENFASSUNG WESENTLICHER BILANZIERUNGSMETHODEN

1.1 Grundlagen der Abschlusserstellung

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 (endend am 31. Dezember 2010 und 2011) 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 am 31. Dezember beendete Jahr 2011 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 am 31. Dezember beendete Jahr 2011 zugrunde gelegt wurden, sind mit denen konsistent, die angewandt wurden, um den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr zu erstellen, mit den Ausnahmen, die in den folgenden Abschnitten 1.1.1 und 1.1.2 beschrieben sind.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die auf 2011 anzuwenden sind


―	überarbeitete Fassung von IAS 24 - Angaben über Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen: 2010 übernahm der Konzern vorzeitig einige Bestimmungen des überarbeiteten IAS 24 über Ausnahmen von der Offenlegung von Angaben zu regierungszugehörigen Einrichtungen. Die neue Definition eines nahestehenden Unternehmens oder einer nahestehenden Person, die in den überarbeiteten Standard erstmalig mit Wirkung ab 2011 eingeführt wurde, hat keine Auswirkung auf den Kreis der dem Konzern nahestehenden Unternehmen oder Personen am 31. Dezember 2011. Zusätzliche Offenlegungen sind jedoch hinsichtlich von Verpflichtungen gegenüber nahestehenden Unternehmen oder Personen erforderlich (vgl. Erläuterung 24).
―	Änderung an IAS 32 - Klassifizierung von Bezugsrechten.
―	IFRIC 19 - Tilgung finanzieller Verbindlichkeiten mit Eigenkapitalinstrumenten.
―	Änderung an IFRIC 14 - Freiwillig vorausgezahlte Beiträge.
―	Verbesserungen bei IFRS 2010.

Diese Änderungen und Interpretationen wirken sich nicht wesentlich auf den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr aus.

1.1.2 Nach 2011 geltende Änderung, deren vorzeitige Anwendung für 2011 der Konzern gewählt hat

―

Änderung an IAS 1 - Darstellung von Posten des ergebnisneutral verrechneten Ergebnisses2 : Der Konzern beschloss, diese Änderung vorzeitig zu übernehmen, die, wenngleich sie noch nicht von der Europäischen Union übernommen wurde, nützliche Informationen liefert, die mit dem jetzigen IAS 1 im Einklang stehen. Demgemäß werden Elemente des ergebnisneutral verrechneten Ergebnisses, die später in Gewinn und Verlust "recycelt" werden, getrennt von denen dargestellt, auf die das nicht zutrifft.

1.1.3 Nach 2011 geltende IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die der Konzern nicht vorzeitig anwenden will

Ab 2012 geltende Standards und Änderungen


―	Änderung an IAS 12 - Latente Steuern: Realisierung des Buchwerts eines Vermögenswertes2
―	Änderung an IFRS 7 - Angabepflichten: Übertragungen von finanziellen Vermögenswerten.

Ab 2013 geltende Standards und Änderungen


―	IFRS 10 - Konzernabschüsse2
―	IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen2

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

2 Die Europäische Union hat diese Standards und Interpretationen noch nicht angenommen.


―	IFRS 12 - Angaben zu Beteiligungen an anderen Unternehmen1
―	Änderung an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures1
―	IFRS 13 - Bewertungen zum beizulegenden Zeitwert1
―	Änderungen an IAS 19 - Leistungen an Arbeitnehmer1
―	Änderungen an IFRS 7 - Angaben - Saldierung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten1

Ab 2014 geltende Änderungen


―	Änderungen an IAS 32 - Saldierung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten2

Ab 2015 geltende Änderungen


―	IFRS 9 - Finanzinstrumente: Finanzinstrumente: Klassifizierung und Bewertung1 .

Die Auswirkung der Anwendung dieser Standards und Änderungen wird zurzeit bewertet.

1 Die Europäische Union hat diese Standards und Interpretationen noch nicht angenommen.

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

1.2 Anpassungen des Konzernabschlusses 2010 nach IAS 8

In den am 30. Juni 2011 beendeten ersten sechs Monaten wurde ein Fehler in der Berechnung der Forderung bei "Gas auf dem Gaszähler" gefunden, die im Segment Energy - France bilanziert ist. Dieser Fehler entstand aus der Anwendung eines unvollständigen Modells und bestimmter unkorrekter Berechnungsparameter. Da der größte Teil der kumulativen Auswirkung dieses Fehlers vor dem 22. Juli 2008 (Stichtag der Fusion von Gaz de France und SUEZ) entstanden war, wurde der beizulegende Zeitwert der bei dieser Transaktion erworbenen Vermögenswerte und somit der entsprechende Goodwill angepasst, die Kosten des Unternehmenszusammenschlusses blieben unverändert. Demgemäß wurden die Vergleichsbeträge per 1. Januar 2010 und für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr, die beim "Goodwill", den "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen", den "Latenten Steueransprüchen", den "Sonstigen Schulden" und dem "Eigenkapital" verbucht wurden, um +€366 Mio., -€833 Mio., +€240 Mio., -€137 Mio. bzw. -€91 Mio. rückwirkend verändert. Da die Auswirkung dieses Fehlers auf die vergleichende Information der Gewinn- und Verlustrechnung 2010 und auf die Schlüsselindikatoren für das Segment Energy - France nicht wesentlich waren, wurden weder die Gewinn- und Verlustrechnung für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr noch die Indikatoren für Energy - France angepasst. Demzufolge wurden die unverwässerten und verwässerten Ergebnisse je Aktie für die dargestellten Perioden nicht angepasst. Auch der Erlös 2009 und 2008 war nicht wesentlich betroffen.

Beginnend in der ersten Hälfte des Geschäftsjahres 2011 wurden geeignete Maßnahmen umgesetzt, um das Berechnungsmodell für "Gas auf dem Zähler" für das Segment Energy - France zuverlässiger zu gestalten und die internen Kontrollen entsprechend zu verstärken.

Dieser Fehler hat keinerlei Auswirkungen auf die Beträge, die den 10,1 Millionen Kunden in Frankreich in Rechnung gestellt werden.

1.3 Grundlage der Bewertung und Darstellung

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

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und Veräußerungsgruppen

Nach IFRS 5 "Zu Veräußerungszwecken gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche" werden zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und Veräußerungsgruppen zu dem niedrigeren Wert von Buchwert oder beizulegendem Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, als eigene Posten in der Bilanz ausgewiesen.

Vermögenswerte werden als "zur Veräußerung gehalten" klassifiziert, wenn sie in ihrem bestehenden Zustand zum unmittelbaren Verkauf verfügbar sind, ihr Verkauf innerhalb eines Jahres ab Einstufung sehr wahrscheinlich ist, wenn das Management an einen Plan gebunden ist, den Vermögenswert zu verkaufen und aktive Bemühungen eingeleitet wurden, einen Käufer zu finden und den Plan abzuschließen.

1.4 Beurteilungen und Schätzungen

Im Ergebnis der Finanzkrise, die während der vergangenen Monate wütete, hat der Konzern seine Vorgehensweisen beim Risikomanagement intensiviert und nimmt jetzt eine Risikoabschätzung - insbesondere des Gegenparteirisikos - bei der Bewertung seiner Finanzinstrumente vor. Die durch die Krise verursachte starke Marktvolatilität ist vom Konzern bei den Schätzungen berücksichtigt worden, die er für seine Geschäftspläne benötigt und, wo zutreffend, für die verschiedenen Diskontierungssätze, die bei Werthaltigkeitstests und der Berechnung von Rückstellungen benutzt werden.

1.4.1 Schätzungen

Die Aufstellung von Konzernabschlüssen verlangt Schätzungen und Annahmen, um den Wert von Vermögenswerten und Schulden und Eventualvermögenswerten und -schulden zum Bilanzstichtag und Erträge und Aufwendungen zu bestimmen, die in der Periode verbucht 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 zur Erstellung des Konzernabschlusses beziehen sich hauptsächlich auf:


―	die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden;
―	die Bemessung des erzielbaren Betrags von Goodwill, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (vgl. Abschnitte 1.5.4 und 1.5.5);
―	die Bewertung von Rückstellungen, insbesondere für die Behandlung und Lagerung von radioaktiven Abfällen, Verpflichtungen zur Demontage, Rechtsstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Abschnitt 1.5.15);
―	Finanzinstrumente (vgl. Abschnitt 1.5.11);
―	die Bewertung noch nicht gemessener Erträge, von so genannten nicht abgelesenen Erträgen;
―	Bewertung erfasster steuerlicher Verlustvorträge.

1.4.1.1 Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden

Die Hauptannahmen und Schätzungen für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden enthalten die Marktaussichten für die Bewertung künftiger Zahlungsströme und den anzusetzenden Diskontierungssatz.

Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements wieder.

1.4.1.2 Erzielbarer Betrag von Goodwill, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Der erzielbare Betrag von Goodwill, immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen beruht auf Schätzungen und Annahmen insbesondere hinsichtlich der erwarteten Marktaussichten - deren Empfindlichkeit je nach Tätigkeit schwankt - für die Bewertung von Zahlungsströmen und des anzusetzenden Diskontierungssatzes. Änderungen dieser Annahmen können einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Anpassungen bereits gebuchter Wertminderungsaufwendungen führen.

1.4.1.3 Schätzungen von Rückstellungen

Kennzahlen mit einem signifikanten Einfluss auf die Rückstellungsbeträge und insbesondere, aber nicht nur, die für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und den Abriss von Kernkraftwerken wie auch die für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich beinhalten:


―	Kostenprognosen (vor allem das zugrunde gelegte Szenario für die Wiederaufarbeitung und Lagerung verbrauchter nuklearer Brennelemente);
―	den Zeitplan für Ausgaben (vor allem für Tätigkeiten der Stromerzeugung aus Kernkraftwerken, den Zeitplan für die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente und für den Abriss der Anlagen sowie im Hinblick auf die Gasinfrastrukturbetriebe in Frankreich den Zeitplan zur Beendigung der Gasgeschäfte) und
―	den auf die Zahlungsströme angewandten Diskontierungssatz.

Diese Kennzahlen beruhen auf Informationen und Schätzungen, die der Konzern zu der gegebenen Zeit als angemessen ansieht.

Die Änderung bestimmter Kennzahlen könnte eine signifikante Berichtigung dieser Rückstellungen nach sich ziehen. Doch gibt es nach dem besten Wissen des Konzerns 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.

1.4.1.4 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.

1.4.1.5 Finanzinstrumente

Um den beizulegenden Zeitwert 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 eine wesentliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.

1.4.1.6 Erträge

Erträge, die bei Kundengruppen generiert werden, deren Energieverbrauch während der Rechnungslegungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die mit Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas beliefert werden, werden zum Abschlussstichtag ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt. Für Verkäufe über Netze, die von einer Vielzahl von Netzbetreibern genutzt werden, wird dem Konzern ein bestimmtes Volumen an Energie zugeteilt, die die Netz-Manager durch die Netze leiten. Die endgültigen Zuteilungen sind oft erst mehrere Monate später bekannt, was bedeutet, dass Ertragszahlen nur geschätzt werden können.

Doch hat der Konzern Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es ihm gestatten, die Erträge mit einem zufriedenstellenden Grad an Sicherheit zu schätzen und auf diese Weise sicherzustellen, dass Fehlerrisiken in Verbindung mit der Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Erträgen als nicht wesentlich anzusehen sind. In Frankreich wird geliefertes, noch nicht abgerechnetes Erdgas ("Gas auf dem Gaszähler") mit einer direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch durch die Kunden seit der letzten, noch nicht abgerechneten Ablesung berücksichtigt. Diese Schätzungen passen zu dem von den Netzmanagern in der gleichen Periode zugeteilten Energievolumen. Zur Bewertung des "Gases auf dem Zähler" wird der Durchschnittspreis genommen. Der angewandte Durchschnittspreis berücksichtigt die Kundenkategorie und wie lange das gelieferte und noch in abgerechnete Gas "auf dem Gaszähler" ist. Diese Schätzungen schwanken je nach Annahmen zur Bestimmung des Anteils nicht in Rechnung gestellter Erträge am Jahresende.

1.4.1.7 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, und nötigenfalls auf der Basis zusätzlicher Prognosen.

1.4.2 Beurteilung

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

Der Konzern nutzt insbesondere seinen Ermessensspielraum, um die rechnungslegerische Behandlung von Konzessionsverträgen, die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten, den Ausweis von Erwerben nichtbeherrschender Beteiligungen vor dem 1. Januar 2010 und die Identifizierung von Verträgen zum Kauf und Verkauf von Strom und Gas "für den Eigenbedarf" nach der Definition in IAS 39 zu ermitteln.

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 zu erwarten ist, dass Vermögenswerte realisiert oder Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Realisierung, oder Schulden, deren Tilgung für einen Zeitraum von 12 Monaten ab Abschlussstichtag erwartet werden, werden als kurzfristig klassifiziert, während alle sonstigen Posten als langfristig eingestuft werden.

1.5 Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

1.5.1 Konsolidierungskreis und Konsolidierungsmethoden

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


―	Tochtergesellschaften (Unternehmen, die der Konzern alleine 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 erheblichen Einfluss ausübt. Gemäß dieser Methode erfasst der Konzern seinen Quotenanteil am Jahresergebnis 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.

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.

1.5.2 Methoden der Währungsumrechnung

1.5.2.1 Berichtswährung im Konzernabschluss

Der Konzernabschluss ist in Euro (€) aufgestellt.

1.5.2.2 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.

1.5.2.3 Fremdwährungstransaktionen

Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung mit den Wechselkursen zum Transaktionszeitpunkt erfasst. An jedem Abschlussstichtag:


―	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.

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

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

1.5.3 Unternehmenszusammenschlüsse

Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem 1. Januar 2010 stattgefunden haben, sind nach IFRS 3 vor der Überarbeitung bilanziert worden. Gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 wurden diese Unternehmenszusammenschlüsse nicht angepasst.

Seit dem 1. Januar 2010 wendet der Konzern die Erwerbsmethode nach dem überarbeiteten IFRS 3 an, die im Ausweis der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbszeitpunkt sowie nichtbeherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen besteht. Nichtbeherrschende Beteiligungen werden entweder zum beizulegenden Zeitwert oder in Höhe des Anteils des Unternehmens an den identifizierbaren Nettovermögenswerten des erworbenen Unternehmens bewertet. Der Konzern entscheidet je nach Fall, welche Bewertungsoption er nutzt, um nichtbeherrschende Beteiligungen auszuweisen.

1.5.4 Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibungen und Wertminderungsaufwand, verbucht.

1.5.4.1 Goodwill

Erfassung des Goodwill

Durch die Geltung des überarbeiteten IFRS 3 ab 1. Januar 2010 muss der Konzern Unternehmenszusammenschlüsse vor oder nach diesem Datum getrennt kenntlich machen.

Vor dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlusse

Der Goodwill stellt den Überschuss der Anschaffungskosten eines Unternehmenszusammenschlusses (Erwerbspreis von Anteilen zuzüglich aller Kosten, die direkt dem Unternehmenszusammenschluss zuzuordnen sind) vom Konzernanteil am beizulegenden Zeitwert der identifizierbaren Vermögenswerte, 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 Tauschtransaktion.

Nach dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlusse

Der Goodwill ist der Überschuss der Gesamtsumme aus:

(i) der übertragenen Gegenleistung;

(ii) dem Betrag nichtbeherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen und

(iii) bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss dem am Erwerbszeitpunkt beizulegenden Zeitwert des zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltenen Eigenkapitalanteils;

vom Nettowert der am Erwerbszeitpunkt beizulegenden Zeitwerte der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und der übernommenen Schulden.

Die Höhe des zum Erwerbszeitpunkt ausgewiesenen Goodwill darf nach dem Ende der Bewertungsperiode nicht angepasst werden.

Der Goodwill bezüglich der Anteile an assoziierten 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 1.5.8 "Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" beschrieben.

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

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

1.5.4.2 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 geschätzten künftigen Wirtschaftsleistungen abgeschrieben, die in dem Vermögenswert verkörpert sind. Die Abschreibung wird hauptsächlich auf linearer Basis über folgende Nutzungsdauer berechnet (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.

1.5.5 Sachanlagen

1.5.5.1 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 wiederherstellen. 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 an, wonach Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zuzuordnen sind, 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, zuzüglich Kosten für Wiederverdampfung, Transport und Injektion bewertet.

1.5.5.2 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 zumeist nach 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

* Ohne Kissengas

Die Spanne der Nutzungsdauer ist der Vielfalt der Vermögenswerte in jeder Kategorie geschuldet. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausrüstung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktureinrichtungen 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 Dauer die kürzere ist, wobei die Verlängerung der Konzessionslaufzeit berücksichtigt wird, sofern es eine solche Verlängerung mit vernünftiger Sicherheit gibt.

1.5.6 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 Vorräte gefunden, um eine Fertigstellung als Produktionssonde zu rechtfertigen, wenn die erforderlichen Investitionen getätigt sind;

―

der Konzern hat bei der Ermittlung vorhandener Vorräte signifikante Fortschritte gemacht, und das Projekt ist technisch und ökonomisch 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 vom Konzern verlangt werden kann, auf entsprechende Genehmigungen für das Projekt von der Regierung oder von Dritten oder auf verfügbare Transportkapazität oder Verarbeitungskapazität in bestehenden Anlagen zu warten.

Nach dieser als "successful efforts" bekannten Methode werden die entsprechenden Kosten, wenn die Explorationsphase mit dem Nachweis wirtschaftlich nutzbarer Reserven endete, bei den Sachanlagen verbucht und über den Zeitraum, in dem die Vorräte 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 Vorräten.

1.5.7 Konzessionsvereinbarungen

SIC 29 - Angaben zu Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen schreibt die Angaben vor, die im Anhang zum Jahresabschluss eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers gemacht werden müssen, während es in IFRIC 12 um die 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 beherrscht werden. Diese Anforderung ist erfüllt, wenn:


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

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

―

wird das Modell "immaterielle Vermögenswerte" angewandt, wenn der Konzessionsnehmer berechtigt ist, für die Nutzung des Vermögenswertes des öffentlichen Sektors Kosten in Rechnung zu stellen, und wenn die Nutzer primär für die Bezahlung des Konzessionsnehmers für diese Dienstleistungen verantwortlich sind, und

―

das Modell "finanzieller Vermögenswert" wird 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 des finanziellen Vermögenswerts 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 Konzessionsnehmer vom Konzessionsgeber ohne Gegenleistung Zugang erhält, in der Konzernbilanz nicht ausgewiesen;

―

Anfangsinvestitionen werden wie folgt bilanziert:


―	nach dem Modell des immateriellen Vermögenswerts stellt der beizulegende Zeitwert des Baus oder sonstiger Arbeit an der Infrastruktureinrichtung die Erwerbskosten des immateriellen Vermögenswerts dar, die angesetzt werden müssen, wenn die Infrastruktureinrichtung gebaut wird, vorausgesetzt, dass von diesem Werk zu erwarten ist, dass es künftigen wirtschaftlichen Nutzen generiert (z. B. im Falle von Arbeiten zum 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 wird 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 aus 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 angesetzt, 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.

1.5.8 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 - soweit 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 Geschäftsbetrieben, 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, welcher 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 Geschäftsbetriebe 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 Geschäftsbetrieben, für die der Konzern den Verkauf beschlossen hat, wird der entsprechende Buchwert der jeweiligen Vermögenswerte in Höhe des geschätzten Marktwerts, abzüglich Veräußerungskosten, außerplanmäßig abgeschrieben. Bei laufenden Verhandlungen wird dieser Wert aufgrund der besten Schätzung ihres Ergebnisses per Abschlussstichtag ermittelt.

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

1.5.9 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.

1.5.9.1 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.

1.5.9.2 Rechnungslegung für Operating Leasing

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

1.5.9.3 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 einer Gruppe von Vermögenswerten als Gegenleistung für eine Zahlung oder eine Reihe festgesetzter Zahlungen einräumen. Verträge, die diese Kriterien erfüllen, müssen entweder als Operating-Leasing- 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 betrifft den Konzern hauptsächlich in folgendem Zusammenhang:


―	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.

1.5.10 Vorräte

Vorräte werden nach den Kosten oder dem Nettorealisierungswert bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher der niedrigere ist. Der Nettorealisierungswert 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 zu Sachanlagen).

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

Abflüsse aus den Vorräten des Konzerns werden nach dem Prinzip der Durchschnittsmethode bewertet.

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

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.

1.5.11 Finanzinstrumente

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

1.5.11.1 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. In der Konzernbilanz werden die finanziellen Vermögenswerte als kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten ausgewiesen.

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). Die Kosten werden mit der Durchschnittsmethode ermittelt.

Diese Posten werden beim erstmaligen Ansatz zum beizulegenden Zeitwert bewertet, was allgemein den Erwerbskosten zuzüglich Transaktionskosten entspricht.

Zu jedem Abschlussstichtag werden zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert nach der Marktpreisnotierung am Abschlussstichtag ermittelt. Bei nicht börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert mit Evaluierungsmodellen bewertet, die primär auf kürzlich vorgenommenen Markttransaktionen, diskontierten Dividenden und künftigen Zahlungsströmen oder dem Nettovermögenswert beruhen. 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 ein Wertminderungsaufwand ausgewiesen 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, Sicherheitshinterlegungen und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen.

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. Wertminderungsaufwand wird 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 1.5.12). Die finanziellen Vermögenswerte werden am Bilanzstichtag zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.

1.5.11.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten enthalten Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, derivative Finanzinstrumente 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 Abschlussstichtag beglichen oder fällig werden;
―	finanzielle Verbindlichkeiten, bezüglich derer der Konzern keinen unbedingten Anspruch darauf hat, die Begleichung um mindestens 12 Monate nach Abschlussstichtag 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 Warenhandelsderivate, 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" Derivat 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 bei nichtbeherrschenden Beteiligungen

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

Vor dem 1. Januar 2010 gewährte Verkaufsoptionen bei nichtbeherrschenden Beteiligungen

Da die IFRS keine speziellen Hinweise enthalten, hat der Konzern gemäß den Empfehlungen der AMF für die Berichtsperiode 2009 entschieden, Instrumente, die vor dem 1. Januar 2010 erfasst worden waren, weiterhin nach seiner früheren Rechnungslegungspolitik zu bilanzieren.


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

1.5.11.3 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 Derivaten 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 Basiswerts 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 die Geltung 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 begleichen. Insbesondere sieht der Konzern Terminkäufe oder -verkäufe mit der physischen Lieferung des Basiswerts, die dem alleinigen Zweck dienen, die Energievolumen des Konzerns auszugleichen, nicht als netto zu begleichende 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 Strom- und Gasverkäufen, 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 nichtderivativen 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 erhebliche Anfangsnettoinvestition, 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 rechnungslegerische 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 als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis verbucht werden. Diese beiden Anpassungen werden netto in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Absicherung entspricht.

Absicherungen des Cashflow

Ein Cash Flow 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, wird direkt als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis angesetzt, abzüglich Steuern, während der unwirksame Teil beim Erlös ausgewiesen wird. Die Gewinne oder Verluste, die im Eigenkapital akkumuliert wurden, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns unter den 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 die abgesicherten Zahlungsströme auf den Erlös auswirken.

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. Wird jedoch von einer prognostizierten Transaktion nicht länger erwartet, dass sie eintritt, werden der kumulative Gewinn oder Verlust 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 als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis zu erfassen, abzüglich Steuern, während der unwirksame Teil beim Erlös ausgewiesen wird. Die Gewinne oder Verluste, die als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis 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 beim 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 von Instrumenten, die an einem aktiven Markt börsennotiert sind, 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 nicht börsennotierter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt, aber beobachtbare Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.

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


―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird unter Bezug auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem 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), oder nach 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 Gegenpartei 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 meist auf Derivate mit einer Fälligkeit zu, die außerhalb des beobachtbaren Zeitraums für die Marktdaten liegt, die sich auf den Basiswert beziehen, oder wenn sich einige Kennzahlen, wie die Volatilität des Basiswerts nicht beobachten lassen.

1.5.12 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 scheint.

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

1.5.13 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.

1.5.14 Anteilsbasierte Vergütung

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

Bei anteilsbasierten Vergütungen kann es sich um durch Eigenkapital oder bar abzugeltende Instrumente handeln.

Abgeltung durch Eigenkapitalinstrumente

1.5.14.1 Aktienoptionsprogramme

Optionen, die der Konzern seinen Mitarbeitern gewährt, werden am Ausgabetag 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 über die Anwartschaftsdauer bei den Personalkosten erfasst, gerechnet gegen das Eigenkapital.

1.5.14.2 Den Mitarbeitern gewährte Aktien und Performance Shares

Der beizulegende Zeitwert von Bonusaktienprogrammen wird im Verhältnis zum Aktienpreis am Tag der Gewährung geschätzt, wobei zu berücksichtigen ist, dass über die Anwartschaftsdauer 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 zugeteilte Aktien werden über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte als Aufwand und gegen das Eigenkapital gebucht.

Ein Monte-Carlo-Preismodell wird für Performance-Shares benutzt, die nach freiem Ermessen gewährt werden und bestimmten Leistungskriterien unterliegen.

1.5.14.3 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 Tag der Gewährung geschätzt, ausgehend von dem Abschlag, der den Arbeitnehmern eingeräumt wurde, und der Nichtübertragbarkeitsfrist für die gezeichneten Aktien. Die Kosten für die Aktienkaufprogramme für Arbeitnehmer werden vollständig ausgewiesen und gegen das Eigenkapital gebucht.

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 bewilligten Instrumente. SARs werden bar beglichen. Ihr beizulegender Zeitwert wird über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte als Aufwand gebucht mit einer Gegenbuchung bei personalbezogenen Verbindlichkeiten.

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

1.5.15 Rückstellungen

1.5.15.1 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, Ruhestandsprämien und sonstige Leistungsprogramme. Solche Verpflichtungen gelten generell gegenüber allen Arbeitnehmern 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 versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. 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 entschieden, die nach IAS 19 mögliche Option zu nutzen und die Korridormethode aufzugeben.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Änderungen der versicherungsmathematischen Annahmen und aus erfahrungsbedingten Anpassungen werden seitdem im ergebnisneutral verrechneten 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.

1.5.15.2 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 wirtschaftlichen Nutzen verkörpern ohne entsprechende Gegenleistung.

Eine Restrukturierungskostenrückstellung wird ausgewiesen, 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 umzusetzen beginnen, 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) spiegelt 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 als sonstige Finanzerträge 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 Glattstellung der Abzinsung werden für die Periode bei den Aufwendungen verbucht.

1.5.16 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 angesetzt, d. h. wenn die maßgeblichen Risiken und Chancen, die mit dem Eigentum verbunden sind, 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 maßgebliche Auswirkung auf die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts dieser Gegenleistung, wird das durch Abzinsung künftiger Eingänge berücksichtigt.

1.5.16.1 Energieverkäufe

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

Ein Teil des Preises, den der Konzern aus langfristigen Energieverkaufsverträgen erhält, kann fix sein und nicht volumenbasiert. In seltenen Fällen kann sich der Festbetrag während der Vertragslaufzeit ändern. Nach IAS 18 werden Erträge aus solchen Komponenten 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 Käufen 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.

1.5.16.2 Erbringen von Dienstleistungen

Umwelt

Wasser

Erträge aus Wasserversorgung 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.

1.5.16.3 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 vereinbarte Phasen.

Die Erträge enthalten auch Erträge aus finanziellen Konzessionsvermögenswerten (IFRIC 12) und Forderungen aus Finanzierungsleasings (IFRIC 4).

1.5.17 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 den Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit zu prognostizieren". (Das entspricht der CNC-Empfehlung 2009-R03 bezüglich des Formats von Jahresabschlüssen in Gesellschaften, die die IFRS anwenden.) Das kurzfristige Betriebsergebnis ist eine Zwischensumme, die dem Management hilft, den Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit des Konzerns besser zu verstehen, denn es schließt Elemente aus, die von sich aus wegen ihres ungewöhnlichen, irregulären oder außergewöhnlichen Wesens schwer vorhersagen sind. Bei GDF SUEZ geht es bei diesen Elementen um die Marktbewertung für Warenverträge, die nicht zu den zu Handelszwecken gehaltenen Instrumenten gehören, um Wertminderung von Vermögenswerten, Restrukturierungskosten, Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige außergewöhnliche Posten; sie sind wie folgt definiert:

―

Die 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 angesetzt werden müssen, wesentlich und schwer vorhersagbar sein können, werden sie in einer gesonderten Zeile der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns dargestellt.

―

Wertminderung enthält Wertminderungsaufwand bei langfristigen Vermögenswerten;

―

Restrukturierungskosten 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;

―

Änderungen des Konsolidierungskreises. Diese Zeile umfasst:


―	Kosten bei Erwerben von beherrschenden Beteiligungen;
―	bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss Auswirkungen der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalbeteiligungen zum beizulegenden Zeitwert zum Erwerbszeitpunkt;
―	daraus entstehende Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der bedingten Gegenleistung;
―	Gewinne oder Verluste aus Veräußerungen von Investitionen, die zu einer Änderung der Konsolidierungsmethode führen, sowie Auswirkungen der Neubewertung zurückbehaltener Anteile.

―

Sonstige außergewöhnliche Posten umfassen hauptsächlich Kapitalgewinne und -verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte und bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten.

1.5.18 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, bei der Schulden und Zahlungsmittel zentral vom Treasury Department verwaltet werden.

Da Wertminderungsaufwand bei kurzfristigen Vermögenswerten als endgültiger Verlust gilt, werden Änderungen bei kurzfristigen Vermögenswerten abzüglich Wertminderung dargestellt.

Zahlungsströme im Zusammenhang mit der Zahlung von Steuern werden in einer separaten Zeile der konsolidierten Kapitalflussrechnung dargestellt.

1.5.19 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 Abschlussstichtag 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 Neudarstellungen 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 Abschlussstichtag werden die latenten Steuern überprüft, um Faktoren wie die Auswirkung von geänderten Steuergesetzen und die Aussichten auf Erstattung der latenten Steueransprüche aus abzugsfähigen temporären Differenzen zu berücksichtigen.

Latente Steueransprüche und -schulden werden nicht abgezinst.

1.5.20 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 Wichtige Erwerbe im am 31. Dezember 2011 beendeten Jahr

2.1.1 Erwerb von International Power plc

2.1.1.1 Beschreibung des Zusammenschlusses

Der Erwerb von International Power Plc ("International Power") durch GDF SUEZ, der am 10. August 2010 öffentlich angekündigt wurde, war am 3. Februar 2011 abgeschlossen.

Hier die wichtigsten Etappen dieses Unternehmenszusammenschlusses:


―	10. August 2010: Die Vorstände von GDF SUEZ und International Power unterzeichneten eine Absichtserklärung, die die wichtigsten Bedingungen des beabsichtigten Unternehmenszusammenschlusses von International Power und den Business Areas von GDF SUEZ Energy International (außerhalb Europas) gemeinsam mit bestimmten Vermögenswerten in Großbritannien und der Türkei (gemeinsam "GDF SUEZ Energy International") festhielt;
―	13. Oktober 2010: GDF SUEZ, Electrabel und International Power unterzeichneten den beurkundeten Fusionsvertrag und die anderen wichtigen Vereinbarungen, die das Verhältnis zwischen GDF SUEZ und der neuen International Power-Gruppe nach dem Zusammenschluss regeln;
―	16. Dezember 2010: Die Hauptversammlung der Aktionäre von International Power stimmte dem Zusammenschluss mit GDF SUEZ Energy International zu;
―	3. Februar 2011: GDF SUEZ schloss seinen Erwerb von International Power ab, da alle gestellten Bedingungen erfüllt waren. Dazu gehörten die Zustimmung bestimmter Regulierungs- oder Wettbewerbsbehörden, einige Umstrukturierungsmaßnahmen hinsichtlich der Unternehmensstruktur und des Umfangs der beigetragenen Vermögenswerte und Geschäftsbetriebe und die Zulassung der neuen International Power-Aktien zur Notierung auf der Official List der UK Listing Authority (UKLA) und zum Handel am Hauptmarkt der London Stock Exchange.

Der Erwerb von International Power fand in Form eines Beitrag von GDF SUEZ statt, der darin bestand, dass GDF SUEZ Energy International im Tausch gegen 3.554.347.956 neue Stammaktien von International Power, die am 3. Februar 2011 emittiert wurden, zu International Power überging.

Als Teil des Beitrags und gemäß dem beurkundeten Fusionsvertrag ordnete GDF SUEZ die Unternehmensstruktur und den Bereich der beigetragenen Vermögenswerte und Geschäftsbetriebe neu. GDF SUEZ leistete auch Eigenkapitalbeiträge von €5.277 Mio. und GBP 1.413 Mio. (€1.659 Mio.) an die Unternehmen von GDF SUEZ Energy International. Am 25. Februar 2011 wurde der gesamte Betrag der Kapitalerhöhung von GBP 1.413 Mio. (€1.659 Mio.) dazu verwendet, eine Sonderdividende von GBP 0,92 je Aktie zu finanzieren, die an Aktionäre ausgeschüttet wurde - ausgenommen Inhaber neuer Stammaktien -, die am 11. Februar 2011, dem Nachweisstichtag, im Aktienbuch des Unternehmens verzeichnet waren.

Im Ergebnis dieses Zusammenschlusses hält GDF SUEZ 69,78% der Stimmrechte der International Power-Gruppe.

Der Zusammenschluss von International Power und GDF SUEZ Energy International schafft einen globalen Marktführer bei der unabhängigen Stromerzeugung. Das beschleunigt die industrielle Entwicklung von GDF SUEZ und stärkt seine internationale Präsenz in den USA und Großbritannien wie auch in den Wachstumsmärkten des Nahen Ostens und Asiens.

International Power ist mit Wirkung vom 3. Februar 2011 im Jahresabschluss des Konzerns vollkonsolidiert.

Als Teil zur Erlangung der Genehmigung der Europäischen Kommission schloss International Power am 18. Mai 2011 eine Vereinbarung mit Itochu, die den Verkauf seiner Beteiligung am T-Power-Projekt in Belgien zum Inhalt hatte. Zweck des T-Power-Projekts ist der Bau und Betrieb einer Gasturbinenanlage im kombinierten Zyklus mit 420 MW.

2.1.1.2 Beizulegender Zeitwert der übertragenen Gegenleistung

Der beizulegende Zeitwert der übertragenen Gegenleistung für den Erwerb von 69,78% von International Power wurde ausgehend vom Preis der International Power-Aktien vom 3. Februar 2011, dem Termin des Unternehmenszusammenschlusses, berechnet. Der übertragene beizulegende Zeitwert betrug €5.130 Mio. und entsprach 1.073 Mio. erworbenen Aktien von International Power (d. h. 69,78% der vor der Transaktion vorhandenen International Power-Aktien) multipliziert mit dem Aktienpreis vom 3. Februar von GBP 4,08 je Aktie (1 GBP = €1,17).

2.1.1.3 Auswirkung des Erwerbs auf den Konzernabschluss

Der Konzern traf die Wahl, die nichtbeherrschenden Beteiligungen zum beizulegenden Zeitwert zu bewerten. Der beizulegende Zeitwert nichtbeherrschender Beteiligungen in Höhe von 30,22% der International Power-Aktien, die nicht vom Konzern gehalten werden, wurde auf der Grundlage des Preises der International Power-Aktien vom 3. Februar 2011 berechnet. Investitionen Dritter in Tochtergesellschaften, die von International Power erworben wurden, werden entweder nach der Methode des künftigen abgezinsten Cashflows oder nach dem Modell der abgezinsten Dividenden bewertet.

Bei Händlerunternehmen wurde der beizulegende Zeitwert von Anlagen ausgehend von zum Erwerbszeitpunkt verfügbaren Marktannahmen für den Preis für Strom und Brennstoff bestimmt, sowie von langfristigen Annahmen, die die erwarteten Trends für die Rohstoffpreise widerspiegeln. Bei Unternehmen mit unter Vertrag genommenen Anlagen wurde der beizulegende Zeitwert ausgehend von vorhandenen Business-Plänen und Prognosen zum Erwerbszeitpunkt berechnet. Die angesetzten Abzinsungssätze basierten auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen Geschäftsbetriebe.

Vor dem Erwerb hielten GDF SUEZ und International Power 30% bzw. 40%, an der Hidd Power Company, einem Unternehmen im Nahen Osten. Zuvor wurde die Hidd Power Company in den Konzernabschlüssen sowohl von GDF SUEZ als auch von International Power nach der Equity-Methode bilanziert. Infolge des Erwerbs von International Power erlangte der Konzern die Beherrschung der Hidd Power Company (vgl. Erläuterung 23).

Am 31. Dezember 2011 war die endgültige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses abgeschlossen.

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte, die identifizierbaren Vermögenswerten und Schulden von International Power (einschließlich Hidd Power Company) zum Erwerbszeitpunkt zugewiesen wurden:

in Millionen Euro	Summe
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	430
Sachanlagen, netto	10.941
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	121
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	1.265
Derivate	87
Investitionen in assoziierte Unternehmen	1.158
Sonstige langfristige Vermögenswerte	89
Latente Steueransprüche	38
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	14.129
Kurzfristige Vermögenswerte
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	109
Derivate	31
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	1.081
Vorräte	334
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	1.232
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	2.787
Langfristige Schulden
Rückstellungen	116
Langfristiges Fremdkapital	7.451
Derivate	152
Sonstige langfristige Schulden	132
Latente Steuerverbindlichkeiten	1.034
SUMME LANGFRISTIGE SCHULDEN	8.885
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	230
Kurzfristiges Fremdkapital	669
Derivate	608
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten und sonstige Schulden	1.228
SUMME KURZFRISTIGE SCHULDEN	2.735
SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%)	5.296
Übertragener Kaufpreis	5.130
Neubewertung von zuvor gehaltenen Anteilen an Hidd Power Company	32
Glattstellung von Devisenderivaten, die die Sonderdividene absichern	23
Nichtbeherrschende Beteiligungen	2.932
GOODWILL	2.822

Der Goodwill in Höhe von €2.822 Mio. zeigt hauptsächlich die erwarteten betrieblichen Synergien (Optimierung zentraler und regionaler Kosten, Straffung von Einkäufen und Wartungsvereinbarungen) und finanziellen Synergien (Refinanzierung von bestimmtem Fremdkapital, um von den geringeren Finanzierungskosten zu profitieren, die für den neuen Konzern gelten).

Dieser Erwerb führte zu einer Erhöhung des Eigenkapitals um €6.458 Mio., von denen €6.303 Mio. mit nichtbeherrschenden Beteiligungen verbunden sind. Die Auswirkung der restlichen €155 Mio. auf das Aktienkapital spiegeln die Verwässerung von 30% der Konzernbeteiligung an GDF SUEZ Energy International wider als Ergebnis des Erwerbs einer beherrschenden Beteiligung von 69,78% an International Power.

Dieser Geschäftsvorfall war im Februar 2011 abgeschlossen und hatte eine negative Nettowirkung von €427 Mio. auf die Zahlungsströme des Konzerns, die sich wie folgt gliedern:


―	zum Erwerbszeitpunkt erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente: €1.232 Mio.;
―	Ausschüttung einer Sonderdividende: €(1.659) Mio.

Die erwerbsbezogenen Kosten beliefen sich auf €64 Mio. und gehen aus der Zeile "Änderungen des Konsolidierungskreises" der Gewinn- und Verlustrechnung hervor. Die meisten dieser Kosten wurden in der zweiten Hälfte 2010 verbucht.

Der Beitrag der von International Power erworbenen Unternehmen zu Erträgen, kurzfristigem Betriebsergebnis und Konzernanteil am Jahresüberschuss für das Jahr bis 31. Dezember 2011 belief sich auf €4.050 Mio., €590 Mio. bzw. €208 Mio.

Hätte der Erwerb am 1. Januar 2011 stattgefunden, hätte der Beitrag zu Erträgen und Konzernanteil am Jahresüberschuss €334 Mio. bzw. €74 Mio. ausgemacht.

2.1.2 Fertigstellung der Vereinbarung mit Acea Spa über die Beendigung der Partnerschaft beider Konzerne bezüglich der Tätigkeiten im Energiebereich in Italien

Die Vereinbarung vom 16. Dezember 2010 beendete die Partnerschaft und Aktionärsvereinbarung zwischen dem Konzern und Acea bezüglich der Tätigkeiten im Energiebereich in Italien. Sie trat im ersten Quartal 2011 in Kraft, nachdem alle vorher gestellten Bedingungen erfüllt waren.

2010 wurde die Tätigkeit des Konzerns AceaElectrabel gemeinschaftlich von GDF SUEZ und Acea beherrscht, er wurde daher im Konzernabschluss quotenkonsolidiert.

Gemäß der Gesamtvereinbarung mit Acea über die Abwicklung der gegenseitigen Beteiligungen führten die Parteien folgende Transaktionen durch:


―	der Konzern erwarb Acea's Anteil von 50% am Kapital des Stromerzeugers Tirreno Power für €108 Mio. und erhöhte somit die Beteiligung des Konzerns an Tirreno Power von 35% auf 50%. Tirreno Power wird gemeinschaftlich mit Energia Italiana gehalten und weiterhin quotenkonsolidiert;
―	der Konzern erwarb die Beherrschung der Handelstätigkeit von AceaElectrabel Trading Spa (AET) durch Erwerb des Anteils von AceaElectrabel an AET für €20 Mio. AET befindet sich nun vollständig im Besitz des Konzerns;
―	der Konzern verkaufte seinen Anteil von 40,59% an AceaElectrabel Elettricita (AEE), einem Unternehmen, das Gas und Strom im Großraum Rom vermarktet, für €57 Mio. an Acea;
―	infolge einer Ausgliederung durch AceaElectrabel Produzione Spa (AEP) wurden einige Vermögenswerte der Stromerzeugung von AEP (hydroelektrische Produktionsvermögenswerte und zwei weitere Kraftwerke in der Nähe von Rom) auf ein Unternehmen übertragen, das vollständig im Besitz von Acea ist. Als Gegenleistung für diese Übertragung von Vermögenswerten in Höhe von €130 Mio. erwarb der Konzern die Beherrschung von AEP, dessen gesamtes Aktienkapital er jetzt (im Nachgang zu der Ausgliederung) für einen Preis von €76 Mio. besitzt.
―	für €9 Mio. erwarb der Konzern Vorkaufsrechte an den hydroelektrischen Vermögenswerten, die auf Acea übertragen wurden, sowie an AEE. Schließlich kauften beide Konzerne Gesellschafterdarlehen zurück, die mit den Abwicklungstransaktionen zusammenhingen, was zu einer Nettozahlung von €25 Mio. an Acea führte.

Nach dem Erwerb der beherrschenden Beteiligung an AEP und AET bewertete der Konzern seine zuvor gehaltenen Anteile an diesen Unternehmen gemäß IFRS 3 neu. Die Nettoauswirkung dieser Neubewertung und Veräußerung ist ein Negativbetrag von €6 Mio., sie wird unter "Änderungen des Konsolidierungskreises" im "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" ausgewiesen (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Am 31. Dezember 2011 war die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses abgeschlossen.

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte, die den identifizierbaren Vermögenswerten und Schulden von AET, AEP und ihren Tochtergesellschaften zugewiesenen wurden, sowie die Buchwerte von Tirreno Power am 31. Dezember 2011:

in Millionen Euro	Summe
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, netto	97
Sachanlagen, netto	1.354
Sonstige langfristige Vermögenswerte	58
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	1.509
Kurzfristige Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	646
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte	162
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	202
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	1.010
Langfristige Schulden
Rückstellungen	37
Langfristiges Fremdkapital	567
Sonstige langfristige Schulden	191
SUMME LANGFRISTIGE SCHULDEN	795
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	14
Kurzfristiges Fremdkapital	458
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten	597
SUMME KURZFRISTIGE SCHULDEN	1.069
SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%)	654

Insgesamt gesehen, hatte diese Transaktion eine negative Nettoauswirkung von €226 Mio. auf die Zahlungsströme des Konzerns, die sich so gliedert:


―	zum Erwerbszeitpunkt erworbene/verkaufte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente: €(174) Mio.;
―	Nettoauszahlungen bei Erwerben, Aktienverkäufen und Nettorückzahlungen von Darlehen: €(52) Mio.

Nach dem Abschluss aller oben genannten Transaktionen verbuchte der Konzern insgesamt €83 Mio. im Goodwill.

Für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr betrug die positive Wirkung dieser Änderungen des Konsolidierungskreises auf Erträge und Konzernanteil am Jahresüberschuss €214 Mio. bzw. €15 Mio.

2.1.3 Erwerb von Gasspeichern in Deutschland

Am 31. August 2011 erwarb der Konzern eine beherrschende Beteiligung an der BEB Speicher Gmbh ("BEB") und der ExxonMobil Gasspeicher Deutschland Gmbh ("EMGSG").

Diese Erwerbe wurden über die Storengy Deutschland Infrastructures Gmbh - einer Tochtergesellschaft, die sich vollständig in Konzernbesitz befindet - mittels der beiden folgenden Transaktionen ausgeführt:


―	Erwerb aller Anteile an BEB von der BEB Erdgas & Erdol Gmbh, einem Joint Venture von Shell und ExxonMobil für eine Gegenleistung von €657 Mio.;
―	Erwerb aller Anteile an EMGSG von der Mobil Erdgas-Erdol Gmbh für eine Gegenleistung von €258 Mio.

Die erworbenen Firmen betreiben unterirdische Gasspeicher in Uelsen, Harsefeld, Lesum, Reitbrook und Schmidhausen. EMGSG hält auch eine Beteiligung von 19,7% am Standort Breitbrunn-Eggstädt.

Dieser Kaufpreis könnte berichtigt werden, um das Ergebnis der gegenwärtig laufenden Verhandlungen mit dem Verkäufer über den Betriebsmittelbedarf und die Nettoverschuldung am 31. August 2011 widerspiegeln. Die Gegenleistung wird Ende Februar 2012 abgeschlossen.

Am 31. Dezember 2011 war die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses vorläufig, sie wird in der ersten Hälfte 2012 abgeschlossen sein.

Die folgende Tabelle zeigt die vorläufigen beizulegenden Zeitwerte, die identifizierbaren Vermögenswerten und Schulden zum Erwerbszeitpunkt zugewiesen wurden:

in Millionen Euro	Summe
Langfristige Vermögenswerte
Sachanlagen, netto	403
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	38
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	442
Kurzfristige Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, Vorräte und sonstige Vermögenswerte	25
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	25
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE	50
SUMME VERMÖGENSWERTE	492
Langfristige Schulden
Rückstellungen	8
Latente Steuerverbindlichkeiten	87
SUMME LANGFRISTIGE SCHULDEN	96
Kurzfristige Schulden
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten und sonstige Schulden	47
SUMME KURZFRISTIGE SCHULDEN	47
SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%)	349
Übertragener Kaufpreis	915
GOODWILL	566

Der vorläufige Goodwill betrug €566 Mio.

Dieser Geschäftsvorfall hatte eine Nettowirkung von €890 Mio. auf die Zahlungsströme des Konzerns, die sich wie folgt gliedert:


―	zum Erwerbszeitpunkt erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente: €25 Mio.;
―	Auszahlungen: €915 Mio.

Unter Berücksichtigung dieser Transaktion trug der Erwerb in dem am 31. Dezember 2011 beendeten Jahr €34 Mio. zu den Erträgen und €7 Mio. zum Konzernanteil am Jahresüberschuss bei.

2.2 Sonstige Änderungen des Konsolidierungskreises 2011

Zu Beginn 2011 startete der Konzern ein Programm zur "Portfolio-Optimierung" mit dem Ziel, über die Periode 2011-2013 die konsolidierte Nettoverschuldung um €10 Mrd. drastisch zu reduzieren.

Die Abgänge und Zugänge von nichtbeherrschenden Anteilseignern, zu denen es 2011 im Rahmen dieses Programms kam, erbrachten eine Reduzierung der Nettoverschuldung von €6.476 Mio.

Die Tabelle unten zeigt die kumulative Auswirkung der wichtigsten Abgänge auf den Jahresabschluss des Konzerns am 31. Dezember 2011:

in Millionen Euro	Veräußerungs- preis	Reduzierung der Nettoverschuldung	Nettogewinn(-verlust) bei Veräußerungen und Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises, ausgewiesen im Erlös	Im Aktienkapital ausgewiesene Wirkung
Veräußerung des Anteils an EFOG	631	(460)	355	-
Zugang eines nichtbeherrschenden Anteilseigners mit 30% zu Exploration und Produktion	2.491	(2.298)		940
Veräußerung der Beteiligung an GDF SUEZ LNG Liquefaction	672	(579)	479	-
Zugang eines nichtbeherrschenden Anteilseigners mit 25% zu GRTgaz	810	(1.100)	-	167
Investitionen in die Gas- und Stromversorgung in Belgien	-	(723)	533	-
Veräußerung von G6 Rete Gas	402	(737)	(38)	-
Veräußerung einer 70%-Beteiligung an Bristol Water	152	(386)	88	-
Veräußerung von Noverco	194	(194)	28	-
SUMME	5.352	(6.476)	1.446	1.107

Zusätzlich zu diesen Veräußerungen, die am 31. Dezember 2011 wirksam wurden, hat der Konzern Geschäfte realisiert, die mit hoher Wahrscheinlichkeit innerhalb eines vernünftigen Zeitrahmens als "langfristige zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" und "Verbindlichkeiten mit direktem Bezug zu langfristigen zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" verkauft werden.

Die entsprechenden Geschäfte werden in Erläuterung 2.3 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beschrieben. Die Umstufung dieser Geschäfte in der Bilanz erbringt eine Reduzierung der Nettoverschuldung von €596 Mio.

2.2.1 Veräußerung der Konzernbeteiligung an EFOG

EFOG war ein Joint Venture (quotenkonsolidiert) von GDF SUEZ (22,5%) und dem Betreiber Total E&P UK Limited (77,5%), der wiederum mit 46,2% an den Erdgas- und Kondensatfeldern Elgin-Franklin in der britischen Nordsee beteiligt ist.

Am 31. Dezember 2011 verkaufte der Konzern seinen Anteil von 22,5% an EFOG für eine Gegenleistung von €631 Mio. an Total. Der Konzern erhielt eine Zahlung von €496 Mio., die der Gegenleistung für den Verkauf von €631 Mio., abzüglich €135 Mio. entspricht, die der Konzern schuldet, wobei die Schulden des Konzerns bei EFOG als Teil der Transaktion auf Total übertragen werden. Der Veräußerungsgewinn betrug €355 Mio., einschließlich eines Negativbetrags von €20 Mio. für die Umstufung von Unterschiedsbeträgen aus der Währungsumrechnung, die im ergebnisneutral verrechneten Ergebnis verbucht sind, in die Gewinn- und Verlustrechnung (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").

Der Beitrag von EFOG zum Konzernanteil am Jahresüberschuss betrug 2011 €55 Mio. (vor der Auswirkung des Veräußerungsgewinns) und 2010 €76 Mio.

Das Verhältnis des Konzerns zu EFOG und seine Geschäftsvorfälle mit diesem nahe stehenden Unternehmen 2011 und 2010 werden in Erläuterung 24 "Geschäftsvorfälle mit nahe stehenden Unternehmen und Personen" dargelegt.

Die Veräußerung führte zu einer Reduzierung der konsolidierten Nettoverschuldung am 31. Dezember 2011 von 460 Mio. (sie stellen die Zahlung von €496 Mio., abzüglich Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente dar, die in der Bilanz von EFOG vor dem Verkauf verbucht waren).

2.2.2 Zugang eines nichtbeherrschenden Anteilseigners mit 30% zum Explorations- und Produktionsgeschäft des Konzerns und Veräußerung der Konzernbeteiligung an GDF SUEZ LNG Liquefaction

Als Teil der mit der China Investment Corporation ("CIC") im August 2011 unterzeichneten Kooperationsvereinbarung schlossen GDF SUEZ und CIC am 31. Oktober 2011 eine Vereinbarung über den Verkauf einer 30%igen nichtbeherrschenden Beteiligung am Explorations- und Produktionsgeschäft des Konzerns ("GDF SUEZ E&P") an CIC. Gemäß den Bedingungen dieser Vereinbarung wird CIC auch GDF SUEZ LNG Liquefaction erwerben, das einen Anteil von 10% an der Atlantic LNG-Anlage hält, die sich in Trinidad und Tobago befindet.

Vor der Transaktion und gemäß der Kaufvereinbarung vom 31. Oktober führte der Konzern Maßnahmen durch, um GDF SUEZ E&P International oder "EPI" (Holding-Gesellschaft für GDF SUEZ E&P) umzustrukturieren und seine Nettoverschuldung auf USD 1 Mrd. (€749 Mio.) zu senken.

Die Verkäufe wurden am 20. Dezember 2011 rechtswirksam, nachdem die offenen Vorbedingungen erfüllt worden waren. Dazu gehörten die Genehmigung durch bestimmte Regulierungsbehörden und Maßnahmen zur Restrukturierung der Nettoverschuldung von EPI.

Am 20. Dezember 2011 erwarb CIC eine 30%-Beteiligung am Aktienkapital von EPI für USD 3.257 Mio. (€2.491 Mio.).

Der Konzern behält die alleinige Beherrschung von GDF SUEZ E&P. Da es sich bei dem Verkauf um einen nichtbeherrschenden Anteil handelt, wurde die Differenz zwischen Verkaufspreis und Buchwert des verkauften Anteils (€1.094 Mio.) im Aktienkapital ausgewiesen. Unter Berücksichtigung von Transaktionsgebühren erbrachte dieser Geschäftsvorfall eine Nettoerhöhung des Aktienkapitals von €940 Mio. Bei Abschluss dieses Geschäftsvorfalls betrug der nichtbeherrschende Anteil von CIC in der Bilanz €1.341 Mio.

Ebenfalls am 20. Dezember verkaufte der Konzern seinen Anteil an GDF SUEZ LNG Liquefaction für eine Gegenleistung von USD 879 Mio. (€672 Mio.). Dieser Kaufpreis wurde auch am 20. Dezember 2011 bezahlt. Der im Erlös realisierte Kapitalgewinn aus dem Verkauf von GDF SUEZ LNG Liquefaction belief sich auf €479 Mio. (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises"), von denen €418 Mio. aus der Umbuchung von Unterschiedsbeträgen aus der Währungsumrechnung und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von veräußerungsfähigen Atlantic LNG-Wertpapieren, die zuvor als ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis gebucht waren, in den Erlös stammen. Die vom Konzern vor dem Verkauf gegebenen Zusicherungen, Flüssigerdgas von Atlantic LNG zu kaufen, bleiben gültig.

Schließlich bezahlte EPI am 21. Dezember 2011 eine Zwischendividende von €345 Mio. an seine Aktionäre, einschließlich €103 Mio. an CIC.

2.2.3 Zugang eines nichtbeherrschenden Anteilseigners mit 25% zu GRTgaz

Am 27. Juni 2011 gingen der Konzern und das Public Konsortium aus CNP Assurances, CDC Infrastructure und Caisse des Dépôts eine langfristige Partnerschaft bei Erdgasfernleitungen ein.

Gemäß der Investitionsvereinbarung erwarb das Konsortium 25% des Aktienkapitals und der Stimmrechte an der Konzerntochter GRTgaz, einem Erdgasfernleitungsbetreiber in Frankreich, für eine Gegenleistung von €1.110 Mio. Am 12. Juli 2011 empfing der Konzern diesen Betrag durch (i) Zahlung von €810 Mio. für den Erwerb von 9.782.609 Aktien, die 18,2% des Aktienkapitals darstellen, und (ii) durch Zeichnen von 3.263.188 Aktien, die 6,8% des Aktienkapitals darstellen, als Teil einer reservierten Kapitalerhöhung von €300 Mio.

Vor diesen Transaktionen zahlte GRTgaz an GDF SUEZ eine Sonderdividende von €805 Mio. GDF SUEZ behält auch seinen Anspruch auf die Dividende von GRTgaz für 2010.

Dieser Geschäftsvorfall wurde am 27. Juni 2011 rechtswirksam, dem Zeitpunkt, an dem die Investitionsvereinbarung und die Aktionärsvereinbarung von GRTgaz unterzeichnet wurden und die Vorbedingungen erfüllt waren. Der Konzern behält die alleinige Beherrschung von GRTgaz.

Da es sich bei dem Verkauf um einen nichtbeherrschenden Anteil handelt, wurde die Differenz zwischen Verkaufspreis und Buchwert des verkauften Anteils (€167 Mio.) im Aktienkapital ausgewiesen. Bei Abschluss dieses Geschäftsvorfalls betrug der nichtbeherrschende Anteil des Public Konsortiums in der Bilanz €923 Mio.

2.2.4 Investitionen in die Gas- und Stromversorgung in Belgien

In der ersten Hälfte 2011 wurden in Flandern und der Wallonie verschiedene Transaktionen durchgeführt, die das Kapital gemischter Gas- und Stromnetzbetreib er im Kommunalverbund betrafen, an denen Electrabel, eine 100%ige Tochtergesellschaft, Beteiligungen hält.

Diese Transaktionen liegen mit früheren Vereinbarungen zwischen dem Konzern und dem öffentlichen Sektor als Teil des Deregulierungsprozesses der Energiemärkte auf einer Linie, und sie entsprechen der Absicht der Europäischen Union und der belgischen Gesetzgebung, den Betreibern von Fern- und Versorgungsleitungsnetzen mehr Unabhängigkeit einzuräumen.

In Flandern kam es im Juni 2011 zu Reduzierungen des Aktienkapitals, denen sofort Erhöhungen des Aktienkapitals folgten, die vollständig vom öffentlichen Sektor gezeichnet wurden. Diese Änderungen verringerten die Stimmrechte des Konzerns auf den Aktionärshauptversammlungen.

Im Nachgang zu diesen Transaktionen und angesichts des besonderen Kontextes in Flandern, insbesondere des Regionalgesetzes, das von Electrabel verlangt, bis 2018 alle seine Anteile an flämischen Versorgungsnetzbetreibern zu verkaufen, beschloss der Konzern, unwiderruflich auf jede Vertretung in den Führungsgremien von Eandis zu verzichten, dem einzigen Netzbetreiber, und seine Stimmrechte in den Entscheidungsgremien der gemischten Unternehmen im Kommunalverbund drastisch zu reduzieren. Die getroffenen Entscheidungen hinsichtlich der Unternehmensführung wirkten sich sowohl auf die Vertretung von Electrabel in den Aufsichtsräten als auch auf seine Stimmrechte bei den Jahreshauptversammlungen aus.

Im Hinblick auf diese Transaktionen übt der Konzern per 30. Juni 2011 keinen erheblichen Einfluss mehr auf die flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund aus. Demzufolge ist die Equity-Methode nicht mehr anzuwenden, und die entsprechenden Anteile werden im Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr unter den "zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten" ausgewiesen. Nach den geltenden Standards wird die Restbeteiligung zum beizulegenden Zeitwert angesetzt. Die Differenz zwischen Buchwert und beizulegendem Zeitwert (€425 Mio.) wurde in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Änderungen des Konsolidierungskreises" im Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ausgewiesen.

In der Wallonie verkaufte der Konzern 5% seiner Anteile an den Unternehmen im Kommunalverbund, so dass eine Beteiligung 25% beträgt. Dieser Verkauf führte zu einem Kapitalgewinn von €83 Mio., der in den "Änderungen des Konsolidierungskreises" ausgewiesen wurde. In der zweiten Hälfte 2011 verkaufte der Konzern auch seine gesamte Beteiligung an Intermosane 1 (einem in Liège ansässigen Unternehmen im Kommunalverbund) und erzielte einen Gewinn von €25 Mio.

Im Juni 2011 kam es auch zu Kapitalabbau. Da der Konzernanteil an diesen Kapitalverringerungen den Buchwert seiner Eigenkapitalinstrumente an assoziierten Unternehmen überschritt, wurde der Überschuss als Ertrag behandelt und der Wert der Anteile außerplanmäßig mit null abgeschrieben. Im Ergebnis dessen wurde eine positive Wirkung von €49 Mio. im "Anteil am Jahresüberschuss aus assoziierten Unternehmen" ausgewiesen. Der Ausweis des Konzernanteils am Jahresüberschuss dieser Unternehmen wird für die folgenden Perioden ausgesetzt, bis der Überschuss ausgeglichen ist. Per 31. Dezember 2011 betrug der Überschuss €70 Mio.

Der rechtliche und politische Kontext speziell bei Unternehmen im Kommunalverbund der wallonischen Region führte nicht zu Änderungen in der Führung dieser Unternehmen, die im Konzernabschluss weiterhin nach der Equity-Methode bilanziert werden.

2.2.5 Veräußerung von Vermögenswerten der Erdgasversorgung in Italien (G6 Rete Gas)

Am 3. Oktober 2011 verkaufte der Konzern seine gesamte Beteiligung an G6 Rete Gas, einem Gasversorger in Italien, für eine Gegenleistung von €402 Mio. an das Konsortium aus Infrastrukturfonds, zu dem F2i, AXA Private Equity und Enel Distribution gehören.

Bis 30. September 2011 war G6 Rete Gas im Konzernabschluss vollkonsolidiert, dann war es dekonsolidiert.

Der Beitrag von G6 Rete Gas zum Konzernanteil am Jahresüberschuss betrug 2011 €5 Mio. (vor der Auswirkung des Veräußerungsverlustes) und 2010 €23 Mio.

Der Verkauf verursachte einen Kapitalverlust von €38 Mio. für den Konzern (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises") und führte zu einer Verringerung der konsolidierten Nettoverschuldung von €737 Mio. (was die Gegenleistung von €402 Mio. und die Auswirkung der Ausbuchung von €335 Mio. aus der Nettoverschuldung widerspiegelt, die in der Bilanz von G6 Rete Gas vor dem Verkauf ausgewiesen war).

2.2.6 Veräußerung einer 70%-Beteiligung an Bristol Water

Am 5. Oktober 2011 verkaufte Agbar, eine Tochtergesellschaft von SUEZ Environnement, 70% ihrer Beteiligung (18,67% auf der Ebene von GDF SUEZ) an Bristol Water, einem regulierten Wasserversorgungsunternehmen in Großbritannien, das bis zum Verkaufszeitpunkt im Jahresabschluss des Konzerns vollkonsolidiert war. Der Kaufpreis betrug GBP 132 Mio. (€152 Mio.). Unter Berücksichtigung der Transaktionsgebühren betrug der aus der Veräußerung generierte Kapitalgewinn €57 Mio.

Die restliche Beteiligung des Konzerns von 30% an dem regulierten Versorger (8% auf GDF SUEZ-Ebene) wird nach der Equity-Methode bilanziert. Gemäß IAS 27 werden die behaltenen Eigenkapitalanteile zum beizulegenden Zeitwert am Transaktionstag bewertet.

Die kumulative Auswirkung dieses Geschäftsvorfalls, die in der Zeile "Änderungen des Konsolidierungskreises" unter "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" ausgewiesen ist (vgl. Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises"), betrug €88 Mio.

2.3 Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte

Am 31. Dezember 2011 beliefen sich die zur Veräußerung verfügbaren Vermögenswerte und die Verbindlichkeiten, die direkt mit den zur Veräußerung verfügbaren Vermögenswerten zusammenhingen, auf €1.298 Mio. bzw. €827 Mio.

Die Tabelle unten zeigt die Hauptkategorien von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die in diese zwei Zeilen der Bilanz umgruppiert wurden:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011
Sachanlagen, netto	1.125
Sonstige Vermögenswerte	173
SUMME ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTENER VERMÖGENSWERTE	1.298
Finanzschulden	596
Sonstige Schulden	231
SUMME VERBINDLICHKEITEN, DIE DIREKT MIT ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTENEN VERMÖGENSWERTEN VERBUNDEN SIND	827

Bei den Vermögenswerten in den Zeilen "Zu Veräußerungszwecken gehaltene langfristige Vermögenswerte" und "Verbindlichkeiten mit direktem Bezug zu langfristigen zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten" per 31. Dezember 2011 handelt es sich um Vermögenswerte der Stromerzeugung im Geschäftssegment International Power. Der Konzern erwartet, den Verkauf dieser Vermögenswerte in der ersten Hälfte 2012 zum Abschluss zu bringen.


―	Hidd Power Company (Bahrain) Wie in Erläuterung 2.1.1 beschrieben, erwarb der Konzern eine beherrschende Beteiligung an der Hidd Power Company als Teil seines Erwerbs von International Power. Zuvor wurde die Hidd Power Company in den Konzernabschlüssen sowohl von GDF SUEZ als auch von International Power nach der Equity-Methode bilanziert. 2011 stimmte der Konzern dem Verkauf eines Teils seiner Beteiligung an Hidd Power Company zu, was zu einem Verlust der Beherrschung führte, um die vom Finanzministerium des Königreiches Bahrain erlassenen Regelungen zu Marktanteilen zu erfüllen.
―	Choctaw & Hot Spring (USA) 2011 stimmte International Power dem Verkauf seiner Gasturbinenanlagen im kombinierten Zyklus in Choctaw und Hot Spring zu (jede mit einer Kapazität von 746 MW).
―	T-Power (Belgien) Im Rahmen seines Erwerbs von International Power (vgl. Erläuterung 2.1.1) erwarb der Konzern einen Anteil am T-Power-Projekt. Um die Forderungen der Europäischen Kommission zu erfüllen, schloss International Power am 18. Mai 2011 eine Verkaufsvereinbarung mit Itochu.

2.4 Sonstige Geschäftsvorfälle im Jahre 2011

2011 fanden mehrere sonstige Erwerbe und Eigenkapitaltransaktionen statt, einschließlich des Erwerbs beherrschender Anteile an WSN Environmental Solutions in Australien und an Proenergy Contracting in Deutschland. Die Einzel- und Gesamtwirkungen dieser Geschäftsvorfälle auf den Konzernabschluss sind nicht wesentlich.

2.5 Wichtige Geschäftsvorfälle im am 31. Dezember 2010 beendeten Jahr

Der Konzern führte 2010 folgende Transaktionen durch:

2.5.1 Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an Aguas de Barcelona

Der Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an den Aktivitäten von Aguas de Barcelona (Agbar) im Wasser- und Umweltbereich durch die GDF SUEZ-Gruppe über SUEZ Environnement wurde am 8. Juni 2010 zu dem Zeitpunkt abgeschlossen, als Criteria Caixa Corp (Criteria), historischer Partner des Konzerns bei Agbar, dem Konzern einen Teil seiner Agbar-Anteile für €666 Mio. verkaufte.

Vor diesem Geschäftsvorfall:


―	hatte Agbar im Mai 2010 ein Delisting-Barabfindungsangebot für seine Aktien unterbreitet (Investition von €273 Mio. für Agbar);
―	am 8.Juni 2010 verkaufte Agbar alle seine Anteile an Adeslas (Versicherungsunternehmen der Gesundheitsvorsorge) für €687 Mio. an Criteria.

Criteria und SUEZ Environnement schlossen auch eine neue Gesellschaftervereinbarung, die SUEZ Environnement die Beherrschung von Hisusa einräumt, der Holdingesellschaft der Agbar-Gruppe.

Seit dem 8. Juni 2010 hat der Konzern Agbar in seinem Jahresabschluss voll konsolidiert.

2.5.2 Chile

Am 29. Januar 2010 beschlossen die GDF SUEZ-Gruppe über ihre Tochtergesellschaft SUEZ Energy Andino SA ("SEA") und die Corporación Nacional del Cobre de Chile ("Codelco"), ihre jeweiligen Anteile an bestimmten Unternehmen, die im Chilean Northern Interconnected System ("SING") (chilenisches nördliches Verbundsystem) tätig sind, neu zu organisieren, indem sie eine Fusionsvereinbarung schlossen.

Bei Abschluss der Fusion hielt der Konzern über seine Tochter SEA 52,4% von E-CL SA ("E-CL"). E-CL beherrscht Gasoducto Norandino SA und Gasoducto Norandino Argentina, die zuvor durch den Konzern kontrolliert wurden, sowie Electroandina SA, Distrinor SA und Central Termoelectrica Andina, die zuvor gemeinsam mit Codelco kontrolliert wurden. E-CL konsolidiert seine Beteiligung an Inversiones Hornitos weiterhin der Quote entsprechend.

Mit dem Fusionsstichtag endeten die früheren Gesellschaftervereinbarungen.

2.5.3 Abwicklung von gegenseitigen Beteiligungen an Wasserversorgungsunternehmen mit der Veolia Environnement-Gruppe

Im ersten Quartal 2010 schlossen SUEZ Environnement und Veolia Environnement den Abwicklungsprozess aller ihrer gegenseitigen Beteiligungen an Wasserversorgungsunternehmen in Frankreich ab. SUEZ Environnement:


―	erwarb eine beherrschende Beteiligung an acht Gesellschaften, die zuvor quotenkonsolidiert wurden. Diese Gesellschaften sind jetzt im Jahresabschluss des Konzerns vollkonsolidiert.
―	verkaufte alle seine Beteiligungen an Société des Eaux de Marseille und Société des Eaux d'Arles für €131 Mio. an Veolia-Eau.

2.5.4 Erwerb von beherrschenden Anteilen an Astoria

Am 7. Januar 2010 erhöhte der Konzern seine Beteiligung am mit Erdgas betriebenen Kraftwerk Astoria Energy I in Queens, New York, von 14,8% auf 65,4%. Dieser Erwerb zusätzlicher Anteile wurde für €156 Mio. durchgeführt.

Seit diesem Stichtag ist Astoria I im Jahresabschluss des Konzerns vollkonsolidiert.

2.5.5 Veräußerung von Beteiligungen an der Fluxys-Gruppe und Fluxys LNG

2010 verkaufte der Konzern seine restlichen Anteile an Fluxys und Fluxys LNG für €636 Mio. bzw. €28 Mio. an Publigaz.

2.5.6 Verkauf von Elia

Im Mai 2010 verkaufte GDF SUEZ seine gesamte Beteiligung an Elia SA (Elia) für €313 Mio. an Publi-T.

3 SEGMENTBERICHTERSTATTUNG

3.1 Geschäftssegmente

Die nachstehend dargestellten Geschäftssegmente bilden die Segmente ab, die das Management Committee des Konzerns verwendet, um den Segmenten Mittel zuzuweisen und ihre Ertragskraft zu bewerten. Es wurden keine Segmente zusammengefasst. Das Management Committee ist der "Hauptentscheidungsträger" des Konzerns im Sinne der von IFRS 8 vorgegebenen Bedeutung.

Infolge des Erwerbs der International Power plc-Gruppe ("International Power") am 3. Februar 2011 (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") wird die Tätigkeit der Sparte Energy Europe & International nun in den folgenden Segmenten dargestellt: Benelux & Germany, Europe und International Power.

2010 stellte der Konzern die auf International Power übertragenen Tätigkeiten von International Energy in den folgenden drei Geschäftssegmenten dar: North America, Latin America und Middle East, Asia & Africa. Die Vermögenswerte des Konzerns in Großbritannien und die Gasversorgungstätigkeiten in der Türkei, die auf International Power übergegangen sind, wurden zuvor in der Business Area Europe dargestellt.

Die vergleichende Segmentinformation für 2010 wurde angepasst, um die Neuorganisation des Konzerns am 31. Dezember 2011 wiederzugeben.

Im Folgenden werden die acht Geschäftssegmente des Konzerns aufgeführt.

―

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 erbringen Dienstleistungen im Bereich der Strom- und Gasfernleitungen, -versorgungsleitungen und des Vertriebs in Europa (ohne Frankreich, Großbritannien, Benelux und Deutschland);

―

International Power - diese Tochtergesellschaften erzeugen und vermarkten Strom in Nordamerika, Lateinamerika, Asien, Großbritannien und dem sonstigen Europa, im Nahen Osten, Afrika und Australien. Sie verteilen und vermarkten auch Gas in Nordamerika, Asien, in der Türkei und Australien. International Power ist im LNG-Import und bei der Wiederverdampfung in Nordamerika und Chile und in der Meereswasserentsalzung auf der arabischen Halbinsel aktiv.

―

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 Segments betreiben den Transport, die Speicherung und Verteilungsnetze für Gas sowie LNG-Terminals im Wesentlichen in Frankreich und Deutschland. Sie verkaufen auch Zugangsrechte für diese Infrastruktureinrichtung an Dritte;

―

die Sparte Energy Services - diese Tochtergesellschaften erbringen Dienstleistungen im ingenieurtechnischen Bereich, in Installation, Instandhaltung und durch übertragene Management-Aufgaben, 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 Wasserversorgung 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 Finanzierungsbedarf des Konzerns zentralisiert ist.

Die vom Management Committee des Konzerns benutzten 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 abgestimmt.

Die Hauptbeziehungen zwischen Geschäftssegmenten bestehen (i) zwischen Energy France und Infrastructures und (ii) zwischen Global Gas & LNG und Energy France/Energy Benelux & Germany.

Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Nutzung der Gasinfrastruktur des Konzerns in Frankreich werden nach einem regulierten Tarif abgerechnet, der für alle Netznutzer gilt, mit Ausnahme der Speicherinfrastruktur. Die Preise für Vorhaltung und Nutzung von Speichereinrichtungen werden von den Betreibern der Speicher festgelegt und basieren auf Versteigerungen der verfügbaren Kapazität.

Verkäufe im kleinen Maßstab zwischen Global Gas & LNG und Energy France/Energy Benelux & Germany werden nach der Bereitstellungskostenformel durchgeführt, mit der die regulierten Preise errechnet werden, die die französische Energieregulierungskommission (CRE) genehmigt hat.

Aufgrund der Spannbreite seiner Sparten und ihrer geografischen Verteilung bedient der Konzern ein sehr vielfältiges Spektrum an Kunden und Situationen (Industrie, lokale Behörden und Privatkunden). Demzufolge vereint kein externer Kunde einzeln 10% oder mehr der konsolidierten Erträge des Konzerns auf sich.

3.2 Schlüsselindikatoren nach Geschäftssegment

ERTRÄGE

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Externe Erträge	Erträge innerhalb des Konzerns	Summe	Externe Erträge	Erträge innerhalb des Konzerns	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Energy France	13.566	478	14.044	14.982	475	15.457
Energy Europe & International	36.656	795	37.451	31.770	277	32.047
davon: Benelux & Germany	13.901	927	14.828	14.257	970	15.228
Europe	7.001	334	7.335	6.491	361	6.852
International Power	15.754	415	16.169	11.022	360	11.382
Eliminierungen innerhalb der Sparte		(881)	(881)		(1.414)	(1.414)
Global Gas & LNG	9.936	11.795	21.731	9.173	11.620	20.793
Infrastructures	1.491	4.212	5.703	1.203	4.688	5.891
Energy Services	14.206	204	14.409	13.486	209	13.695
SUEZ Environnement	14.819	10	14.829	13.863	6	13.869
Other	0	0	0	0	0	0
Eliminierungen innerhalb des Konzerns		(17.493)	(17.493)		(17.274)	(17.274)
SUMME UMSATZERLÖSE	90.673	0	90.673	84.478	0	84.478

EBITDA

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Energy France	505	1.023
Energy Europe & International	7.453	5.831
davon: Benelux & Germany	2.216	2.272
Europe	1.061	1.053
International Power	4.225	2.533
Global Gas & LNG	2.386	2.080
Infrastructures	2.991	3.223
Energy Services	1.005	923
SUEZ Environnement	2.513	2.339
Other	(328)	(332)
SUMME EBITDA	16.525	15.086

KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Energy France	70	646
Energy Europe & International	4.775	3.937
davon: Benelux & Germany	1.471	1.657
Europe	600	604
International Power	2.754	1.704
Global Gas & LNG	1.164	961
Infrastructures	1.793	2.071
Energy Services	655	598
SUEZ Environnement	1.039	1.025
Other	(518)	(443)
SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.978	8.795

ABSCHREIBUNG

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Energy France	(463)	(418)
Energy Europe & International	(2.603)	(1.811)
davon: Benelux & Germany	(671)	(563)
Europe	(448)	(423)
International Power	(1.484)	(826)
Global Gas & LNG	(1.180)	(1.095)
Infrastructures	(1.178)	(1.159)
Energy Services	(334)	(296)
SUEZ Environnement	(1.039)	(975)
Other	(89)	(85)
SUMME ABSCHREIBUNG	(6.886)	(5.839)

EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Energy France	6.166	6.903
Energy Europe & International	46.386	36.233
davon: Benelux & Germany	8.664	9.768
Europe	7.458	8.318
International Power	30.262	18.185
Global Gas & LNG	8.811	9.027
Infrastructures	20.581	19.072
Energy Services	3.030	2.828
SUEZ Environnement	13.628	13.313
Other	937	155
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	99.539	87.530

INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Energy France	510	791
Energy Europe & International	4.336	4.734
davon: Benelux & Germany	1.155	1.550
Europe	668	743
International Power	2.513	2.441
Global Gas & LNG	649	1.149
Infrastructures	2.672	1.787
Energy Services	551	623
SUEZ Environnement	1.916	2.350
Other	114	472
SUMME INVESTITIONSAUSGABEN	10.748	11.906

Erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sind nicht in den Finanzinvestitionen in Capex enthalten. Die Capex enthalten jedoch die Erwerbe zusätzlicher Anteile an beherrschten Unternehmen, die unter Cashflow aus Finanzierungstätigkeit in der Kapitalflussrechnung (€122 Mio.) dargestellt sind.

3.3 Schlüsselindikatoren nach geografischen Regionen

Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:


―	Bestimmungsort von Produkten und Dienstleistungen, die für den Erlös verkauft wurden;
―	geografische Lage der Konzerngesellschaften bezüglich des eingesetzten Industriekapitals.

	Erträge		Eingesetztes Industriekapital
in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
---	---	---	---	---
Frankreich	31.156	31.502	34.302	33.332
Belgien	11.817	11.997	4.010	5.318
Sonstige EU-Länder	27.640	25.152	29.789	25.460
Sonstige europäische Länder	1.676	1.311	1.691	2.040
North America	5.745	5.004	9.947	7.991
Asien, Naher Osten und Ozeanien	7.011	4.574	10.285	5.107
Südamerika	4.673	4.050	9.297	8.100
Afrika	957	887	216	180
SUMME	90.673	84.478	99.539	87.530

3.4 Abgleich des EBITDA

ABGLEICH VON EBITDA UND KURZFRISTIGEM BETRIEBSERGEBNIS

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Kurzfristiges Betriebsergebnis	8.978	8.795
Abschreibung und Rückstellungen	7.115	5.899
Anteilsbasierte Vergütung (IFRS 2) und sonstige	138	126
Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen	294	265
EBITDA	16.525	15.086

3.5 Abgleich von eingesetztem Industriekapital mit Positionen der Bilanz

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto	103.346	91.483
(+) Goodwill	31.362	27.933
(-) Goodwill aus der Fusion Gaz de France-SUEZ1	(11.832)	(11.873)
(-) Goodwill aus dem Zusammenschoss mit International Power1	(2.894)	0
(+) Forderungen nach IFRIC 4 und IFRIC 12	2.483	1.402
(+) Investitionen in assoziierte Unternehmen	2.619	1.980
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	23.135	20.501
(-) Margenausgleich1,2	(567)	(547)
(+) Vorräte	5.435	3.870
(+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	10.628	8.397
(+) Latente Steuern	(11.659)	(10.528)
(-) Rückstellungen	(16.183)	(14.469)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die im Eigenkapital ausgewiesen sind (abzüglich latenter Steuern)1	1.156	657
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(18.387)	(14.835)
(+) Margenausgleich1,2	518	542
(-) Sonstige Verbindlichkeiten	(19.623)	(16.983)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	99.539	87.530

(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 Gegenparteirisiken zu verringern.

4 KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS

4.1 Erträge

Die Erträge des Konzerns gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Energieverkäufe	59.499	55.694
Erbringen von Dienstleistungen	28.953	26.620
Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge	2.221	2.164
ERTRÄGE	90.673	84.478

2011 beliefen sich die Erlöse aus Leasing-Verträgen und Fertigungsaufträgen auf €1.056 Mio. bzw. €1.165 Mio. (2010 waren es €889 Mio. bzw. €1.275 Mio.).

4.2 Personalaufwand

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2011
Kurzfristige Leistungen	(12.174)	(11.262)
Anteilsbasierte Vergütung (vgl. Erläuterung 23)	(145)	(119)
Kosten für leistungsorientierte Pläne (vgl. Erläuterung 18.3.4)	(333)	(261)
Kosten für beitragsorientierte Pläne (vgl. Erläuterung 18.4)	(122)	(113)
SUMME	(12.775)	(11.755)

4.3 Abschreibung und Rückstellungen

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2011
Abschreibung	(6.886)	(5.839)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten	(67)	(48)
Nettoänderung bei Rückstellungen	(163)	(12)
SUMME	(7.115)	(5.899)

Die Abschreibung gliedert sich in €1.130 Mio. für immaterielle Vermögenswerte und €5.631 Mio. für Sachanlagen. Eine Gliederung nach Art des Vermögenswerts findet sich in den Erläuterungen 10 bzw. 11.

Die erhöhten Abschreibungsaufwendungen spiegeln hauptsächlich Änderungen der Konzernstruktur wider, die aus dem Erwerb von International Power entstanden sind, und die Inbetriebnahme neuer Vermögenswerte 2011 und 2010 (Ölfelder Gjøa und Vega, Wärmekraftwerke in Frankreich, LNG-Terminals, hydroelektrische Kraftwerke in Brasilien usw.).

5 ERLÖS AUS BETRIEBLICHEN TÄTIGKEITEN

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2011
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	8.978	8.795
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	(105)	(106)
Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten	(532)	(1.468)
Restrukturierungskosten	(189)	(206)
Änderungen des Konsolidierungskreises	1.514	1.185
Sonstige außergewöhnliche Posten	18	1.297
ERLÖS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	9.684	9.497

5.1 Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente

2011 zeigt dieser Posten einen Nettoverlust von €105 Mio. (gegenüber einem Nettoverlust von €106 Mio. 2010) und veranschaulicht hauptsächlich:

―

Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Strom- und Erdgasverkaufs- und -kaufverträgen, die in den Geltungsbereich von IAS 39 fallen, und als wirtschaftliche Sicherungsinstrumente genutzte Finanzinstrumente, die aber nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen, was zu einem Nettoverlust von €125 Mio. führt (Nettoverlust 2010 €139 Mio.). Dieser Nettoverlust ist im Wesentlichen dem negativen Preiseffekt aufgrund der Änderungen der Terminpreise der zugrunde liegenden Waren während der Periode geschuldet. Dieser negativen Nettowirkung steht teilweise die positive Wirkung der Abgeltung von Positionen mit einem negativen Marktwert per 31. Dezember 2010 entgegen;

―

den unwirksamen Bestandteil von Cashflow-Absicherungen nichtfinanzieller Vermögenswerte, der einen Gewinn von €20 Mio. ausmacht (gegenüber einem Gewinn von €33 Mio. 2010).

5.2 Wertminderung von Sachanlagen, immateriellen und finanziellen Vermögenswerten

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2011
Wertminderungsaufwand:
Goodwill	(61)	(169)
Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte	(332)	(1.220)
Finanzielle Vermögenswerte	(212)	(113)
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWAND	(605)	(1.502)
Aufholungen von Wertminderungsaufwand:
Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte	45	13
Finanzielle Vermögenswerte	28	20
SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWAND	73	34
SUMME	(532)	(1.468)

5.2.1 Wertminderung des Goodwill

Angesichts der gegenwärtigen wirtschaftlichen Situation in Griechenland und der unsicheren mittel- bis langfristigen Bedingungen dieses Marktes wies der Konzern 2011 einen Wertminderungsaufwand von €61 Mio. für den Goodwill aus, der der CGU Energy - Southern Europe zugeteilt ist.

Der Nutzungswert dieser Tätigkeiten wurde mit den Cashflow-Prognosen aus dem mittelfristigen Business-Plan bewertet, der sich über sechs Jahre erstreckt und vom Management Committee des Konzerns genehmigt wurde. Den Endwert erhielt man ausgehend vom Cashflow, der über die Sechsjahresperiode hinaus bei einer Wachstumsrate von 0% bis 2%, je nach den betreffenden Geschäftstätigkeiten, extrapoliert wurde. Die Abzinsungssätze für diese Prognosen reichen von 5,8% bis 12,3%, je nach den betreffenden Geschäftstätigkeiten.

Eine Erhöhung des Abzinsungssatzes um 0,1% hätte eine zusätzliche Negativwirkung von €54 Mio. auf den erzielbaren Wert der CGU Energy - Southern Europe.

2010 wies der Konzern einen Wertminderungsaufwand von €134 Mio. für den Goodwill bezüglich eines Gasversorgers in der Türkei aus, der den anhaltenden Schwierigkeiten bei einem großen Industriekunden geschuldet ist, sowie bezüglich der Gefahr von Änderungen der Tarifregulierungen in der Türkei ab 2017. Infolge der Entscheidung der deutschen Regulierungsbehörde (BNetza), die Netznutzungsentgelte für die Netzbetreiber (Partner des Pipe-in-Pipe-Netzes) in Deutschland zu senken, buchte der Konzern auch einen Wertminderungsaufwand von €175 Mio. gegen sein Gastransportgeschäft in Deutschland. Mit dem Wertminderungsaufwand wurde der Goodwill belastet, der der Transportation Germany CGU in Höhe von €27 Mio. und den Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten für die Megal-Leitung in Höhe von €148 Mio. zugeteilt wurde.

5.2.2 Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (ohne Goodwill)

Der 2011 angesetzte Nettowertminderungsaufwand bezog sich hauptsächlich auf Vermögenswerte der Stromerzeugung in Spanien in der Sparte Energy Europe (€120 Mio.) und in den Vereinigten Staaten in der Sparte International Power (€86 Mio.). Einzeln betrachtet, gab es keinen sonstigen wesentlichen Wertminderungsaufwand.

Da sich die Marktbedingungen in Spanien als weiterhin schwierig erweisen, buchte der Konzern einen Wertminderungsaufwand von €120 Mio. gegen eine Gasturbinenanlage im kombinierten Zyklus. Der Nutzungswert dieses Vermögenswerts wurde unter Verwendung von Cashflow-Prognosen aus dem sich über sechs Jahre erstreckenden mittelfristigen Geschäftsplan ermittelt, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hatte, und nach diesem Zeitraum mit einem künftigen Cashflow, der bis zum Ablauf des Nutzungsdauer des Vermögenswerts geschätzt wurde. Für diese Prognosen wurde ein Abzinsungssatz von 7,9% angesetzt.

Eine Erhöhung des Abzinsungssatzes um 0,1% hätte keine wesentliche Auswirkung auf den Werthaltigkeitstest.

Ein Wertminderungsaufwand von €86 Mio. wurde gegen eines der Kraftwerke des Konzerns in den Vereinigten Staaten gebucht, da es eine Reihe technischer Probleme gab, die zu einer geringeren Verfügbarkeit und einem niedrigeren Wärmewirkungsgrad führten. Der Nutzungswert dieses Vermögenswerts wurde unter Verwendung von Cashflow-Prognosen aus dem sich über sechs Jahre erstreckenden mittelfristigen Geschäftsplan ermittelt, den das Management Committee des Konzerns verabschiedet hatte, und nach diesem Zeitraum mit einem künftigen Cashflow, der bis zum Ablauf der langfristigen Stromverkaufsvereinbarung geschätzt wurde. Für diese Prognosen wurde ein Abzinsungssatz von 5,7% angesetzt. Die kumulative Auswirkung einer 1%igen Senkung sowohl bei der Verfügbarkeit als auch beim Wärmewirkungsgrad eines Vermögenswertes würde zu einer Verringerung des erzielbaren Werts des Vermögenswerts von €10 Mio. führen.

2010 setzte der Konzern einen Wertminderungsaufwand vor allem bei folgenden Vermögenswerten an:


―	für das Portfolio langfristiger Gaslieferverträge wegen der fortbestehenden Schere zwischen Gas- und Ölpreisen auf einem Markt, auf dem die Gasbestände die Nachfrage übersteigen (€548 Mio.);
―	für einige Produktionsvermögenswerte und Explorationsgenehmigungen in Ägypten, Libyen und im Golf von Mexiko, die zur Sparte Global Gas & LNG gehören, wegen der Entwicklungsaussichten, die schlechter als erwartet sind (€95 Mio.);
―	für einen Stromerzeuger in Spanien in der Sparte Energy Europe (€131 Mio.);
―	für das Megal-Gasleitungsnetz in der Sparte Infrastructures (€148 Mio.; vgl. Abschnitt 5.2.1).

5.2.3 Wertminderung bei finanziellen Vermögenswerten

Der 2011 gegen finanzielle Vermögenswerte gebuchte Wertminderungsaufwand, ohne Aufholungen von Wertminderungsverlusten, belief sich auf €184 Mio., wobei kein Wertminderungsaufwand für sich genommen wesentlich war.

2010 wies der Konzern einen Wertminderungsaufwand in Höhe eines Nettobetrags von €93 Mio. aus, einschließlich eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands von €46 Mio., der für die Gas-Natural-Aktien zu verbuchen war, die in der zweiten Jahreshälfte verkauft wurden. Sonstiger Wertminderungsaufwand bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten ist als Einzelwert nicht wesentlich.

5.3 Restrukturierungskosten

Restrukturierungskosten enthalten 2011 in der Sparte International Power Kosten im Zusammenhang mit der Umsetzung des Zusammenschlusses und betrieblicher Synergien und auch angefallene Kosten für die Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen in den Vereinigten Staaten (€89 Mio.) und angefallene Kosten für die Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen in den Sparten SUEZ Environnement (€40 Mio.) und Energy Services (€37 Mio.).

Die 2010 ausgewiesenen Restrukturierungskosten betrafen im Wesentlichen Maßnahmen zur Anpassung der Sparten SUEZ Environnement (€83 Mio.) und Energy Services (€86 Mio.) an die Wirtschaftsbedingungen. Sie enthielten auch die Kosten für die Neugruppierung der Standorte in Brüssel (€16 Mio.).

5.4 Änderungen des Konsolidierungskreises

2011enthält dieser Posten Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Anteilen an GDF SUEZ LNG Liquefaction (€479 Mio.), EFOG (€355 Mio.), Noverco (€28 Mio.) und Bristol Water (€88 Mio.), Kapitalverluste aus der Veräußerung von G6 Rete Gas (€38 Mio.) und einen Kapitalgewinn von €108 Mio. aus der Veräußerung eines Teils des Aktienkapitals der Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie.

Dieser Posten enthält auch die positive Auswirkung der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteilen an den flämischen Unternehmen im Kommunalverbund zum beizulegenden Zeitwert (€425 Mio.) infolge des Verlusts erheblichen Einflusses und des Ausweises dieser Anteile als "veräußerungsfähige Wertpapiere".

in Millionen Euro	Teil aus Erläuterung 2	Nettogewinne (Verluste) aus Veräußerungen	Verkaufskosten	Berichtigungen des beizulegenden Zeitwerts	Summe
Geschäftsvorfälle im am 31. Dezember 2011 beendeten Jahr
Veräußerung von Anteilen an GDF SUEZ LNG Liquefaction	2.2.2	508	(29)		479
Veräußerung von Anteilen an EFOG	2.2.1	354	1		355
Veräußerung von Anteilen an Noverco		28			28
Veräußerung von Anteilen an G6 Rete Gas	2.2.5	(34)	(4)		(38)
Veräußerung von Anteilen an Bristol Water	2.2.6	63	(6)	31	88
Teilverkauf von wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund	2.2.4	108			108
Verlust von erheblichem Einfluss auf flämische Unternehmen im Kommunalverbund	2.2.4			425	425
Sonstige					69
SUMME AUSWIRKUNG VON ÄNDERUNGEN DES KONSOLIDIERUNGSKREISES					1.514

2010 umfasste dieser Posten Kapitalgewinne aus der Veräußerung von Fluxys-Aktien (€422 Mio.) und Elia-Aktien (€238 Mio.) sowie von Anteilen an Société des Eaux de Marseille und Société des Eaux d'Arles als Teil der Auflösung gegenseitiger Beteiligungen mit der Gruppe Veolia Environnement (€81 Mio.).

Dieser Posten enthielt auch die Auswirkungen der Neubewertung von zuvor gehaltenen Anteilen an (i) Strom- und Fernleitungsvermögenswerten in Chile (€148 Mio.); (ii) an Lyonnaise des Eaux nach dem Erwerb beherrschender Beteiligungen als Teil der Auflösung gegenseitiger Beteiligungen mit der Gruppe Veolia Environnement (€120 Mio.) und (iii) in Verbindung mit dem Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an der Hisusa/Agbar-Gruppe (€167 Mio.).

5.5 Sonstige außergewöhnliche Posten

2011 enthält dieser Posten hauptsächlich Kapitalgewinne von €33 Mio. aus der Veräußerung eines Gebäudes der Sparte SUEZ Environnement. Die sonstigen Posten aus diesem Titel sind als Einzelwert nicht wesentlich.

2010 veranschaulichte dieser Titel hauptsächlich die Auswirkung eines überarbeiteten Zeitplans bei Abbruch-Rückstellungen für Gasinfrastruktureinrichtungen (Fernleitung und Verteilung) in Frankreich für €1.141 Mio.

Diese Rückstellungen decken die Verpflichtungen ab, die Verteilungs- und Transportnetze am Ende ihrer Nutzungsdauer abzusichern, die nach den bekannten weltweiten Gasvorräten geschätzt werden.

2010 überprüfte der Konzern seine gesetzlichen Verpflichtungen im Hinblick auf neuere Untersuchungen der Gasvorräte. Nach einer Veröffentlichung der Internationalen Energie-Agentur, die auf der Basis des derzeitigen Produktionsniveaus schätzte, dass die nachgewiesenen und wahrscheinlichen Gasvorräte für weitere 250 Jahre gesichert seien, bedeutet die Diskontierung dieser Rückstellungen über einen so langen Zeitraum einen Barwert von praktisch null. Diese Rückstellungen für Demontage sind 2008 in Verbindung mit dem Unternehmenszusammenschluss mit Gaz de France ausgewiesen worden, doch aufgrund ihrer Beschaffenheit ohne Gegenbuchung bei den Vermögenswerten.

Demzufolge wurde die Rückstellung für die Demontage der Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich erfolgswirksam aufgelöst.

6 NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
	Aufwendungen	Erlös	Summe	Aufwendungen	Erlös	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Kosten der Nettoverschuldung1	(2.188)	243	(1.945)	(1.738)	171	(1.566)
Sonstige Finanzerträge und Aufwendungen1	(1.195)	535	(661)	(1.073)	417	(655)
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	(3.383)	778	(2.606)	(2.810)	589	(2.222)

(1) Nach einer Änderung der Definition für Gesamt-"Nettoverschuldung" (vgl. Erläuterung 14.3 "Nettoverschuldung") wurde, um die Vergleichbarkeit zwischen den beiden Perioden zu sichern, ein Betrag von €120 Mio. am 31. Dezember 2010 von den "Kosten der Nettoverschuldung" in "Sonstige finanzielle Aufwendungen" umgruppiert.

6.1 Kosten der Nettoverschuldung

Die Hauptposten der Kosten der Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	Aufwendungen	Erlös	Summe 31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Zinsen auf Bruttofremdkapital	(2.511)	-	(2.511)	(2.074)
Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Absicherungen	(57)	-	(57)	16
Unwirksamer Anteil von Sicherungsinstrumenten des beizulegenden Zeitwerts	-	5	5	(6)
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert		238	238	156
Aktivierte Fremdkapitalkosten	379	-	379	342
KOSTEN DER NETTOVERSCHULDUNG	(2.188)	243	(1.945)	(1.566)

Die erhöhten Kosten der Nettoverschuldung spiegeln im Wesentlichen im Jahresvergleich die Zunahme des ausstehenden durchschnittlichen Schuldenstands wider (vgl. Erläuterung 14.3 "Nettoverschuldung").

6.2 Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez.2010
Sonstige finanzielle Aufwendungen
Gewinne und Verluste bei wirtschaftlichen Absicherungen sonstiger finanzieller Posten	(257)	(135)
Glattstellung von Abzinsungsberichtigungen bei Rückstellungen	(845)	(791)
Zinsen auf Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(83)	(86)
Umtauschverluste	(4)	(43)
Sonstige finanzielle Aufwendungen	(6)	(17)
SUMME	(1.195)	(1.073)
Sonstige Finanzerträge
Erwarteter Ertrag aus Pensionsplanvermögen	248	204
Ertrag aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten	140	128
Zinsergebnis aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	69	50
Zinsergebnis aus Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	51	21
Umrechnungsgewinne	15	0
Sonstige Finanzerträge	12	14
SUMME	535	417
SONSTIGE FINANZERTRÄGE UND -AUFWENDUNGEN, NETTO	(661)	(655)

7 AUFWENDUNGEN FÜR ERTRAGSTEUERN

7.1 In der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzte tatsächliche Aufwendungen für Ertragsteuern

7.1.1 Aufgliederung der in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragsteuern

Die Aufwendungen für Ertragssteuern, die in der Gewinn- und Verlustrechnung für 2011 angesetzt wurden, belaufen sich auf €2.119 Mio. (2010: €1.913 Mio.) und gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Tatsächliche Ertragssteuern	(1.647)	(2.164)
Latente Steuern	(473)	251
SUMME ERTRAGSSTEUERAUFWAND, AUSGEWIESEN IM ERLÖS DES JAHRES	(2.119)	(1.913)

7.1.2 Abgleich von theoretischem Ertragssteueraufwand mit tatsächlichem Ertragssteueraufwand

Ein Abgleich von theoretischem Ertragssteueraufwand mit tatsächlichem Ertragssteueraufwand des Konzerns wird im Folgenden dargestellt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Jahresüberschuss	5.420	5.626
► Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen	462	264
► Aufwendungen für Ertragsteuern	(2.119)	(1.913)
Erlös vor Ertragssteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A)	7.078	7.275
davon französische Gesellschaften	640	2.010
davon Gesellschaften außerhalb Frankreichs	6.438	5.265
Gesetzlicher Ertragssteuersatz der Muttergesellschaft (B)	36,10%	34,43%
THEORETISCHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B)	(2.555)	(2.505)
Tatsächlicher Ertragssteueraufwand
Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz für die Muttergesellschaft und dem gesetzlichen Steuersatz, der in Rechtsprechungen außerhalb Frankreichs gilt	94	125
Permanente Differenzen	(80)	(117)
Erlös zum ermäßigten Steuersatz oder steuerbefreita	758	770
Zusätzlicher Steueraufwandb	(491)	(299)
Wirkung nicht erfasster latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen	(320)	(220)
Ansatz oder Verwendung des Steuerertrags bei zuvor nicht erfassten steuerlichen Verlustvorträgen und sonstigen steuerabzugsfähigen temporären Differenzen	80	91
Auswirkung von Änderungen der Steuersätzec	(45)	19
Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungend	435	199
Sonstige	7	23
TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND	(2.119)	(1.913)
EFFEKTIVER STEUERSATZ (TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND DIVIDIERT DURCH ERLÖS VOR ERTRAGSSTEUER UND ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS ASSOZIIERTER UNTERNEHMEN)	29,9%	26,3%

(a) Bildet hauptsächlich Kapitalgewinne aus Veräußerungen von Anteilen ab, die in Luxemburg, Belgien und Deutschland steuerbefreit oder -ermäßigt sind, niedrigere Steuersätze, die in Frankreich für Wertpapiergeschäfte gelten, eine spezielle Besteuerung bestimmter Unternehmen in Luxemburg, Belgien und Thailand, die Auswirkung der Neubewertung von zuvor gehaltenen Anteilen in Verbindung mit Erwerben auf den Erlös und Änderungen der Konsolidierungsmethoden, die in Erläuterung 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises" beschrieben sind.

(b) Enthält hauptsächlich die Steuer auf Dividenden und Zinsen, die unter anderen Steuerhoheiten erhoben wird, die Steuer auf Tätigkeiten im Kernkraftbereich, die Unternehmen in Belgien zahlen, die Strom aus Kernkraft erzeugen (€212 Mio. 2011 und auch 2010), und regionale Körperschaftssteuern.

(c) Enthält hauptsächlich die Auswirkung des erhöhten Steuersatzes für Explorations- und Produktionstätigkeit in Großbritannien 2011 (von 50% auf 62%), die Steuerermäßigung für sonstige Tätigkeiten in Großbritannien (von 27% auf 25%) und Änderungen des Steuersatzes in Frankreich (für Aufholungen temporärer Differenzen 2012) und Ungarn.

(d) Enthält hauptsächlich die Auswirkung abzugsfähiger fiktiver Zinsen in Belgien und Steuerguthaben in Norwegen und Italien.

Der 2011 von Unternehmen in Frankreich für Erträge über €250 Mio. zu zahlende Ertragssteuersatz wurde auf 36,10% erhöht (34,43% waren es 2010). Der neue Steuersatz geht auf die Einführung einer Sonderabgabe in Höhe von 5% zurück, die für 2011 und 2012 zu entrichten ist.

Für französische Unternehmen werden die temporären Differenzen, deren Aufholung nach 2012 zu erwarten ist, weiterhin mit 34,43% besteuert.

Der Anstieg des effektiven Steuersatzes resultiert primär aus:


―	dem gestiegenen Anteil von Ergebnissen in Rechtsordnungen mit hoher Besteuerung und insbesondere im Explorations- und Produktionssektor, in dem der Steuersatz über 50% liegt.
―	der Ende März 2011 in Großbritannien von 50% auf 62% gestiegenen Steuer auf Explorations- und Produktionstätigkeit;
―	den im Jahresvergleich rückläufigen Veräußerungsgewinnen, die steuerermäßigt oder -befreit sind.

7.1.3 Analyse des in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen latenten Steuerertrags (-aufwands) nach Art der temporären Differenz

	Auswirkungen in der Gewinn- und Verlustrechnung
in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	156	170
Pensionsverpflichtungen	(60)	35
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	177	106
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	(45)	20
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	127	(61)
Other	(547)	226
SUMME	(192)	496
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	(282)	(118)
Steueroptimierte Rückstellungen	(75)	(38)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Schulden zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(151)	146
Sonstige	227	(235)
SUMME	(281)	(245)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(SCHULDEN), NETTO	(473)	251

7.2 Im "ergebnisneutral verrechneten Ergebnis" ausgewiesener latenter Steuerertrag (-aufwand)

Der im "ergebnisneutral verrechneten Ergebnis" ausgewiesene latente Netto-Steuerertrag (-aufwand) gliedert sich wie folgt nach Bestandteilen:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(9)	(5)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	247	158
Absicherungen der Nettoinvestitionen	37	12
Cashflow-Absicherungen für Waren	(129)	(140)
Sonstige Cashflow-Absicherungen	32	(4)
SUMME OHNE ANTEIL DER ASSOZIIERTEN UNTERNEHMEN	178	21
Anteil assoziierter Unternehmen	30	(1)
SUMME	208	20

7.3 Darstellung latenter Steuern in der Bilanz

7.3.1 Änderung bei den latenten Steuern

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

in Millionen Euro	Vermögenswerte	Schulden	Nettoposten
Per 31. Dezember 2010 (vor Korrektur)	1.669	(12.437)	(10.768)
Korrektur eines Fehlers aus früheren Perioden - vgl. Erläuterung 1.2	240		240
Per 31. Dezember 2010 (nach Korrektur)	1.909	(12.437)	(10.528)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss für das Jahr	(192)	(280)	(472)
Auswirkung auf das ergebnisneutral verrechnete Ergebnis	478	(224)	254
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	1.190	(2.025)	(835)
Wechselkursschwankungen	61	(128)	(67)
Sonstige	120	(131)	(11)
Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit	(2.187)	2.187	0
PER 31. DEZEMBER 2011	1.379	(13.038)	(11.659)

Die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises spiegelt im Wesentlichen den Erwerb von International Power wider (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

7.3.2 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. 2011	31. Dez. 2010
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	1.835	1.453
Pensionsverpflichtungen	1.404	1.171
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	956	686
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	1.321	994
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	1.283	569
Sonstige	849	1.119
SUMME	7.648	5.992
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte und ihren Steuerwerten	(16.714)	(14.688)
Steueroptimierte Rückstellungen	(334)	(264)
Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Schulden zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(1.194)	(539)
Sonstige	(1.065)	(1.029)
SUMME	(19.307)	(16.520)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(SCHULDEN), NETTO	(11.659)	(10.528)

Latente Steueransprüche von €1.835 Mio. wurden für Steueraufwendungen und Steuerguthaben verbucht, die am 31. Dezember 2011 vorgetragen wurden (Ende 2010 €1.453 Mio.). Wie schon 2010 enthält dieser Betrag alle steuerlichen Verlustvorträge der steuerlichen Organkreise GDF SUEZ SA und SUEZ Environnement.

Der Konzern schätzt ein, dass alle steuerlichen Verlustvorträge in Verbindung mit dem steuerlichen Organkreis International Power North America über einen Zeitraum von zehn Jahren verwendet werden.

Wären die Steuergesetze und Regelungen 2011 die gleichen wie 2010 geblieben, hätte der steuerliche Organkreis SUEZ Environnement die meisten seiner latenten Steueransprüche, die für die steuerlichen Verlustvorträge angesetzt sind, über den Zeitraum verwendet, über den sich der vom Management genehmigte mittelfristige Business-Plan (2012-2017) erstreckt. Trotz der Neuregelungen 2011 (steuerliche Verlustvorträge dürfen nur mit 60% des steuerbaren Erlöses für das Jahr verrechnet werden) ist der Konzern der Auffassung, dass dieser steuerliche Organkreis seine gesamten latenten Steueransprüche verwenden könnte, die auf steuerliche Verlustvorträge zurückgehen, davon etwa 40% während der Laufzeit des mittelfristigen Business-Plans.

Abgesehen von diesen beiden steuerlichen Organkreisen ist GDF SUEZ der Auffassung, dass alle wesentlichen steuerlichen Verlustvorträge, die in der Bilanz als latente Steueransprüche ausgewiesen sind, über die Periode verwendet werden, die durch den vom Management genehmigten mittelfristigen Business-Plan (2012-2017) gedeckt ist.

7.4 Nicht erfasste latente Steuern

7.4.1 Nicht erfasste abzugsfähige temporäre Differenzen

Am 31. Dezember 2011 belief sich der Steuereffekt von Steueraufwendungen und Steuerguthaben, die für Vorträge gewählt werden können, aber nicht verwendet wurden und in der Bilanz nicht erfasst sind, auf €1.112 Mio. (€783 Mio. am 31. Dezember 2010). Die meisten dieser nicht erfassten Steueraufwendungen beziehen sich auf Gesellschaften in Ländern, in denen Aufwendungen auf unbestimmte Zeit vorgetragen werden dürfen (hauptsächlich Belgien, Frankreich und Luxemburg).

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. Der Abzug empfangener Dividenden muss jetzt vorgetragen werden. 2011 erhielt der Konzern die förmliche Genehmigung der Belgian Ruling Commission bezüglich der Bedingungen für Übertragung und Verwendung des Abzugs von empfangenen Dividenden aus Fusionen und Ausgliederungen. Da einige Gesellschaften des Konzerns nicht erwarten können, mittelfristig genug steuerbare Gewinne zu haben (insbesondere GDF SUEZ Belgien und Genfina), haben diese Unternehmen latente Steueransprüche aus diesen abzugsfähigen Vorträgen nicht ausgewiesen. Die steuerliche Wirkung dieser nicht erfassten Posten beträgt €340 Mio. und ist in dem Betrag von €1.112 Mio. nicht verwendeter und nicht in der Bilanz per 31. Dezember 2011 erfasster Vorträge steuerlicher Aufwendungen und Guthaben enthalten.

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug Ende Dezember 2011 €238 Mio. gegenüber €198 Mio. für Ende Dezember 2010.

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

Wesentliche 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 absehbarer Zukunft nicht aufgeholt wird.

8 ERGEBNIS JE AKTIE

	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Zähler (in Millionen Euro)
Konzernanteil am Jahresüberschuss*	4.003	4.616
Auswirkung von verwässernden Instrumenten
► Emissionen von Wandelanleihen von International Power	(19)
Verwässerter Konzernanteil am Jahresüberschuss	3.984	4.616
Nenner (in Millionen Euro)
Durchschnittszahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.221	2.188
Auswirkung von verwässernden Instrumenten
► Bonusaktienprogramm für Mitarbeiter	9	5
► Programme zum Zeichnen und Erwerben von Aktien durch Mitarbeiter	3	5
VERWÄSSERTE DURCHSCHNITTSZAHL IM UMLAUF BEFINDLICHER AKTIEN	2.233	2.197
Ergebnisse je Aktie (Euro)
Ergebnisse je Aktie	1,8	2,1
Verwässerte Ergebnisse je Aktie	1,8	2,1

* Der Anteil von SUEZ Environnement am Jahresüberschuss, der im Konzernanteil am Jahresüberschuss enthalten ist, ist der Erlösanteil nach Abzug des Kupons, der den Inhabern von Hybridanleihen von SUEZ Environnement zugewiesen wird, wie in Erläuterung 16.7 "Nichtbeherrschende Beteiligungen" beschrieben wird. Die verwässernde Wirkung dieser Anleihen wird daher bereits bei den Ergebnissen je Aktie berücksichtigt.

Die verwässernden Instrumente des Konzerns, die in der Berechnung von verwässerten Ergebnissen je Aktie enthalten sind, werden in Erläuterung 23.1 "Aktienoptionsprogramme" und 23.3 "Bonusaktien und Performance Shares" dargelegt.

Die verwässerten Ergebnisse je Aktie berücksichtigen nicht die Aktienzeichnungsoptionen, die Mitarbeitern zu einem Ausübungspreis über dem durchschnittlichen Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien bewilligt werden. Die entsprechenden Programme sind von 2007, 2008 und 2009 und sind in Erläuterung 23.1.1 "Einzelheiten geltender Aktienoptionsprogramme" beschrieben.

Instrumente, die am 31. Dezember 2011 einen Ertragszuwachs verzeichneten, könnten in späteren Perioden durch Änderungen des durchschnittlichen jährlichen Aktienpreises verwässert werden.

9 GOODWILL

9.1 Entwicklungen beim Buchwert des Goodwill

in Millionen Euro	Bruttobetrag	Wertminderungs- aufwand	Nettobetrag
Per 31. Dezember 2009	28.238	(249)	27.989
Korrektur eines Fehlers aus früheren Perioden - vgl. Erläuterung 1.2	366		366
Angepasster Saldo am 1. Januar 2010	28.604	(249)	28.355
Wertminderung		(169)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(82)	23
Währungsumrechnungsdifferenzen	324	(15)
Sonstige	(514)	11
Per 31. Dezember 2010	28.332	(399)	27.933
Wertminderung		(61)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	3.343	23
Währungsumrechnungsdifferenzen	107	17
PER 31. DEZEMBER 2011	31.782	(420)	31.362

Die Erhöhung des Goodwill in der Bilanz per 31. Dezember 2011 spiegelt primär €2.822 Mio. Goodwill aus dem Erwerb von International Power (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"), €566 Mio. vorläufigen Goodwills aus dem Erwerb der Untertage-Gasspeicher in Deutschland (vgl. Erläuterung 2) und €129 Mio. Goodwill aus dem Erwerb von Ne Varietur (Energiedienstleistungen) wider. Diese Zugänge zum Goodwill wurden teilweise durch die €209 Mio. ausgeglichen, die infolge des Teilverkaufs von wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund und des Verlusts maßgeblichen Einflusses auf flämische Unternehmen im Kommunalverbund aus dem Goodwill auszubuchen waren.

Im Ergebnis des jährlichen Werthaltigkeitstests, der 2011 durchgeführt wurde, war ein Wertminderungsaufwand von €61 Mio. beim Goodwill für die CGU Energy - Southern Europe anzusetzen.

2010 bezogen sich Änderungen des Goodwill hauptsächlich auf eine beherrschende Beteiligung an der Hisusa/Agbar-Gruppe mit einem Zugang von €394 Mio. zum Goodwill, auf die Abwicklung zuvor gehaltener gegenseitiger Beteiligungen von Lyonnaise des Eaux und Veolia Environnement mit einem Zugang von €203 Mio. und auf die Ausbuchung des Teils des Goodwill, der als Teil der Veräußerung von Elia-Aktien verkauft wurde, was den Goodwill um €155 Mio. verringerte.

Der negative Betrag von €514 Mio. unter "Sonstige" spiegelte hauptsächlich den Abschluss der Eröffnungsbilanz für deutsche Unternehmen wider, die 2009 von E.ON (€336 Mio.) erworben wurden.

2010 wurde ein Wertminderungsaufwand für einen Gasversorger in der Türkei (€134 Mio.) und bei dem Goodwill verbucht, der der Infrastructures-Transmission Germany CGU zugeteilt worden war (€27 Mio.).

9.2 Die wichtigsten Goodwill-CGUs

9.2.1 Festlegung von Goodwill-CGUs für International Power

Nach dem Erwerb von International Power und der Neuorganisation des internationalen Energieerzeugungs- und -absatzgeschäfts des Konzerns (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" und Erläuterung 3.1 "Geschäftssegmente") ermittelten GDF SUEZ und International Power die Zahlungsmittel generierenden Einheiten, denen die €2.822 Mio. Goodwill aus dem Erwerb von International Power und die übernommenen €1.305 Mio. Goodwill aus dem Energy International-Geschäft, das auf International Power übertragen wurde, zuzuteilen wären ("Goodwill CGUs").

Sechs Goodwill-CGUs wurden identifiziert, die den regionalen Management-Ebenen bei International Power entsprechen: International Power - North America CGU, International Power - Latin America CGU, International Power - Asia CGU, International Power - United Kingdom & Other Europe CGU, International Power - Middle East, Turkey & Africa CGU und International Power - Australia CGU.

Am 31. Dezember 2011 allozierte der Konzern diesen Goodwill vorläufig auf die sechs Goodwill-CGUs. Die sechs Goodwill-CGUs und diese vorläufige Allokation des Goodwill dienten dann als Grundlage für die jährlichen Werthaltigkeitstests.

Die Goodwill-Allokation aus dem Erwerb von International Power wird 2012 abgeschlossen.

9.2.2 Darstellung der wichtigsten Goodwill-CGUs

Die folgende Tabelle gliedert den Goodwill nach CGU:

CGU in Millionen Euro	Geschäftssegment	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
WESENTLICHE CGUs1
Energy - Benelux & Germany	Energy - Benelux & Germany	7.536	7.777
Midstream/Downstream	Global Gas & LNG	4.296	4.266
Distribution2	Infrastructures	4.009	4.009
Energy - France	Energy France	2.906	2.885
International Power - North America	Energy - International Power	1.627	696
SONSTIGE BEDEUTENDE CGUs
Storage2	Infrastructures	1.359	1.359
International Power - Asia	Energy - International Power	820	479
International Power - United Kingdom & Other Europe	Energy - International Power	663	23
Transmission France2	Infrastructures	614	614
Energy - Eastern Europe	Energy Europe	595	627
SONSTIGE CGUS (EINZELN UNTER €600 MIO.)2		6.938	5.198
SUMME		31.362	27.933

(1) Wesentliche CGUs sind solche, die mehr als 5% des Gesamt-Goodwills des Konzerns repräsentieren.

(2) Goodwill in Höhe von €366 Mio. aus der Korrektur eines Fehlers aus früheren Perioden, der in Erläuterung 1.2 dargelegt ist, wurde auf folgende CGUs alloziert: Distribution (€129 Mio.), Storage (€91 Mio.), Transmission Ranee (€78 Mio.) und die Terminals CGU in der Sparte Infrastructures (€68 Mio.).

9.3 Werthaltigkeitstest von Goodwill-CGUs

Alle Goodwill-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 der abgezinsten Cashflows wird der Nutzungswert für drei Szenarios ("niedrig", "mittel" und "hoch") berechnet. Für gewöhnlich für das "mittlere" Szenario bevorzugt, weil das Management es für das wahrscheinlichste hält.

Die erzielbaren Beträge aus der Anwendung dieser drei Szenarios ("niedrig", "mittel" und "hoch") 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 widerspiegeln, die mit jeder überprüften CGU verbunden sind. Die Abzinsungssätze entsprechen risikolosen Marktzinssätzen, zuzüglich eines Länderrisikozuschlags. Die Sätze nach Steuern, mit denen 2011 der Nutzungswert von Goodwill-CGUs in den Cashflow-Prognosen bemessen wurde, lagen 2011 zwischen 5,2% und 13,6% (2010 waren es 4,6% und 11,6%).

9.3.1 Wesentliche CGUs

Mit Ausnahme der CGUs Energy - Benelux & Germany, Midstream/ Downstream, Distribution, Energy - France und International Power - North America (siehe unten) macht kein einzelner Goodwill-Betrag, der auf CGUs alloziert 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 Änderungen bei den nachstehend beschriebenen Schlüsselannahmen den Buchwert des Goodwill nicht über den erzielbaren Betrag steigern würden.

Der auf die CGU Energy - Benelux & Germany allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2011 allozierte Gesamt-Goodwill betrug €7.536 Mio. Diese CGU umfasst die Stromerzeugung des Konzerns, 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 zwischen 6,5% und 9% beruhen. Den Endwert erhielt man ausgehend von Cashflows, die über eine Sechsjahresperiode für eine Wachstumsrate gleich der erwarteten Inflationsrate (1,9%) extrapoliert wurde.

Die Schlüsselannahmen enthalten die Abzinsungssätze und die erwarteten Trends bei langfristigen Preisen für Strom und Brennstoff. Diese Eingangsgrößen reflektieren die bestmöglichen Schätzungen der Energiepreise durch den Konzern, während der Brennstoffverbrauch unter Berücksichtigung der erwarteten Änderungen bei den Produktionsvermögenswerten geschätzt wird. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent. Der benutzte rechtliche Rahmen ist mit einer Perspektive industrieller Stabilität konsistent und berücksichtigt die verschiedenen nationalen Regelungen, die in der Region gelten, und Vereinbarungen zwischen dem Konzern und Lokalverwaltungen.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 32,5% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 48,7% auf diese Rechnung.

Ein Rückgang der durchschnittlichen Spannen um €1/MWh beim Endwert hätte eine Negativwirkung von 12,2% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der durchschnittlichen Spannen um €1/MWh beim Endwert hätte eine Positivwirkung von 12,2% auf diese Rechnung.

Verschiedene extreme Umstellungsszenarios wurden in Betracht gezogen. Das Entfernen aller Kernkraftwerksbestandteile nach 40 Jahren Betriebsdauer der jetzigen Werke aus dem Portfolio und die daraus resultierende Änderung der entsprechenden Kernbrennstoffsteuer hätte eine drastische Negativwirkung (91% auf den Überschuss des erzielbaren Werts gegenüber dem Buchwert, ohne Berücksichtigung der Positivwirkung auf den Ersatz und den Effekt für Energiepreise), doch stellt dieses Szenario den Buchwert der CGU nicht in Frage.

Der auf die CGU Midstream/Downstream allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2011 allozierte Gesamt-Goodwill betrug €4.296 Mio. Die CGU Midstream/Downstream enthält Konzerngesellschaften, die Gas aus Lieferverträgen und von organisierten Märkten an den Konzern liefern und die Energieangebote und entsprechende Dienstleistungen an die größten Kunden des Konzerns in Europa vermarkten.

Der erzielbare Betrag der CGU Midstream/Downstream wird auch mit Hilfe von Cashflowprognosen auf der Basis des Nutzungswerts berechnet. Die Abzinsungssätze für diese Prognosen reichen von 8% bis 9,1%, je nach Geschäftstätigkeit und Länderrisiken. Der erzielbare Betrag enthält einen Endwert für die Periode über die sechs Jahre hinaus, berechnet mit einer langfristigen Wachstumsrate (zwischen 0% und 3%, je nach Art der Geschäftstätigkeit), die für das Standard-EBITDA im letzten Jahr der Prognosen angesetzt wird.

Die Schlüsselannahmen und Schätzungen enthalten die Abzinsungssätze, die geschätzten Preise für Kohlenwasserstoff, Wechselkursänderungen Euro/Dollar, die Marktaussichten und die Wartezeit, die für die Wiederangleichung von Öl- und Gaspreisen erforderlich ist. Die benutzten Eingangsgrößen reflektieren die bestmöglichen Schätzungen für Marktpreise und erwartete Markttrends.

In dem "mittleren" Szenario, das das Management seinem mittelfristigen Geschäftsplan zugrunde gelegt hat, erwartet der Konzern, dass sich die Öl- und Gaspreise ab 2013 teilweise und ab 2014 gänzlich angleichen. Gleich sich die Preise ein Jahr später an, würde der Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert um 9,8% sinken. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 69,1% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 79,9% auf diese Rechnung.

Eine Erhöhung der langfristigen Wachstumsrate zur Bestimmung des Endwerts um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 52% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Eine Senkung der langfristigen Wachstumsrate um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 45% auf diese Rechnung. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen.

Der auf die CGU Distribution allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2011 allozierte Gesamt-Goodwill betrug €4.009 Mio. 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 (regulated asset base - RAB). Die RAB ist der Wert, den der Regulierer den vom Händler 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.

Der auf die CGU Energy - France allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2011 allozierte Gesamt-Goodwill betrug €2.906 Mio. Die CGU Energy - France umfasst eine Reihe von Tätigkeiten, zu denen die Stromerzeugung, der Verkauf von Gas, Strom und der 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 vom Management Committee des Konzerns erwarteten Tätigkeitsbedingungen, insbesondere die regulierten Tarife, Marktpreise, erwartete Trends für langfristige Strom- und Brennstoffpreise, Marktaussichten für die Zukunft und geltende Abzinsungssätze. Die Inputs für jede dieser Annahmen reflektieren sowohl Erfahrungen der Vergangenheit als auch die bestmöglichen Schätzungen der Marktpreise.

Bei stromerzeugenden Vermögenswerten werden die Cashflows entweder über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte oder über die Laufzeiten der Verträge hochgerechnet, die mit den Tätigkeiten der Unternehmen in der CGU zusammenhängen.

Für die mit dem Absatz von Strom und Gas befasste Business Unit wird der Endwert durch Extrapolieren der Zahlungsströme über den mittelfristigen Business-Plan hinaus errechnet.

Die angewandten Abzinsungssätze reichen von 6,1% bis 9,5% und entsprechen dem gewichteten Gesamtkapitalkostensatz, der angepasst wird, um die Geschäftsrisiken für die Vermögenswerte der CGU widerzuspiegeln.

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 19,5% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 22,2% auf diese Rechnung.

Ein Rückgang der Verkaufspreise für Strom und Gas um €1/MWh hätte eine Negativwirkung von 15% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der Verkaufspreise für Strom und Gas um €1/MWh hätte eine Positivwirkung von 15,5% auf diese Rechnung.

Der auf die CGU International Power - North America allozierte Goodwill

Der auf diese CGU per 31. Dezember 2011 allozierte Gesamt-Goodwill betrug €1.627 Mio. Die Unternehmen dieser CGU erzeugen Strom und verkaufen Strom und Gas in den Vereinigten Staaten, Mexiko und Kanada. Sie sind auch im LNG-Import- und Wiederverdampfungsgeschäft tätig.

Der erzielbare Betrag dieser CGU International Power - North America 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.

Für die Tätigkeiten der Stromerzeugung wurde der Endwert für jede Vermögenswertklasse durch Extrapolieren der Zahlungsströme errechnet, die bis zum Ablauf der Betriebsgenehmigung für die Einrichtungen erwartet werden. Für das LNG-Geschäft und den Stromverkauf an Privatkunden wurde der Endwert durch Extrapolieren der Zahlungsströme über das letzte Jahr des mittelfristigen Business-Plans hinaus mit Wachstumsraten zwischen 0% und 1% errechnet.

Die Schlüsselannahmen beinhalten langfristige Trends bei den Strom- und Brennstoffpreisen, die künftigen Marktaussichten und die angesetzten Diskontierungssätze. Die für diese Annahmen benutzten Eingangsgrößen spiegeln die besten Schätzungen von Marktpreisen wider. Die Abzinsungssätze für 2011 reichen von 5,7% bis 10,3%, je nach den betreffenden Geschäftstätigkeiten

Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 83,2% auf den Überschuss zwischen erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 83,1% auf diese Rechnung.

Ein Rückgang der Gaspreise um USD 1/MMBtu (Million Metric British thermal units) hätte eine Negativwirkung von 90,2% auf den Überschuss zwischen ereielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der Gaspreise um USD 1/MMBtu hätte eine Positivwirkung von 90,2% auf diese Rechnung.

9.3.2 Sonstige bedeutende CGUs

Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der sonstigen bedeutenden CGUs. Zur Bestimmung des Nutzungswerts wird die Methode der abgezinsten Cashflows (CDF) oder das Modell der abgezinsten Dividenden (DDM) benutzt. Der erzielbare Betrag mancher CGUs wird nach der RAB oder nach Evaluierungen kürzlich durchgeführter Transaktionen berechnet.

CGU	Geschäftssegment	Bewertung	Abzinsungssatz
Storage	Infrastructures	DCF	5,9% - 6,6%
International Power - Asia	Energy - International Power	DCF + DDM + Veräußerungspreis	7,4%-13,4%
International Power - United Kingdom & Other Europe	Energy - International Power	DCF + DDM + Veräußerungspreis	5,4%- 10%
Transmission France	Infrastructures	Beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten
Energy - Eastern Europe	Energy Europe	DCF + RAB + Veräußerungspreis	8,4%-11,8%

9.4 Goodwill-Segmentberichterstattung

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

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Energy France	2.906	2.885
Energy Europe & International	12.821	10.292
davon: Benelux & Germany	7.536	7.777
Europe	1.004	1209
International Power	4.281	1.305
Global Gas & LNG	4.359	4.331
Infrastructures	6.705	6.139
Energy Services	1.325	1.157
SUEZ Environnement	3.246	3.128
SUMME	31.362	27.933

10 IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE, NETTO

10.1 Entwicklungen bei immateriellen Vermögenswerten

in Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsanrechte	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2009	4.394	2.405	9.520	16.319
Erwerbe	501	1	770	1.272
Veräußerungen	(66)	0	(143)	(209)
Währungsumrechnungsdifferenzen	63	0	96	159
Änderungen des Konsolidierungskreises	427	0	922	1.349
Sonstige	(15)	18	86	89
Per 31. Dezember 2010	5.304	2.424	11.251	18.979
Erwerbe	369	(0)	606	975
Veräußerungen	(16)	0	(75)	(91)
Währungsumrechnungsdifferenzen	61	0	50	111
Änderungen des Konsolidierungskreises	(8)	0	491	483
Sonstige	51	(70)	41	23
Per 31, 2011. Dezember	5.762	2.354	12.363	20.480
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2009	(1.812)	(665)	(2.421)	(4.899)
Abschreibung und Wertminderung	(174)	(88)	(1.524)	(1.786)
Veräußerungen	35	0	40	75
Währungsumrechnungsdifferenzen	(15)	0	(39)	(55)
Änderungen des Konsolidierungskreises	162	0	271	433
Sonstige	16	0	16	32
Per 31. Dezember 2010	(1789)	(753)	(3.657)	(6.199)
Abschreibung und Wertminderung	(260)	(85)	(815)	(1.160)
Veräußerungen	14	0	61	75
Währungsumrechnungsdifferenzen	(9)	0	(20)	(29)
Änderungen des Konsolidierungskreises	22	0	53	75
Sonstige	(77)	69	(8)	(16)
Per 31. Dezember 2011	(2.099)	(769)	(4.387)	(7.254)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2010	3.515	1.671	7.594	12.780
Per 31. Dezember 2011	3.664	1.586	7.977	13.226

2011 entsprechen Anschaffungen im Zusammenhang mit immateriellen Rechten aus Konzessionsverträgen den Bauarbeiten aus Konzessionsverträgen an von SUEZ Environnement verwalteten Infrastruktureinrichtungen und Energiedienstleistungen in Höhe von €235 Mio. bzw. €131 Mio.

Änderungen des Konsolidierungskreises enthalten 2011 primär die Erstkonsolidierung von International Power (€430 Mio.), den Erwerb von WSN Environmental Solutions (€128 Mio.) und die Veräußerung von G6 Rete Gas (€115 Mio.).

2010 bezogen sich die Anschaffungen hauptsächlich auf immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen der Sparten SUEZ Environnement (€338 Mio.) und Energy Services (€161 Mio.) und auf Explorations- und Produktionsgenehmigungen in Australien (€257 Mio.).

Der 2010 ausgewiesene Wertminderungsaufwand belief sich auf €751 Mio. und betraf vor allem das Portfolio langfristiger Gaslieferverträge der Sparte Global Gas & LNG und Explorationslizenzen in Ägypten, Libyen und dem Golf von Mexiko (€84 Mio.).

10.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

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

10.1.2 Kapazitätsanrechte

Der Konzern hat Kapazitätsanrechte für Kraftwerke erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kraftwerkskapazitätsanrechte wurden in Verbindung mit Geschäftsvorfällen oder im Rahmen der Beteiligung des Konzerns an der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke erworben. Als Gegenleistung erhielt der Konzern das Recht, einen Teil der Produktion über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Basiswerte 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 und dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.

10.1.3 Sonstige

Ende 2011 befinden sich unter dieser Titel vor allem Wasserentnahmerechte, Lizenzen und immaterielle Vermögenswerte, die infolge der Fusion mit Gaz de France erworben wurden. Dazu gehören im Wesentlichen die Marke und die Kundenkontakte von GDF Gaz de France sowie Lieferverträge. Die Explorations- und Produktionsgenehmigungen unter "Sonstige" der obigen Tabelle werden in Erläuterung 19 "Explorations- und Produktionstätigkeit" erklärt.

Der Buchwert immaterieller Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, weil ihre Nutzungsdauer unbestimmt ist, betrug per 31. Dezember 2011 €936 Mio. (€1.007 Mio. Ende 2010). Dieser Titel bezieht sich hauptsächlich auf Wasserentnahmerechte und die Marke GDF Gaz de France, die als Teil der Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zu den Vermögenswerten und Schulden von Gaz de France erfasst wurden.

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 nach IAS 38 nicht erfüllen, beliefen sich 2011 auf €231 Mio. und 2010 auf €222 Mio. Aufwendungen für unternehmenseigene Projekte 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	Abbruchkosten	Anlagen in Bau
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2009	2.337	8.216	74.002	1.723	1.072	9.770
Erwerbe	87	174	1.235	150	0	6.548
Veräußerungen	(42)	(51)	(380)	(87)	(26)	(147)
Währungsumrechnungsdifferenzen	70	244	1.811	36	18	412
Änderungen des Konsolidierungskreises	318	126	2.129	(20)	3	53
Sonstige	167	(2.895)	8.772	(10)	581	(6.019)
Per 31. Dezember 2010	2.937	5.813	87.568	1.791	1.648	10.618
Erwerbe	44	93	1.273	131	0	6.549
Veräußerungen	(45)	(88)	(402)	(85)	0	(0)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(9)	(75)	2	1	6	(159)
Änderungen des Konsolidierungskreises	160	429	9.265	11	11	707
Zu den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten umgebucht	(0)		(1.487)		(12)	(2)
Sonstige	122	927	5.029	65	98	(6.359)
Per 31. Dezember 2011	3.209	7.100	101.248	1.916	1.751	11.354
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2009	(956)	(2.558)	(22.378)	(1.097)	(732)	(170)
Abschreibung und Wertminderung	(89)	(368)	(4.323)	(165)	(75)	(137)
Veräußerungen	34	23	241	75	(0)	119
Währungsumrechnungsdifferenzen	(31)	(54)	(481)	(22)	(13)	(2)
Änderungen des Konsolidierungskreises	0	91	880	22	(2)	0
Sonstige	12	593	(555)	30	(10)	52
Per 31. Dezember 2010	(1.029)	(2.273)	(26.616)	(1.158)	(832)	(139)
Abschreibung und Wertminderung	(76)	(358)	(5.018)	(154)	(122)	(70)
Veräußerungen	23	67	356	81	0	8
Währungsumrechnungsdifferenzen	(13)	16	149	1	(4)	(1)
Änderungen des Konsolidierungskreises	0	0	(50)	4	2	(0)
Zu den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten umgebucht			455		1
Sonstige	0	(8)	(105)	(2)	(6)	(5)
Per 31. Dezember 2011	(1.094)	(2.555)	(30.828)	(1.229)	(960)	(208)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2010	1.908	3.540	60.953	634	817	10.479
Per 31,2011. Dezember	2.115	4.544	70.420	687	791	11.146

in Millionen Euro	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2009	1.241	98.360
Erwerbe	103	8.297
Veräußerungen	(48)	(780)
Währungsumrechnungsdifferenzen	18	2.609
Änderungen des Konsolidierungskreises	(107)	2.501
Sonstige	(32)	563
Per 31. Dezember 2010	1.175	111.551
Erwerbe	91	8.182
Veräußerungen	(31)	(650)
Währungsumrechnungsdifferenzen	1	(232)
Änderungen des Konsolidierungskreises	15	10.598
Zu den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten umgebucht	(2)	(1.504)
Sonstige	43	(75)
Per 31. Dezember 2011	1.292	127.869
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2009	(804)	(28.695)
Abschreibung und Wertminderung	(179)	(5.336)
Veräußerungen	40	531
Währungsumrechnungsdifferenzen	(11)	(614)
Änderungen des Konsolidierungskreises	89	1.082
Sonstige	62	184
Per 31. Dezember 2010	(802)	(32.848)
Abschreibung und Wertminderung	(134)	(5.933)
Veräußerungen	27	562
Währungsumrechnungsdifferenzen	2	151
Änderungen des Konsolidierungskreises	0	(43)
Zu den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten umgebucht	1	458
Sonstige	32	(95)
Per 31. Dezember 2011	(874)	(37.749)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2010	373	78.703
Per 31,2011. Dezember	417	90.120

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich netto mit €10.555 Mio. auf die Sachanlagen aus. Diese Änderungen resultieren hauptsächlich aus der Konsolidierung der Eröffnungsbilanz von International Power (€10.941 Mio.), dem Erwerb von Gasspeichern in Deutschland (€403 Mio.), dem Geschäftsvorfall Acea (€312 Mio.) und dem Erwerb von WSN Environmental Solutions durch Sita Australia (€144 Mio.). Sie sind auch das Ergebnis der Veräußerung von G6 Rete Gas (€624 Mio.), EFOG (€336 Mio.) und des Verlustes der Beherrschung von Bristol Water (€380 Mio.) (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

Die Hidd Power Company und die Kraftwerke Choctaw und Hot Springs wurden als zur Veräußerung verfügbar eingestuft (vgl. Erläuterung 2.3), und der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen wurde in der Bilanz in die "Zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" umgebucht.

Die Hauptauswirkungen von Wechselkursschwankungen auf den Bruttowert von Sachanlagen per 31. Dezember 2011 bestehen vor allem in Umrechnungsgewinnen beim US-Dollar (€457 Mio.) und dem australischen Dollar (€260 Mio.) und Umrechnungsverlusten beim brasilianischen Real (€481 Mio.) und dem chilenischen Peso (€178 Mio.).

Der bei den Sachanlagen 2011 angesetzte Wertminderungsaufwand betrug €241 Mio. Diese Verluste werden in Erläuterung 5.2.2 "Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten (ohne Goodwill)" dargelegt und betreffen hauptsächlich einen Stromerzeuger in Spanien und ein Kraftwerk in den Vereinigten Staaten.

Vermögenswerte in Bezug auf Exploration und Produktion von Bodenschätzen aus der obigen Tabelle werden in Erläuterung 19 "Explorations- und Produktionstätigkeit" erklärt. Felder in der Erschließungsphase stehen unter "Anlagen in Bau", produzierende Felder unter "Anlagen und Ausrüstung".

11.2 Verpfändete und mit einer Hypothek belastete Vermögenswerte

Posten aus Sachanlagen, die der Konzern als Bürgschaft für Finanzschulden verpfändet hat, beliefen sich per 31. Dezember 2011 auf €9.383 Mio. gegenüber €3.538 Mio. im Vorjahr. Die Zunahme bei den verpfändeten Vermögenswerten hängt primär mit den von International Power erworbenen Kraftwerken zusammen, die als Sicherheitsleistung für die Finanzierung des Geschäfts hinterlegt wurden.

11.3 Vertragliche Zusicherungen zum Erwerb von Sachanlagen

In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit haben einige Gesellschaften des Konzern 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 Investitionszusagen des Konzerns zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2011 auf €6.459 Mio. gegenüber €5.956 Mio. am 31. Dezember 2010. Die Zunahme der Zusicherungen spiegelt hauptsächlich die Auswirkung des Erwerbs von International Power und die vermehrten Zusagen von GDF Norge für die Gudrun-Ölfelder wider. Dieser Zunahme stand zum Teil ein Rückgang der Zusicherungen durch die Business Area Benelux & Germany nach Fertigstellung von Teilen der Bauten bei neuen Kraftwerken gegenüber.

11.4 Sonstige Informationen

Die Fremdkapitalkosten, die 2011 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2011 auf €379 Mio. und Ende 2010 auf €342 Mio.

12 INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN

12.1 Aufgliederung von Investitionen in assoziierte Unternehmen

	Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen		Anteil am Jahresüberschuss (Verlust) von assoziierten Unternehmen
in Millionen Euio	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
---	---	---	---	---
Belgische Unternehmen im Kommunalverbund	39	416	187	184
Gasag	471	468	16	20
Paiton	614	0	65	0
ISAB Energy srl	153	0	4	0
GTT	88	117	(8)	(3)
Noverco	0	229	7	10
Sonstige	1.255	750	192	54
SUMME	2.619	1.980	462	264

Die Zunahme des Buchwerts von Investitionen in assoziierte Unternehmen ist hauptsächlich der Eingliederung von assoziierten Unternehmen von International Power (z. B. Paiton und ISAB Energy) in den Konzernabschluss zuzuschreiben. Der Geschäftsvorfall International Power ist in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" genauer beschrieben.

Wie in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" angegeben, übt der Konzern keinen maßgeblichen Einfluss mehr auf die flämischen Unternehmen im Kommunalverbund aus. Folglich sind die entsprechenden Aktien nun im Konzernabschluss unter "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" dargestellt. Zusätzlich kam es im Juni 2011 zu Verringerungen des Aktienkapitals der flämischen und wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund. Da der Konzernanteil an diesen Kapitalverringerungen den Buchwert seiner Eigenkapitalinstrumente an assoziierten Unternehmen überschritt, wurde der Überschuss als Erlös behandelt und der Wert der Aktien außerplanmäßig mit null abgeschrieben. Im Ergebnis dessen wurde eine positive Wirkung von €49 Mio. im "Anteil am Jahresüberschuss aus assoziierten Unternehmen" ausgewiesen. Der Ausweis des Konzernanteils am Jahresüberschuss dieser Unternehmen wird für die folgenden Perioden ausgesetzt, bis der Überschuss ausgeglichen ist. Am 31. Dezember 2011 betrug der Überschuss €70 Mio., vor allem aufgrund einer Dividendenausschüttung von €21 Mio. in der zweiten Jahreshälfte, die als "Anteil am Jahresüberschuss aus assoziierten Unternehmen" ausgewiesen ist.

Am 30. Juni 2011 verkaufte der Konzern seine Beteiligung an Noverco.

Am 31. Dezember 2011 betrug der nicht erfasste Gesamtverlust bei assoziierten Unternehmen (entspricht dem kumulativen Betrag von Verlusten, die den Buchwert von Investitionen in die jeweiligen assoziierte Unternehmen überschreiten), einschließlich des ergebnisneutral verrechneten Ergebnisses €412 Mio. Diese nicht erfassten Verluste entsprechen hauptsächlich dem beizulegenden Zeitwert von Finanzinstrumenten, die als Zinsabsicherungen designiert wurden ("Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis"), die assoziierte Unternehmen im Nahen Osten in Verbindung mit der Finanzierung des Baus von Kraftwerken und Entsalzungsanlagen aufgenommen haben.

12.2 Kennzahlen assoziierter Unternehmen

in Millionen Euro	Neuester Anteil der Beherrschung	Summe Vermögenswerte1	Schulden1	Eigenkapital1	Erträge1	Jahresüberschuss1
Per 31. Dezember 2011
Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie und in Brüssel2		4.685	2.816	1.869	1.227	266
PT Paiton Energy Company	44,7	3.658	2.285	1.373	558	145
ISAB Energy	49,0	652	340	312	430	7
Gasag-Gruppe	31,6	2.770	2.054	716	1.165	52
GTT	40,0	102	78	24	53	10
Per 31. Dezember 2010
Belgische Unternehmen im Kommunalverbund2		11.735	6.901	4.834	2.827	585
Noverco -Gruppe	17,6	4.394	3.090	1.304	1.271	58
Gasag-Gruppe	31,6	2.763	2.002	761	1.162	73
GTT	40,0	126	59	67	77	19

(1) Die Schlüsselzahlen für assoziierte Unternehmen werden auf 100%-Basis dargestellt.

(2) Ausgehend von den kombinierten Finanzdaten der Unternehmen im Kommunalverbund für das vorige Geschäftsjahr, die nach IFRS angepasst wurden.

13 INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES

Die wichtigsten Joint Ventures haben wie folgt zum Konzernabschluss beigetragen:

in Millionen Euro	Konsolidierungs- anteil	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte	Kurzfristige Schulden	Langfristige Schulden	Erträge
Per 31. Dezember 2011
Energia Sustentavel Do Brasil	50,1	177	1.936	125	1.035	0
SPP-Gruppe	24,5	308	1.655	95	342	752
WSW Energie und Wasser	33,1	43	304	57	75	190
Senoko	30,0	123	864	217	470	603
Tirreno Power	50,0	239	819	210	568	529
Eco Electrica Project	50,0	77	416	48	134	136
Per 31. Dezember 2010
EFOG	22,5	135	334	5	171	166
Energia Sustentavel Do Brasil	50,1	271	1.224	77	849	0
AceaElectrabel Group	40,6*	472	734	739	150	1.291
SPP-Gruppe	24,5	277	1.705	92	350	737
WSW Energie und Wasser	33,1	42	307	53	73	170
Senoko	30,0	90	773	51	539	524
Tirreno Power	35,0	146	569	143	411	308

in Millionen Euro	Jahresüberschuss
Per 31. Dezember 2011
Energia Sustentavel Do Brasil	15
SPP-Gruppe	140
WSW Energie und Wasser	11
Senoko	28
Tirreno Power	17
Eco Electrica Project	19
Per 31. Dezember 2010
EFOG	76
Energia Sustentavel Do Brasil	5
AceaElectrabel Group	26
SPP-Gruppe	144
WSW Energie und Wasser	6
Senoko	9
Tirreno Power	15

* Der Konsolidierungsanteil bezieht sich auf die Holding-Unternehmen.

Im ersten Quartal 2011 beendeten GDF SUEZ und Acea ihre Partnerschaft bei Geschäftstätigkeiten im Energiebereich in Italien. Nachdem die gegenseitigen Beteiligungen aufgelöst wurden, erwarb der Konzern eine beherrschende Beteiligung an einer Reihe von Unternehmen, die nun vollkonsolidiert sind.

Dieser Geschäftsvorfall ist in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" genauer beschrieben.

Der Konzern verkaufte seine Beteiligung von 22,5% an EFOG am 31. Dezember 2011 (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

14 FINANZINSTRUMENTE

14.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die finanziellen Vermögenswerte des Konzerns gliedern sich in folgende Kategorien:

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro		Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	3.299		3.299	3.252		3.252
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	3.813	24.446	28.259	2.794	21.533	24.327
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	3.813	1.311	5.124	2.794	1.032	3.825
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto		23.135	23.135		20.501	20.501
Sonstige finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert	2.911	8.197	11.108	2.532	7.452	9.984
Derivate	2.911	5.312	8.223	2.532	5.739	8.271
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Derivate)	2.885		2.885	1.713		1.713
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		14.675	14.675		11.296	11.296
SUMME	10.023	47.319	57.342	8.578	40.280	48.858

14.1.1 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

in Millionen Euro
Per 31. Dezember 2009	3.563
Erwerbe	518
Veräußerungen - Buchwert ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst unter "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis"	(648)
Veräußerungen - "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis", ausgebucht	(27)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(99)
Änderungen des im Erlös erfassten beizulegenden Zeitwerts	(69)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	14
Per 31. Dezember 2010	3.252
Erwerbe	249
Veräußerungen - Buchwert ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst unter "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis"	(50)
Veräußerungen - "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis", ausgebucht	(425)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(70)
Änderungen des im Erlös erfassten beizulegenden Zeitwerts	(130)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	473
Per 31. Dezember 2011	3.299

Die zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte des Konzerns betrugen per 31. Dezember 2011 €3.299 Mio., davon waren €1.243 Mio. gelistete und €2.056 Mio. nicht gelistete Wertpapiere (€1.131 Mio. bzw. €2.121 Mio. per 31. Dezember 2010).

Die Hauptanschaffungen in der Periode bilden von Synatom im Rahmen seiner Investitionszusagen erworbene Anleihen.

Änderungen des Konsolidierungskreises gehen vor allem zurück auf: (i) den Ansatz der Anteile des Konzerns an den flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund als zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte (€587 Mio.) und (ii) die Veräußerung von GDF SUEZ LNG Liquefaction, das eine Beteiligung an Atlantic LNG mit einem Anschaffungswert von €97 Mio. hielt (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

Die wichtigsten Geschäftsvorfälle 2010 betrafen den Erwerb eines Anteils von 9% an der Gasfernleitung der Nordstream AG (€238 Mio.) und die Veräußerung von Gas-Natural-Aktie n (€555 Mio).

14.1.1.1 Im Eigenkapital oder im Erlös erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten

Die Tabelle zeigt im Eigenkapital oder im Erlös erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten:

		Neubewertung nach Erwerb
in Millionen Euro	Dividenden	Änderung des beizulegenden Zeitwerts	Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung	In den Erlös umgestuft	Nettogewinne (Verluste) aus Veräußerungen
---	---	---	---	---	---	---
Eigenkapital*	-	(70)	14	-	(425)	-
Erlös	139			(130)	425	33
SUMME PER 31. DEZEMBER 2011	139	(70)	14	(130)		33
Eigenkapital*	-	(99)	38	-	(27)	-
Erlös	128			(69)	27	178
SUMME PER 31. DEZEMBER 2010	128	(99)	38	(69)		178

* ohne steuerliche Wirkung

Die in den Nettogewinnen aus Veräußerungen in Höhe von €33 Mio. enthaltenen Posten sind als Einzelwerte nicht wesentlich.

Gewinne und Verluste, die ursprünglich im Eigenkapital unter "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis" ausgewiesen waren und nach der Veräußerung von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten in den Erlös umgegliedert wurden, betrugen 2011 €425 Mio. (2010: €27 Mio.). Die Auswirkung der Umbuchung der Atlantic LNG-Anteile in den Erlös (€421 Mio.) ist in der Zeile "Änderungen des Konsolidierungskreises" in der Gewinn- und Verlustrechnung zu sehen (vgl. Erläuterung 5).

14.1.1.2 Analyse von zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten in Verbindung mit Werthaltigkeitstests

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.

Der Konzern verbuchte einen Wertminderungsaufwand von €130 Mio. für die nicht börsennotierten Wertpapiere. Kein Einzelwertminderungsaufwand aus diesem Betrag war wesentlich.

Ausgehend von seinen Analysen erfasste der Konzern per 31. Dezember 2011 keinen sonstigen Wertminderungsaufwand für zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte.

14.1.2 Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	3.813	1.311	5.124	2.794	1.032	3.825
Zweigunternehmen gewährte Darlehen	875	555	1.430	932	230	1.162
Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	1.056	159	1.215	1.157	150	1.307
Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen	418	466	884	315	453	768
Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings	1.464	132	1.596	389	198	588
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen		23.135	23.135		20.501	20.501
SUMME	3.813	24.446	28.259	2.794	21.533	24.327

Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand für Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten.

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
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)	5.504	(380)	5.124	4.224	(399)	3.825
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	24.133	(997)	23.135	21.592	(1.091)	20.501
SUMME	29.637	(1 377)	28.259	25.816	(1.490)	24.327

Angaben über die Überfälligkeit von Forderungen, die aber nicht wertgemindert sind, und über das Gegenparteirisiko bei Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) werden in Erläuterung 15.2 "Gegenparteirisiko" gemacht.

Nettogewinne und -verluste, die in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:

	Neubewertung nach Erwerb
in Millionen Euro	Anteil am Erlös	Umrechnung der Fremdwährung	Wertminderung
---	---	---	---
Per 31. Dezember 2010	101	(43)	(19)
Per 31. Dezember 2011	142	15	17

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

Änderungen bei Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten spiegeln zumeist die Konsolidierung der International Power-Gruppe 2011 wider, die dem Titel 2011 €1.468 Mio. hinzugefügte.

Per 31. Dezember 2011 und per 31. Dezember 2010 wurde kein wesentlicher Wertminderungsaufwand bei Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) gebucht.

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 vernünftige Schätzung des beizulegenden Zeitwerts in der Konzernbilanz dar.

Der Wertminderungsaufwand, der für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen angesetzt wurde, betrug Ende 2011 €997 Mio. und €1.091 Mio. Ende 2010.

14.1.3 Sonstige erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Derivate	2.911	5.312	8.223	2.532	5.739	8.271
Fremdkapital absichernde Derivate1	1.187	314	1.502	1.124	68	1.192
Commodities absichernde Derivate	969	4.916	5.885	994	5.682	6.656
Sonstige Posten absichernde Derivate2	755	81	836	415	9	423
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Derivate)	0	2.572	2.572	0	1.555	1.555
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	2.527		2.527	1.511		1.511
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	45		45	45		45
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte		314	314		157	157
SUMME	2.911	8.197	11.108	2.532	7.452	9.984

(1) Nachdem der Konzern seine Definition von "Nettoverschuldung" überarbeitet hat, enthalten Derivate, die Fremdkapital absichern, qualifizierende oder nicht qualifizierende Instrumente, die einen Basiswert absichern, der in der Bruttoschuld erfasst ist (vgl. Erläuterung 14.3 "Nettoverschuldung").

(2) Der Zinsbestandteil von derivativen Sicherungsinstrumenten (die die Voraussetzungen von Sicherungsinstrumenten nicht erfüllen oder die als Cashflow-Hedges qualifiziert sind) und Instrumenten, die Nettoinvestitionen in ein ausländisches Geschäft absichern, werden jetzt als Derivate, die sonstige Posten absichern, eingestuft. Die Daten für 2010 wurden angepasst, um einen aussagekräftigen Vergleich zu ermöglichen.

Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen (ohne Derivate), 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 bei finanziellen Vermögenswerten mit einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert (ohne Derivate), die zu Handelszwecken gehalten werden, beliefen sich 2011 auf €26 Mio. gegenüber €15 Mio. für 2010.

Gewinne und Verluste bei finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind, waren 2011 nicht wesentlich.

14.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Per 31. Dezember 2011 beliefen sich die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente auf €14.675 Mio. (per 31. Dezember 2010 waren es €11.296 Mio.).

Ende 2011 enthält dieser Titel verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente für €600 Mio. (per 31. Dezember 2010 waren es €231 Mio.), die hauptsächlich die Konsolidierung von International Power widerspiegeln. Verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen hauptsächlich Zahlungsmitteläquivalente, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen mit bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.

Gewinne, die für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr für Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ausgewiesen wurden, betrugen €206 Mio. gegenüber €141 Mio. für das am 31. Dezember 2010 beendete Jahr.

14.1.5 Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von Nuklearanlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken

Wie in Erläuterung 17.2 "Verbindlichkeiten für den Abbruch von Nuklearanlagen" angegeben, wies das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft des Konzerns, die Verantwortung für das Management und die Investition von Geldern zu, die sie von Betreibern von Kernkraftwerken in Belgien erhielt, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken und für die Verwaltung von radioaktivem spaltbarem Material zu decken.

Nach diesem Gesetz kann Synatom Betreibern von Kernkraftwerken für bis zu 75% dieser Gelder Kredite gewähren, vorausgesetzt, sie erfüllen bestimmte finanzielle Kriterien - insbesondere hinsichtlich der Bonität. Mittel, die nicht als Kredite an Betreiber vergeben werden, gehen entweder als Kredite an Unternehmen, die die gesetzlich vorgeschriebenen Bonitätskriterien erfüllen, oder sie werden in finanzielle Vermögenswerte wie Anleihen und Geldmarktfonds investiert.

Darlehen an Unternehmen außerhalb des Konzerns und sonstige Barkapitaleinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Darlehen an Dritte	534	534
Darlehen an Eso/Elia	454	454
Darlehen an Eandis	80	80
Sonstige Barkapitaleinlagen	727	578
Anleihen-Portfolio	207	136
Geldmarktfonds	520	442
SUMME	1.261	1.112

Darlehen an Unternehmen außerhalb des Konzerns stehen in der Bilanz als "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten". Von Synatom gehaltene Anleihen und UCITS stehen unter "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte".

14.1.6 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Als Sicherheit verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	4.789	2.247

Dieser Posten enthält hauptsächlich als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente.

14.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen in:


―	"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 oder als Derivate designierte finanzielle Verbindlichkeiten).

Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen finanziellen Verbindlichkeiten des Konzerns am 31. Dezember 2011 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Finanzschulden	43.375	13.213	56.588	38.179	9.059	47.238
Derivate	3,310	5.185	8.495	2.104	5.738	7.842
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	-	18.387	18.387	-	14.835	14.835
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	684	-	684	780	-	780
SUMME	47.369	36.784	84.153	41.063	29.632	70.695

14.2.1 Finanzschulden

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Emission von Anleihen	26.197	2.522	28.719	23.975	921	24.896
Commercial Papers		4.116	4.116		3.829	3.829
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	1.537	506	2.043	1.286	302	1.588
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.250	139	1.389	1.258	243	1.502
Sonstige Bankdarlehen	12.478	2.935	15.413	9.767	1.110	10.877
Sonstiges Fremdkapital	942	636	1.578	1.226	65	1.290
SUMME FREMDKAPITAL	42.404	10.853	53.257	37.512	6.470	43.982
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten		1.310	1.310		1.741	1.741
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	42.404	12.163	54.568	37.512	8.210	45.722
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	689	243	932	621	191	812
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts	281	77	358	46	119	165
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Schulden		730	730		539	539
FINANZSCHULDEN	43.375	13.213	56.588	38.179	9.059	47.238

Am 31. Dezember 2011 belief sich der beizulegende Zeitwert der Bruttofinanzschulden auf €61.112 Mio. gegenüber einem Buchwert von €56.588 Mio.

Finanzerträge und -aufwendungen bei Finanzschulden werden in Erläuterung 6 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" dargestellt.

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. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital absichernde Derivate1	76	331	407	185	157	342
Commodities absichernde Derivate	994	4.699	5.693	1.037	5.512	6.549
Sonstige Posten absichernde Derivate2	2.241	155	2.396	882	69	951
SUMME	3.310	5.185	8.495	2.104	5.738	7.842

(1) Nachdem der Konzern seine Definition von "Nettoverschuldung" überarbeitet hat, enthalten Derivate, die Fremdkapital absichern, qualifizierende oder nicht qualifizierende Instrumente, die einen Basiswert absichern, der in den Finanzschulden erfasst ist (vgl. Erläuterung 14.3 "Nettoverschuldung").

Die Daten für 2010 wurden angepasst, um einen aussagekräftigen Vergleich zu ermöglichen.

14.2.3 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	16.780	13.458
Verbindlichkeit aus materiellen Vermögenswerten	1.608	1.377
SUMME	18.387	14.835

Der Buchwert dieser finanziellen Verbindlichkeiten stellt eine vernünftige Schätzung ihres beizulegenden Zeitwerts dar.

14.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gliedern sich wie folgt:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Verbindlichkeiten aus Erwerben von Wertpapieren	548	643
Sonstige	136	136
SUMME	684	780

Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten beziehen sich zumeist auf Verbindlichkeiten gegenüber verschiedenen Gegenparteien aus Verkaufsoptionen, die der Konzern nichtbeherrschenden Anteilseignern vollkonsolidierter Unternehmen gewährt. Diese Kaufzusicherungen für Eigenkapitalinstrumente werden daher als finanzielle Verbindlichkeiten erfasst (vgl. Erläuterung 1.5.11.2), sie betreffen:


―	33,20% des Kapitals der Compagnie Nationale du Rhône (CNR);
―	43,16% des Kapitals der Compagnie du Vent.

Inhaber von nichtbeherrschenden Beteiligungen an CNR können ihre Optionen nur ausüben, wenn das französische "loi Murcef" abgeschafft wird. Inhaber von nichtbeherrschenden Beteiligungen an der Compagnie du Vent können jetzt ihre Optionen in mehreren Phasen ausüben (vgl. Erläuterung 26 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren").

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

14.3 Nettoverschuldung

Der Konzern hat seine Definition der Nettoverschuldung überarbeitet, damit die verschiedenen Bestandteile vom wirtschaftlichen Standpunkt her konsistenter werden. Demzufolge sind Derivate, die als Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen qualifiziert sind (konsolidierte Beteiligungen, deren funktionale Währung nicht der Euro ist) und der Zinsbestandteil von Zinssicherungsinstrumenten (die nicht als Sicherungsinstrumente qualifiziert sind oder die die Voraussetzungen von Cashflow-Hedges erfüllen) nun aus der Nettoverschuldung ausgeschlossen, da die abgesicherten Posten nicht in der Nettoverschuldung enthalten sind. Außerdem werden finanzielle Vermögenswerte im Zusammenhang mit Schuldinstrumenten - im Wesentlichen Sicherheitsleistungen, die als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen verpfändet wurden - jetzt als Abzug von der Bruttoschuld gezeigt.

Die Definition der Kosten der Nettoschuld wurde ebenfalls überarbeitet (vgl. Erläuterung 6 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)", um die Konsistenz mit der neuen Definition von Nettoschuld zu wahren. Die Anwendung des überarbeiteten Begriffs der Nettoschuld führte zu einer Verringerung der Nettoschuld Ende 2010 von €796 Mio. gegenüber der früheren Definition.

14.3.1 Nettoschuld nach Art

	31. Dez. 2011			31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Ausstehende Finanzschulden	42.404	12.163	54.568	37.512	8.210	45.722
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	689	243	932	621	191	812
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts1	281	77	358	46	119	165
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Schulden		730	730		539	539
FINANZSCHULDEN	43.375	13.213	56.588	38.179	9.059	47.238
Derivate, die Fremdkapital absichern - Schulden2	76	331	407	185	157	342
BRUTTOSCHULDEN	43.451	13.543	56.994	38.364	9.216	47.580
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung3	(311)	(20)	(331)	(321)	(20)	(341)
VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG	(311)	(20)	(331)	(321)	(20)	(341)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	0	(2.572)	(2.572)	0	(1.555)	(1.555)
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte		(314)	(314)		(157)	(157)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0	(14.675)	(14.675)	0	(11.296)	(11.296)
Derivate, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte2	(1.187)	(314)	(1.502)	(1.124)	(68)	(1.192)
ZAHLUNGSMITTEL, NETTO	(1.187)	(17.875)	(19.063)	(1.124)	(13.077)	(14.200)
NETTOSCHULD	41.952	(4.352)	37.601	36.919	(3.880)	33.039
Ausstehende Finanzschulden	42.404	12.163	54.568	37.512	8.210	45.722
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung3	(311)	(20)	(331)	(321)	(20)	(341)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	0	(2.572)	(2.572)	0	(1.555)	(1.555)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0	(14.675)	(14.675)	0	(11.296)	(11.296)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	42.093	(5.103)	36.990	37.191	(4.661)	32.530

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

(2) Dieser Posten stellt den beizulegenden Zeitwert von schuldenbezogenen Derivaten dar, unabhängig davon, ob sie als Sicherungen designiert sind (vgl. Erläuterungen 14.1.3 und 14.2.2).

(3) Finanzielle Vermögenswerte, die als Sicherheitsleistung für die Finanzierung des Konzerns verpfändet sind, werden jetzt als Abzug von den Finanzschulden gezeigt. Diese Vermögenswerte bestehen hauptsächlich aus Einlagen, die als Sicherheitsleistungen für Tochtergesellschaften gewährten Darlehen verpfändet werden. Die Daten für 2010 wurden angepasst, um einen aussagekräftigen Vergleich zu ermöglichen.

14.3.2 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode

2011 führten Änderungen des Konsolidierungskreises zu einem Anstieg der Nettoschuld um €6.247 Mio., von denen €6.317 Mio. der erstmaligen Konsolidierung der International Power-Gruppe und €174 Mio. dem Geschäftsvorfall Acea zuzuschreiben sind.

Die von International Power übernommene Schuld enthält drei Anleihen, die in wie folgt in Aktien von International Power umgewandelt werden können:


―	eine Anleihen-Ausgabe von USD 229 Mio. (€176 Mio.), die 2023 fällig wird und mit 3,75% verzinst ist;
―	eine Anleihen-Ausgabe von €230 Mio., die 2013 fällig wird und mit 3,25% vereinst ist;
―	eine Anleihen-Ausgabe von €700 Mio., die 2015 fällig wird und mit 4,75% vereinst ist;

Da die Anleihen in einer Währung denominiert waren, die nicht die funktionale Währung von International Power ist, werden die Wandeloptionen als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Derivate erfasst. Der beizulegende Zeitwert des Schuldbestandteils dieser Instrumente betrug zum Erwerbszeitpunkt €1.129 Mio. Der beizulegende Zeitwert der derivativen Instrumente ist bei "Sonstige Posten absichernde Derivate" in Höhe von €380 Mio. erfasst und daher nicht in der Nettoschuld enthalten. Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate 2011 hatten eine positive Wirkung von €1 Mio., die unter den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) als "Gewinne und Verluste aus wirtschaftlichen Absicherungen sonstiger finanzieller Posten" dargestellt ist.

Wechselkursänderungen führten zu einer Verringerung der Nettoschuld um €266 Mio. (einschließlich €256 Mio. im Verhältnis zum US-Dollar).

2011 nahm der Konzern hinsichtlich seiner Anleihen-Schuld folgende Transaktionen vor:


―	GDF SUEZ SA emittierte eine Anleihe über 100 Jahre für €300 Mio., die im März 2111 fällig wird und mit 5,95% vereinst ist, zusammen mit einer Anleihe über CHF 300 Mio. mit einer Fälligkeit im Oktober 2017, abgesichert durch Derivate, die es dem Konzern gestatten, die Schuld zu einem Festzins von 2,99% in Euro zu tauschen;
―	GDF SUEZ SA gab zwei Anleihen aus, die erste über €1 Mrd., vereinst mit 3,125% und einer Fälligkeit im Januar 2020, die zweite über GBP 400 Mio., ausgetauscht für einen Euro-Festzinssatz von 4,7% und mit einer Fälligkeit 2060. Diese beiden Anleihen ermöglichten dem Konzern, €157 Mio. für die im Februar 2013 fällig werdende Anleihe, €355 Mio. für die Anleihe mit Fälligkeit im Januar 2014 und €88 Mio. für die von Belgelec emittierte Anleihe, die im Juni 2015 fällig ist, im Rahmen eines Tauschangebot zu refinanzieren;
―	am 5. Mai 2011 eröffnete die SUEZ Environnement Company eine Kombination aus Zwischenrücknahme und Tausch seiner 2014 fälligen Anleihen, die 2009 ausgegeben und mit 4,875% verzinst worden waren. Sinn dieser Transaktion war, (i) einen Teil der 2014 fälligen Anleihen zu refinanzieren und (ii) die durchschnittliche Fälligkeit der Schuld von SUEZ Environnement Company zu verlängern. Bei Abschluss der Transaktion waren €338 Mio. in 2014 fälligen Anleihen zurückgenommen worden und als Teil einer 10 Jahre laufenden Anleihe von €750 Mio. mit einer Verzinsung von 4,078% getauscht worden. Im November 2011 emittierte SUEZ Environnement Anleihen über GBP 250 Mio., fällig 2030 und mit 5,375% verzinst;
―	der Konzern nahm die Anleiheemissionen von Belgelec und Tractebel Energia (€400 Mio. bzw. €512 Mio.) zurück, die in diesem Jahr abgelaufen waren.

Der Konzern zahlte auch vorzeitig die Bankschuld der nordamerikanischen Unternehmen von International Power zurück, die zum Transaktionszeitpunkt USD 1.125 Mio. betrug. Diese Rückzahlungen erfolgten aus den verfügbaren Barmitteln und wirkten sich somit nicht auf die Nettoschuld aus.

14.3.3 Statischer Verschuldungsgrad

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Nettoschuld	37.601	33.039
Summe Eigenkapital	80.270	70.627
Statischer Verschuldungsgrad	46,8%	46,8%

14.4 Beizulegender Zeitwert von Finanzinstrumenten nach Stufen der Fair-Value-Hierarchie

14.4.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle zeigt die Zuweisung von Finanzinstrumenten, die unter Vermögenswerten verbucht sind, zu den verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2011				31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	3.299	1.243	-	2.057	3.252	1.131
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, die zur designierten Absicherung des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden	290	-	290	-	256	-
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	290	-	290	-	256	-
Derivate	8.223	200	7.926	97	8.271	1.043
Fremdkapital absichernde Derivate	1.502	-	1.502	-	7.792	-
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	3.622	180	3.359	83	2.574	257
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	2.263	20	2.229	14	4.082	786
Sonstige Posten absichernde Derivate	836	-	836	-	423	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	2.572	2.371	200	-	1.555	1.317
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	2.527	2.371	156	-	1.511	7.377
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	45	-	45	-	45	-
SUMME	14.384	3.814	8.417	2.153	13.335	3.492

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	-	2.120
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten, die zur designierten Absicherung des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden	256	-
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	256	-
Derivate	7.175	53
Fremdkapital absichernde Derivate	7.792	-
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.267	57
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	3.294	2
Sonstige Posten absichernde Derivate	423	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	238	-
Finanzielle Vermögenswerte, die die Voraussetzungen einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen	794	-
Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	45	-
SUMME	7.670	2.173

Eine Definition dieser drei Stufen ist der Erläuterung 1.5.11.3 zu entnehmen.

Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte

Börsennotierte Wertpapiere - am Ende der Berichtsperiode nach ihrem Marktwert bewertet - stehen auf Stufe 1.

Nicht notierte Wertpapiere - mit Evaluierungsmodellen bewertet, die hauptsächlich auf neueren Markttransaktionen, dem Barwert von Dividenden/Cashflow oder dem Nettovermögenswert beruhen - stehen auf Stufe 3.

Per 31. Dezember 2011 lassen sich die Änderungen bei zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten der Stufe 3 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2010	2.121
Erwerbe	70
Veräußerungen - Buchwert ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst unter "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis"	(43)
Veräußerungen - "Ergebnisneutral verrechnetes Ergebnis", ausgebucht	(425)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts	(43)
Änderungen des im Erlös erfassten beizulegenden Zeitwerts	(113)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	490
Per 31. Dezember 2011	2.056
Im Erlös erfasste Gewinne und Verluste für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden	133

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) in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts stehen auf Stufe 2. Nur der Zinsbestandteil dieser Posten wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert durch Verweis auf beobachtbare Marktdaten ermittelt wird.

Derivate

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 bestimmte 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.

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

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert gelten, für die der Konzern reguläre Nettovermögenswertangaben hat, sind der Stufe 1 zuzurechnen. Sind Nettovermögenswerte regulär nicht verfügbar, gehören diese Instrumente zu Stufe 2.

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

14.4.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Die folgende Tabelle zeigt die Zuweisung von Finanzinstrumenten, die unter Verbindlichkeiten verbucht sind, zu den verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2011				31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts	9.458	-	9.458	-	8.714	-
Derivate	8.495	89	8.049	357	7.842	992
Fremdkapital absichernde Derivate	407	-	407	-	342	-
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	3.291	81	2.917	293	2.494	168
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	2.402	9	2.389	4	4.055	824
Sonstige Posten absichernde Derivate	2.396	-	2.335	60	951	-
SUMME	17.953	89	17.507	357	16.556	992

Beizulegender Zeitwert nach Stufen	31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts	8.714	-
Derivate	6.782	69
Fremdkapital absichernde Derivate	332	10
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.269	57
Waren absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	3.229	2
Sonstige Posten absichernde Derivate	951	-
SUMME	15.495	69

Finanzschulden

Dieser Titel enthält Anleihen in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts, die auf Stufe 2 der Tabelle oben dargestellt sind. Nur der Zinsbestandteil dieser Anleihen wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert durch Verweis auf beobachtbare Marktdaten ermittelt wird.

Derivate

Vgl. Klassifizierung von Derivaten in Erläuterung 14.4.1.

15 RISIKEN DURCH FINANZINSTRUMENTE

GDF SUEZ benutzt Derivate hauptsächlich, um seine Gefährdung durch Marktrisiken zu managen. Die Vorgehensweisen beim Management finanzieller Risiken werden in Abschnitt 5 "Risikofaktoren" des Referenzdokuments beschrieben.

Im Hinblick auf ihre Tätigkeiten der Stromerzeugung und die internationalen Absatztätigkeiten sowie auf ihre Finanzstruktur sind die von International Power erworbenen Geschäftsbetriebe folgenden Finanzrisiken ausgesetzt:


―	Warenrisiko: Es enthält Risiken im Zusammenhang mit Preis- und Volumenänderungen, die Einfluss sowohl auf sein Portfolio-Management als auch auf seine Handelstätigkeit haben;
―	Devisenrisiko (Umrechnungsrisiko und Transaktionsrisiko): Dieses Risiko entsteht vor allem bezüglich des US-Dollars, des Pfund Sterling und des australischen Dollars;
―	Zinsrisiko: Es bezieht sich auf die Finanzierung von Kraftwerken;
―	Gegenparteirisiko;
―	Liquiditätsrisiko.

Das von GDF SUEZ eingesetzte Risikomanagement und die Überwachungs- und Kontrollverfahren (vgl. Abschnitt 5 "Risikofaktoren" des Referenzdokuments 2011) erstrecken sich über die Geschäftsbetriebe und Positionen von International Power, die den oben genannten Risiken ausgesetzt sind.

Folglich enthalten die Expositions- und Empfindlichkeitsanalysen der nachstehenden Tabellen Angaben zu International Power.

15.1 Marktrisiken

15.1.1 Commodity-Risiken

Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:


―	Portfolio-Management und
―	Trading.

Der Konzern hat zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: die Gefahr durch Marktpreisfluktuationen und die der Geschäftstätigkeit innewohnenden Volumen-Risiken.

In seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich der Konzern Commodity-Risiken bei Gas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO2 und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Der Konzern ist auf diesen Märkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um seine Energieerzeugungskette und seinen Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Der Konzern setzt auch Derivate ein, um seinen Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und seine eigenen Positionen abzusichern.

15.1.1.1 Portfolio-Management

Mit dem Portfolio-Management soll der Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, 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;
―	Marktrisikomanagement (Preis, Volumen), um in einem bestimmten Risikorahmen einen optimalen Wert aus den Portfolios zu erzielen.

Der Risikorahmen zielt darauf ab, die finanziellen Ressourcen des Konzerns über die Budget-Periode zu schützen und die mittelfristigen Ergebnisse auszugleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt die Portfolio-Manager, Sicherungsinstrumente für ihr Portfolio abzuschließen.

Empfindlichkeitsanalysen für Portfolio-Management, wie in der folgenden Tabelle gezeigt, werden auf der Basis eines fixen Portfolios zu einem bestimmten Zeitpunkt berechnet und müssen nicht zwangsläufig für künftige Änderungen bei konsolidierten Ergebnissen und beim Eigenkapital repräsentativ sein.

		31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
Empfindlichkeitsanalyse in Millionen Euro	Preis- entwicklungen	Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital	Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös	Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital
---	---	---	---	---	---
Ölerzeugnisse	+10 $US/bbl	(159)	123	(194)	269
Erdgas	+3 €/MWh	267	(77)	87	(26)
Kohle	+10 $US/t	9	48	12	35
Strom	+5 €/MWh	(394)	17	(37)	49
Treibhausgas-Emissionsrechte	+2 €/t	33	(2)	(41)	(6)
EUR/USD	+10%	(1)	(209)	112	(194)
EUR/GBP	+10%	(33)	(3)	34	4
GBP/USD	+10%	39	-	-	-

Da Optionsverträge nicht häufig sind, ist die Empfindlichkeitsanalyse für Preiserhöhungen und -senkungen symmetrisch.

15.1.1.2 Handelstätigkeiten

Am 2. Mai 2011 führte der Konzern die Handelstätigkeit von Gaselys und Electrabel in Europa zu einer speziellen Einheit zusammen - GDF SUEZ Trading. Zweck dieser 100%igen Tochter ist, (i) die Unternehmen des Konzerns bei der Optimierung ihrer Asset-Portfolios zu unterstützen, (ii) Managementlösungen für das Energiepreisrisiko zu erarbeiten und umzusetzen und (iii) eine konzerneigene Handelstätigkeit zu entwickeln.

Erträge aus Handelstätigkeit beliefen sich in dem am 31.Dezember 2011 beendeten Jahr auf insgesamt €227 Mio. (2010: €146 Mio.).

Die Anwendung des Value-at-Risk (VaR) zur Quantifizierung des Marktrisikos aus Handelstätigkeit erlaubt eine diagonale Messung des Risikos unter Berücksichtigung aller Märkte und Erzeugnisse. Der VaR repräsentiert den maximalen potenziellen Verlust eines Portfolios an Vermögenswerten über eine spezifizierte Haltezeit auf der Basis eines gegebenen Konfidenzintervalls. Er ist kein Hinweis auf erwartete Ergebnisse, sondern ein Backtesting auf einer regulären Basis.

Der Konzern benutzt eine eintägige Haltezeit und ein Konfidenzintervall von 99%, um den VaR zu berechnen, sowie Stresstests gemäß den gesetzlichen Anforderungen an Banken.

Der folgende Value-at-Risk entspricht den aggregierten VaR der Handelsunternehmen des Konzerns.

Value-at-Risk in Millionen Euro	31. Dez. 2011	Durchschnitt 20111	Maximum 20112	Minimum 20112	Durchschnitt 20101
Handelstätigkeiten	3	4	10	1	9

(1) durchschnittlicher täglicher VaR

(2) basiert auf den oberen und unteren Werten am Monatsende, die für 2011 beobachtet wurden.

15.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken

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 abgegolten werden, oder sie beinhalten die physische Lieferung des Basiswerts.

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Warenderivaten am 31. Dezember 2011 und 31. Dezember 2010:

	31. Dez. 2011				31. Dez. 2010
	Vermögenswerte		Schulden		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---	---	---	---	---
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	2.653	969	(2.297)	(994)	1.580	994
Absicherungen des Cashflow	1.227	349	(710)	(208)	964	464
Sonstige Derivate	1.426	620	(1.587)	(786)	616	531
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	2.263	-	(2.402)	-	4.082	-
SUMME	4.916	969	(4.699)	(994)	5.662	994

	31. Dez. 2010
	Schulden
---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---
Derivate in Verbindung mit dem Portfolio-Management	(1.457)	(1.037)
Absicherungen des Cashflow	(837)	(299)
Sonstige Derivate	(620)	(738)
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	(4.055)	-
SUMME	(5.512)	(1.037)

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 beglichen werden könnten. Sie sind für erwarteten künftigen Cashflow nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen empfindlich; (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden, und (iii) können die Positionen durch künftigen Cashflow kompensiert werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entsteht.

15.1.2.1 Cashflow-Absicherungen

Die beizulegenden Zeitwerte von Cashflow-Hedges nach Art der Ware sehen wie folgt aus:

	31. Dez. 2011				31. Dez. 2010
	Vermögenswerte		Schulden		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---	---	---	---	---
Erdgas	268	101	(248)	(41)	289	144
Strom	258	93	(220)	(85)	149	57
Kohle	22	18	(33)	(27)	69	44
Öl	546	52	(179)	(26)	437	139
Sonstige	133	85	(30)	(29)	20	79
SUMME	1.227	349	(710)	(208)	964	464

	31. Dez. 2010
	Schulden
---	---	---
in Millionen Euro	Kurzfristig	Langfristig
---	---	---
Erdgas	(322)	(121)
Strom	(143)	(73)
Kohle	(27)	(23)
Öl	(342)	(84)
Sonstige	(3)	2
SUMME	(837)	(299)

Die Nominalvolumen und Fälligkeiten von Cashflow-Hedges sehen wie folgt aus:

Nominalvolumen (netto)* In GWh	Summe am 31. Dez. 2011	2012	2013	2014	2015	2016
Erdgas, Strom und Kohle	9.651	(10.794)	20.840	(1.466)	1.071	-
Ölerzeugnisse	83.498	64.259	17.999	942	137	138
Sonstige	-	-	-	-	-	-
SUMME	93.149	53.465	38.838	(524)	1.209	138

Nominalvolumen (netto)* In GWh	mehr als 5 Jahre
Erdgas, Strom und Kohle	-
Ölerzeugnisse	23
Sonstige	-
SUMME	23

* Long-Position/(Short-Position).

Nominalvolumen (netto)* in tausend Tonnen	Summe am 31. Dez. 2011	2012	2013	2014	2015	2016
Treibhausgas-Emissionsrechte	(975)	(1.080)	110	(5)	-	-
SUMME	(975)	(1.080)	110	(5)	-	-

Nominalvolumen (netto)* in tausend Tonnen	mehr als 5 Jahre
Treibhausgas-Emissionsrechte	-
SUMME	-

* Long-Position/(Short-Position).

Per 31. Dezember 2011 wurde ein Gewinn von €430 Mio. bezüglich der Cashflow-Hedges im Eigenkapital ausgewiesen gegenüber einem Gewinn von €238 Mio. Ende 2010. Ein Gewinn von €71 Mio. wurde 2011 aus dem Eigenkapital in den Erlös umgebucht, verglichen mit einem Verlust von €223 Mio., der 2010 umgebucht wurde..

Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden im Erlös verbucht. Ein Gewinn von €20 Mio. wurde 2011 im Erlös ausgewiesen, verglichen mit einem Gewinn von €33 Mio. für 2010.

15.1.2.2 Sonstige Warenderivate

Sonstige Warenderivate umfassen eingebettete Derivate, Warenkauf- und Verkaufsverträge, die zum Bilanzstichtag nicht innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden, und Derivate, die nicht in das Hedge-Accounting nach IAS 39 fallen.

15.1.3 Devisenrisiko

Der Konzern ist einem Devisenrisiko ausgesetzt, definiert als Auswirkungen von Wechselkursschwankungen auf seine Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, die seine Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflussen. Das Devisenrisiko beinhaltet (i) das Transaktionsrisiko aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit; (ii) das Transaktionsrisiko, das speziell mit geplanten Investitionen oder Fusionen und Erwerben verbunden ist, und (iii) das Transaktionsrisiko aus der Konsolidierung von Jahresabschlüssen in Euro von Tochtergesellschaften mit einer funktionalen Währung, die nicht der Euro ist. Das Risiko betrifft hauptsächlich die Vereinigten Staaten und als dollarbasiert zu betrachtende Vermögenswerte wie in Brasilien, Thailand, Norwegen, Großbritannien und Australien.

15.1.3.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Währung

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung vor und nach Sicherungsgeschäften nach Währung:

AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN

	31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Eurozone	61%	60%	61%	53%
USD	12%	16%	14%	21%
GBP	8%	4%	6%	2%
Sonstige Währungen	19%	20%	19%	24%
SUMME	100%	100%	100%	100%

NETTOSCHULD

	31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Eurozone	53%	52%	57%	45%
USD	14%	21%	16%	26%
GBP	9%	2%	6%	2%
Sonstige Währungen	24%	25%	21%	27%
SUMME	100%	100%	100%	100%

15.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Devisenrisiko

Die Empfindlichkeit wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition des Konzerns (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) am Abschlussstichtag analysiert.

Beim Devisenrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Fall der Wechselkurse gegenüber den Stichtagkursen.

Auswirkung auf den Erlös nach Währungssicherungen

Änderungen der Umrechnungssätze zum Euro beeinflussen den Erlös nur über Gewinne und Verluste bei Schulden, die in einer anderen als der funktionalen Währung von Gesellschaften angegeben sind, die die Verbindlichkeiten in ihren Bilanzen ausweisen, und wenn die betreffenden Verbindlichkeiten nicht die Voraussetzungen von Absicherungen für Nettoinvestitionen erfüllen. Die Auswirkung einer einheitlichen Erhöhung (oder Senkung) um 10% bei Devisen zum Euro würde letztendlich einen Gewinn (oder Verlust) von €43 Mio. bedeuten.

Auswirkung auf das Eigenkapital

Bei Finanzinstrumenten (Schulden und Derivaten), die als Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen designiert werden, hätte eine einheitliche nachteilige Änderung von 10% bei Devisen zum Euro eine Positivwirkung von €300 Mio. auf das Eigenkapital. Dieser Wirkung steht eine gegenläufige Änderung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.

15.1.4 Zinsrisiko

Der Konzern ist bestrebt, seine Fremdkapitalkosten dadurch zu managen, dass er die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Dazu sichert er mittelfristig (fünf Jahre) eine ausgeglichene Zinsstruktur. Ziel des Konzerns ist daher, für seine Nettoverschuldung einen Mix aus Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen zu nutzen. Der Zins-Mix kann sich je nach Markttrends um diesen ausgewogenen Zustand herum bewegen.

Um die Zinsstruktur seiner Nettoverschuldung zu managen, nutzt der Konzern Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2011 hatte der Konzern ein Portfolio an Zinsoptionen (Caps), die ihn vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinsen bei Euro, US-Dollar und Pfund Sterling schützen.

15.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung vor und nach Sicherungsgeschäften nach Zinssatz:

AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN

	31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Variabler Zinssatz	42%	41%	41%	44%
Festzins	58%	59%	59%	56%
SUMME	100%	100%	100%	100%

NETTOSCHULD

	31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Variabler Zinssatz	15%	12%	18%	22%
Festzins	85%	88%	82%	78%
SUMME	100%	100%	100%	100%

15.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko

Die Empfindlichkeit wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition des Konzerns (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) am Abschlussstichtag analysiert.

Beim Zinsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem Anstieg oder Sinken der Ertragskurve um 1% im Vergleich zu den Zinssätzen am Jahresende.

Auswirkung auf den Erlös nach Absicherung

Ein einheitlicher Anstieg der kurzfristigen Zinsen (über alle Währungen) um 1% des Nennbetrags der Nettoschuld zu variablem Zinssatz und für den Anteil des variablen Zinssatzes bei Derivaten würde den Nettozinsaufwand um €114 Mio. erhöhen. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 1% würde den Nettozinsaufwand um €139 Mio. verringern. Die asymmetrischen Auswirkungen sind den niedrigen kurzfristigen Zinsen (unter 1%) zuzuschreiben, die für bestimmte finanzielle Vermögenswerte und Schulden gelten.

In der Gewinn- und Verlustrechnung würde eine einheitliche Zinserhöhung um 1% (über alle Währungen) zu einem Gewinn von €252 Mio. führen, der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten zuzuschreiben ist, die nicht dokumentiert oder nicht als Sicherungsinstrumente von Nettoinvestitionen designiert sind. Doch würde eine Zinssenkung von 1% zu einem Verlust in Höhe von €368 Mio. führen. Die asymmetrischen Auswirkungen sind dem Zinsoptions-Portfolio zuzuschreiben.

Auswirkung auf das Eigenkapital

Eine einheitliche Erhöhung oder Senkung der Zinsen um 1% (über alle Währungen) hätte eine Positiv- oder Negativwirkung von €439 Mio. auf das Eigenkapital, und zwar wegen der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die als Sicherungsinstrumente für den Cashflow designiert und in der Bilanz ausgewiesen sind.

15.1.4.3 Devisen- und Zinsabsicherungen

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte und Nominalvolumen von Finanzinstrumenten, die als Devisen- oder Zinsabsicherungen designiert sind:

Devisenabsicherungen	31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
in Millionen Euio	Beizulegender Zeitwert	Nennbetrag	Beizulegender Zeitwert	Nennbetrag
---	---	---	---	---
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	404	2.221	288	1.908
Absicherungen des Cashflow	155	6.089	86	3.219
Absicherungen der Nettoinvestitionen	(130)	6.918	(59)	4.659
Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen	(21)	11.196	10	13.056
SUMME	408	26.424	325	22.842

Zinsabsicherungen	31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Beizulegender Zeitwert	Nennbetrag	Beizulegender Zeitwert	Nennbetrag
---	---	---	---	---
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	563	8.490	378	7.616
Absicherungen des Cashflow	(694)	7.261	(282)	5.094
Derivate, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen	(636)	20.782	(35)	19.680
SUMME	(766)	36.532	61	32.390

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind positiv, wenn es sich um einen Vermögenswert handelt, und negativ bei einer Schuld.

Der Konzern setzt als Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts Devisenderivate ein, um bestehende Devisenverpflichtungen absichern, und Zinsswaps, um eine Festzinsschuld in eine Schuld zu variablem Zinssatz umzuwandeln.

Cashflow-Hedges werden hauptsächlich dazu benutzt, künftige Devisen-Cashflows sowie Schulden zu variablem Zinssatz abzusichern.

Bei Sicherungsinstrumenten für Nettoinvestitionen geht es vor allem um Cross-Currency-Swaps.

Derivate, die nicht die Voraussetzungen für Hedge-Accounting erfüllen, sind Instrumente, die von der Rechnungslegung her nicht der Definition für Sicherungsgeschäfte gerecht werden, auch wenn sie als wirtschaftliche Sicherung von Fremdkapital und Devisenverpflichtungen fungieren. Der Auswirkung auf Devisenderivate wird fast vollständig durch Gewinne und Verluste bei den abgesicherten Posten aufgehoben.

Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts

Per 31. Dezember 2011 war die Nettoauswirkung von Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts, die in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen ist, nicht wesentlich.

Absicherungen des Cashflow

Devisen- und Zinsderivate, die als Cashflow-Hedges designiert sind, lassen sich wie folgt nach Fälligkeit analysieren:

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(539)	(30)	(156)	(108)	(76)	(52)

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(117)

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(195)	(69)	(24)	(6)	(22)	1

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(75)

Per 31. Dezember 2011 beliefen sich Gewinne und Verluste, die in der Periode im Eigenkapital verbucht wurden, auf €463 Mio.

Der Betrag, der in der Periode aus dem Eigenkapital in den Erlös umgebucht wurde, belief sich auf €48 Mio.

Der unwirksame Anteil von Cashflow-Hedges, der im Erlös ausgewiesen ist, stellte einen Verlust von €25 Mio. dar.

Absicherungen der Nettoinvestitionen

Der unwirksame Anteil an Sicherungsinstrumenten von Nettoinvestitionen, der im Erlös ausgewiesen ist, stellt einen Verlust von €3 Mio. dar.

15.2 Gegenparteirisiko

In seiner Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit sieht sich der Konzern einem Gegenparteirisiko durch Kunden, Lieferanten, Partner, Vermittler und Banken gegenüber, wenn diese Parteien ihre vertraglichen Verpflichtungen nicht erfüllen können. Das Gegenparteirisiko entsteht aus einer Kombination von Zahlungsrisiko (Nichtzahlung für ausgeführte Dienstleistungen oder Lieferungen), Lieferrisiko (Lieferausfall für bezahlte Dienstleistungen oder Erzeugnisse) und dem Risiko, nicht eingehaltene Verträge ersetzen zu müssen (als mark-to-market exposure bekannt - d. h. Kosten für das Ersetzen des Vertrags zu anderen als den ursprünglich vereinbarten Bedingungen).

15.2.1 Betriebliche Tätigkeit

Das Gegenparteirisiko bei betrieblichen Tätigkeiten wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Garantien Dritter, Sicherheitsvereinbarungen und Margenausgleich, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden verwendet werden, insbesondere bei Privatkunden.

Der Konzern hat eine Politik erarbeitet, die das Management dieser Risiken an die Sparten delegiert, wobei der Konzern dennoch die Kontrolle über die Exposition gegenüber den größten Gegenparteien behalten kann.

Die Kreditwürdigkeit einer Gegenpartei wird durch ein Rating-Verfahren eingeschätzt, das auf Großkunden und Zwischenhändler angewandt wird, die eine bestimmte Höhe der Verpflichtung überschreiten (wie auch auf Banken), und durch ein vereinfachtes Punkte-Verfahren für Gewerbekunden mit einem geringeren Verbrauch.

Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten Methoden im gesamten Konzern. Zusammengefasste Expositionen werden mit Hilfe laufender Expositionsindikatoren (Zahlungsrisiko, MtM-Exposure) und potenzieller Expositionsindikatoren (Credit-VaR) nach Gegenpartei und Segment überwacht (Bonität, Sektor usw.).

Das Energy Market Risk Committee (CRME - Ausschuss für Risiken auf dem Energiemarkt) des Konzerns konsolidiert und überwacht die Risikogefährdung für den Konzern durch seine wichtigsten Gegenparteien vierteljährlich und achtet darauf, dass die für diese Gegenparteien festgelegten Risikogrenzen eingehalten werden.

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

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto	Überfällige Vermögenswerte, die am Abschlussstichtag 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 2011	1.324	285	512	2.121	1.464	20.547
Per 31. Dezember 2010	1.235	261	403	1.900	1.640	18.052

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto
in Millionen Euro	Summe
---	---
Per 31. Dezember 2011	24.132
Per 31. Dezember 2010	21.592

Die Laufzeit 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.

Bei den Warenderivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

	31. Dez. 2011		31. Dez. 2010
Gegenparteirisiko1 in Millionen Euro	Investment grade2	Summe	Investment grade2	Summe4
---	---	---	---	---
Bruttoexposition	5.079	5.885	7.752	8.128
Nettoexposition3	2.428	2.620	1.670	1.761
% Exposition gegenüber Gegenparteien mit Investment-Grade	92,7%		94,8%

(1) ohne Positionen mit negativem beizulegendem Zeitwert

(2) 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. Der Investment-Grade wird auch nach einem internen Rating-Modell bestimmt, das im Konzern gerade eingeführt wird und auf einem Gegenparteisystem basiert.

(3) Nach Berücksichtigung von Kollateral-Sicherheitsvereinbarungen und sonstigen Kreditverbesserungen

(4) Die Differenz zwischen dem Betrag, der dem Gegenparteirisiko unterworfen ist, und dem Gesamtbetrag für Waren absichernde Derivate aus den Vermögenswerten entsteht aus den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Warenkauf- und Verkaufsverträgen innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit.

15.2.2 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 Gegenparteirisiko-Exposition beruhen.

Um seine Exposition gegenüber dem Gegenparteirisiko zu verringern, bediente sich der Konzern in zunehmendem Maße eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Netting-Klauseln) und Besicherungsverträgen (Margenausgleich) beruht.

Die koordinierte Steuerung des Gegenparteirisikos aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office wahrgenommen, das unabhängig vom Treasury Department des Konzerns arbeitet und der Finance Division berichtet.

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

Der Stand der ausstehenden 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 Abschlussstichtag 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 2011	6	10	24	40	412	4.891
Per 31. Dezember 2010	9	9	12	29	433	3.745

Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	Summe
In Millionen Euro
---	---
Per 31. Dezember 2011	5.343
Per 31. Dezember 2010	4.208

Der Saldo der ausstehenden Darlehen und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten gebucht werden (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) enthält keinen Wertminderungsaufwand oder Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und der fortgeführten Anschaffungskosten, die sich per 31. Dezember 2011 auf €(380) Mio., €(2) Mio. bzw. €163 Mio. gegenüber €(399) Mio., €(2) Mio. und €18 Mio. am 31. Dezember 2010 beliefen. Änderungen dieser Positionen sind in Erläuterung 14.1.2 "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

15.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und der Verwendung von Derivaten

Dem Konzern erwächst ein Gegenparteirisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses und aus der Nutzung derivativer Finanzinstrumente.

Bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten entsteht das Gegenparteirisiko aus Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert.

Per 31. Dezember 2011 betrug die Gesamtsumme der Außenstände, die einem Kreditrisiko ausgesetzt waren, €19.755 Mio.

	31. Dez. 2011				31. Dez. 2010
In Millionen Euro	Summe	Investment grade1	Nicht bewertet2	Ohne Investment grade2	Summe	Investment grade1
---	---	---	---	---	---	---
Exposition3	19.755	94%	5%	1%	14.362	90%

	31. Dez. 2010
In Millionen Euro	Nicht bewertet1	Ohne Investment grade2
---	---	---
Exposition3	9%	1%

(1) Gegenparteien, die von Standard & Poors mindestens mit BBB oder von Moody's mit Baa3 bewertet werden.

(2) Der Hauptteil der Gefährdung durch nicht bewertete Gegenparteien oder solche ohne Investment-Grade entsteht in konsolidierten Gesellschaften, die nichtbeherrschende Beteiligungen enthalten, oder in Konzerngesellschaften, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.

(3) Nach Sicherungsvereinbarungen

Per 31. Dezember 2011 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 10% der Barkapitaleinlagen.

15.3 Liquiditätsrisiko

Im Kontext seiner Geschäftstätigkeit ist der Konzern dem Risiko ausgesetzt, unzureichend liquide zu sein, um seine vertraglichen Verpflichtungen zu erfüllen. Ebenso wie die Risiken, die mit dem Management von Betriebskapital verbunden sind, erfordern bestimmte Marktaktivitäten einen Margenausgleich.

Der Konzern hat einen vierteljährlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe in der Steuerung und Überwachung des Liquiditätsrisikos für den gesamten Konzern, ausgehend von einem breiten Spektrum an Investitionen und Finanzierungsquellen, in der Vorbereitung von Prognosen für Investitionen und Veräußerungen von Beteiligungen und in der Durchführung von Stress Tests für das Margenausgleichs-Portfolio besteht.

Der Konzern zentralisiert den nahezu gesamten Finanzierungsbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse der von ihm beherrschten Unternehmen sowie den größten Teil ihres mittelfristigen und langfristigen externen Finanzierungsbedarfs. Die Zentralisierung erfolgt über Finanzierungs-Vehikel (lang- und kurzfristig) und durch spezielle Cash-Pooling-Vehikel des Konzerns in Frankreich, Belgien und Luxemburg.

Die von diesen Strukturen gehaltenen Überschüsse werden gemäß einer einheitlichen Politik gesteuert. Ungepoolte Zahlungsmittelüberschüsse werden je nach Fall unter Berücksichtigung der lokalen Finanzmarkterfordernisse und der Finanzkraft der entsprechenden Gegenparteien in ausgewählte Instrumente investiert.

Die sich seit 2008 fortsetzenden Finanzkrisen und das daraus entstandene erhöhte Gegenparteirisiko veranlasste den Konzern, seine Investitionspolitik mit dem Ziel zu straffen, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten und das investierte Kapital zu schützen (83% der am 31. Dezember 2011 gepoolten Zahlungsmittel waren in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert). Die Performance und die Gegenparteirisiken beider Investitionsarten werden täglich überwacht, so dass der Konzern nötigenfalls sofort auf Marktentwicklungen reagieren kann.

Die Finanzpolitik des Konzerns beruht auf:


―	Zentralisierung der externen Finanzierung;
―	Diversifizierung der Finanzierungsquellen aus Kreditinstituten und Kapitalmärkten;
―	Erreichen eines ausgeglichenen Profils der Schuldenrückzahlung.

Der Konzern ist bestrebt, seine 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.

Per 31. Dezember 2011 machten Bank-Darlehen 38% der Bruttoverschuldung aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während die restliche Verschuldung auf Kapitalmärkte zurückgeht (einschließlich €28.719 Mio. in Anleihen bzw. 54% der Bruttoverschuldung).

In Umlauf befindliche kurzfristige Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2011 8% der Bruttoverschuldung bzw. €4.116 Mio. aus. Da Commercial Papers relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet der Konzern sie zyklisch oder strukturiert, um seinen kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Alle im Umlauf befindlichen Commercial Papers werden jedoch durch bestätigte Bankkreditlinien gedeckt, so dass der Konzern seine Tätigkeit weiterhin finanzieren könnte, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.

Die verfügbaren Zahlungsmittel mit Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden oder diese Voraussetzungen erfüllen, abzüglich Kontokorrentkredite, beliefen sich am 31. Dezember 2011 auf insgesamt €15.937 Mio.

Der Konzern hat auch Zugang zu bestätigten Kreditlinien. Diese Fazilitäten sind dem Umfang seiner Geschäftstätigkeit und der zeitlichen Abfolge der vertraglich vereinbarten Schuldenrückzahlungen angemessen. Per 31. Dezember 2011 wurden bestätigte Kreditfazilitäten für insgesamt €17.191 Mio. gewährt, von denen €15.149 Mio. zur Verfügung standen und nicht in Anspruch genommen waren. 89% der gesamten Kreditlinien und 77% der nicht in Anspruch genommenen Fazilitäten sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.

15.3.1 Undiskontierte vertraglich vereinbarte Zahlungen bei Finanzierungstätigkeiten

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Emission von Anleihen	28.719	2.522	1.314	3.138	2.872	1.636
Commercial Papers	4.116	4.116	0	0	0	0
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	2.043	506	67	421	60	417
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.389	139	164	132	97	96
Sonstige Bankdarlehen	15.413	2.935	1.724	2.097	1.000	904
Sonstiges Fremdkapital	1.578	636	91	102	76	53
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	1.310	1.310	0	0	0	0
Ausstehende Finanzschulden	54.568	12.163	3.362	5.890	4.104	3.105
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(331)	(20)	(193)	(11)	(32)	(11)
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden oder diese Voraussetzungen erfüllen	(2.572)	(2.572)	0	0	0	0
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(14.675)	(14.675)	0	0	0	0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	36.990	(5.104)	3.168	5.879	4.072	3.094

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Emission von Anleihen	17.236
Commercial Papers	0
Inanspruchnahmen von Kreditfazilitäten	573
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	761
Sonstige Bankdarlehen	6.754
Sonstiges Fremdkapital	620
Kontokorrentkredite und Transaktionskonten	0
Ausstehende Finanzschulden	25.943
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	63)
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert werden oder diese Voraussetzungen erfüllen	0
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	0
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTE ANSCHAFFUNGSKOSTEN	25.880

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	45.722	8.210	4.555	2.922	5.516	3.564
Vermögenswerte für Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Voraussetzungen erfüllen, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(13.192)	(12.871)	(12)	(185)	(11)	(32)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	32.530	(4.661)	4.543	2.736	5.505	3.532

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
AUSSTEHENDE FINANZSCHULDEN	20.956
Vermögenswerte für Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Voraussetzungen erfüllen, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(81)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	20.874

Per 31. Dezember 2011 lassen sich undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	20.882	2.277	1.959	1.827	1.628	1.476

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	11.716

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	17.769	1.801	1.902	1.711	1.570	1.370

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Undiskontierte vertragliche Zinszahlungen auf ausstehende Finanzschulden	9.414

Per 31. Dezember 2011 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 2011 in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(795)	203	254	(801)	47	(58)

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(440)

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	214	533	(118)	32	(69)	0

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(166)

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:

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
Bestätigte nicht in Anspruch genommene Kreditfazilitätsprogramme	15.149	1.199	1.060	2.452	4.470	5.689

Per 31. Dezember 2011 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte nicht in Anspruch genommene Kreditfazilitätsprogramme	279

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
Bestätigte nicht in Anspruch genommene Kreditfazilitätsprogramme	14.588	1.528	5.307	653	1.324	5.193

Per 31. Dezember 2010 in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte nicht in Anspruch genommene Kreditfazilitätsprogramme	583

Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind €4.116 Mio. der Deckung von Emissionen von Commercial Papers zugeteilt.

Zu den nicht in Anspruch genommenen bestätigten Kreditlinien gehört ein Multicurreny-Konsortialdarlehen von €4 Mrd., das 2015 fällig wird und im Juni 2010 vereinbart wurde. Diese Fazilitäten werden genutzt, um Kreditlinien, die 2012 auslaufen, vor Fälligkeit zu refinanzieren. Diese Fazilitäten unterliegen keinerlei Zusicherungen oder Anforderungen an Bonitätsbewertungen.

Per 31. Dezember 2011 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 5% der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien des Konzerns.

15.3.2 Undiskontierte vertraglich vereinbarte Zahlungen für betriebliche Tätigkeit

Die folgende Tabelle ist eine Analyse undiskontierter geschuldeter und zu empfangender beizulegender Zeitwerte für Warenderivate, die in den Vermögenswerten und Schulden in der Bilanz ausgewiesen sind.

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	Summe	2012	2013	2014	2015	2016
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	(3.357)	(2.334)	(524)	(216)	(98)	(92)
in Verbindung mit Handelstätigkeit	(2.390)	(2.390)
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	3.658	2.668	671	189	55	33
in Verbindung mit Handelstätigkeit	2.255	2.255
SUMME PER 31. DEZEMBER 2011	166	199	146	(27)	(43)	(59)

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	(93)
in Verbindung mit Handelstätigkeit
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	43
in Verbindung mit Handelstätigkeit
SUMME PER 31. DEZEMBER 2011	(50)

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	Summe	2011	2012	2013	2014	2015
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	(2.495)	(1.647)	(622)	(116)	(35)	(23)
in Verbindung mit Handelstätigkeit	(4062)	(4.062)
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	2.599	1.624	651	228	32	20
in Verbindung mit Handelstätigkeit	4.098	4.098
SUMME PER 31. DEZEMBER 2010	140	14	29	113	(3)	(4)

Liquiditätsrisiko in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
In den Schulden verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	(52)
in Verbindung mit Handelstätigkeit
In den Vermögenswerten verbuchte Derivate
in Verbindung mit Portfolio-Management	44
in Verbindung mit Handelstätigkeit
SUMME PER 31. DEZEMBER 2010	(9)

Der Konzern analysiert die restlichen vertraglichen Fälligkeiten von Warenderivaten, die in seinem Portfolio-Management enthalten sind. Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit gelten als in unter einem Jahr verfügbare liquide Mittel und sind in der Bilanz als kurzfristige Positionen dargestellt.

15.4 Zusicherungen im Zusammenhang mit Warenkauf- und -verkaufsverträgen, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden

In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit schlossen 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	Summe am 31. Dez. 2011	2012	2013-2016	mehr als 5 Jahre	Summe am 31. Dez. 2010
Feste Käufe	(10.005)	(983)	(3.059)	(5.963)	(11.013)
Feste Verkäufe	2.099	487	686	926	2.115

15.5 Eigenkapitalrisiko

Per 31. Dezember 2011 beliefen sich die vom Konzern gehaltenen zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte auf €1.243 Mio. (vgl. Erläuterung 14.1.1).

Ein Marktpreisrückgang für gelistete Aktien um 10% hätte eine Negativwirkung (vor Steuern) von etwa €124 Mio. auf das Gesamtergebnis des Konzerns.

Das wichtigste nicht börsennotierte Wertpapier des Konzerns ist seine Beteiligung an flämischen Unternehmen im Kommunalverbund, die im Verhältnis zur regulatorischen Kapitalbasis bewertet wird.

Das Portfolio von börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapieren des Konzerns wird im Kontext eines speziellen Investmentverfahrens gemanagt, seine Performance wird regelmäßig an das Executive Management berichtet.

16 EIGENKAPITAL

16.1 Aktienkapital

	Anzahl Aktien			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Treasury	Im Umlauf befindlich	Stamm- kapital	Kapital- rücklage	Eigene Aktien
---	---	---	---	---	---	---
Per 31. Dezember 2009	2.260.976.267	(45.114.853)	2.215.861.414	2.261	30.590	(1.644)
Aktienemissionen	26.217.490		26.217.490	26	471
Einziehungen von Aktien	(36.898.000)	36.898.000	0	(37)	(1.378)	1.415
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien		(17.637.311)	(17.637.311)			(436)
Per 31. Dezember 2010	2.250.295.757	(25.854.164)	2.224.441.593	2.250	29.683	(665)
Aktienemissionen	2.340.451		2.340.451	2	33
Käufe und Veräußerungen eigener Aktien		(13.029.330)	(13.029.330)			(264)
PER 31. DEZEMBER 2011	2.252.636.208	(38.883.494)	2.213.752.714	2.253	29.715	(930)

Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2011 gehen zurück auf:


―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen (2,3 Mio. Aktien, vgl. Erläuterung 23.1.1);
―	Nettoerwerbe von Aktien aus dem Aktienrückkaufprogramm des Konzerns (vgl. Erläuterung 16.3), einschließlich 6,7 Mio. Aktien, die in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung gekauft wurden, und 6,3 Mio. Aktien, die in Verbindung mit neuen Aktienkauf - oder Bonusaktienprogrammen gekauft wurden.

Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2010 gingen zurück auf:


―	die Ausgabe von Mitarbeiteraktien als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms unter dem Titel "LINK 2010" (vgl. Erläuterung 23.2). Gezeichnet wurden insgesamt 24,2 Mio. Aktien, zusätzlich zu 0,5 Mio. Aktien, die ohne Gegenleistung bewilligt wurden, so dass der Gesamtwert der Kapitalerhöhung vom 24. August 2010 €478 Mio. erreichte (ohne Ausgabekosten);
―	die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen (1,5 Mio. Aktien);
―	die Einziehung aller 36.898.000 eigenen Aktien, die Ende Dezember 2009 gehalten wurden, wie der Aufsichtsrat am 9. August 2010 beschlossen hatte.

16.2 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer GDF SUEZ SA-Aktien bewirken

Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer GDF SUEZ SA-Aktien bewirken, sind nur Aktienbezugsoptionen, die der Konzern seinen Mitarbeitern und Führungskräften gewährt. Die am 31. Dezember 2011 laufenden Aktienbezugsprogramme sind in Erläuterung 23.1.1 "Einzelheiten geltender Aktienoptionsprogramme" beschrieben. Die Höchstzahl neuer Aktien, die entstehen könnten, wenn diese Optionen ausgeübt würden, lag am 31. Dezember 2011 bei 22,6 Mio.

Aktien, die aus den Bonusaktien- und Performance-Share-Programmen zugeteilt werden (in Erläuterung 23.3 "Bonusaktien und Performance Shares" beschrieben), werden durch die vorhandenen GDF SUEZ SA-Aktien gedeckt.

16.3 Eigene Aktien

Der Konzern hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 2. Mai 2011 dem Aufsichtsrat genehmigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10% der Aktien vor, die das Stammkapital der GDF SUEZ SA am Tag dieser Hauptversammlung darstellen. Die Gesamtsumme der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, aus dem Programm darf €12 Mrd. nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter €55 pro Aktie betragen.

Am 31. Dezember 2011 hielt der Konzern 38,9 Mio. eigene Aktien, von denen 32,2 Mio. die Aktienzusagen des Konzerns gegenüber den Mitarbeitern und Führungskräften abdecken sollten und 6,7 Mio. in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung gehalten wurden.

Das Unternehmen hat eine Liquiditätsvereinbarung mit einem Investmentdienstleister geschlossen. Nach dieser Vereinbarung sagt der Investmentdienstleister zu, GDF SUEZ SA-Aktien zu kaufen und zu verkaufen, um den Markt für die Aktie zu organisieren und die Liquidität der Aktie an den Börsen in Paris und Brüssel zu sichern. Bei dieser Vereinbarung geht es um insgesamt €300 Mio. Die Anzahl der Aktien, die in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung gekauft werden können, darf 22.500.000 nicht überschreiten.

16.4 Sonstige Angaben zur Kapitalrücklage und konsolidierten Rücklagen

Die Gesamtsumme von Kapitalrücklage und konsolidierten Rücklagen per 31. Dezember 2011 (einschließlich Jahresüberschuss für dieses Jahr) belief sich auf €60.920 Mio., von denen €226 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 konsolidierten Rücklagen enthalten auch kumulative versicherungsmathematische Differenzen, die am 31. Dezember 2011 Verluste von €1.423 Mio. (Verluste per 31. Dezember 2010: €829 Mio.) und latente Steuern auf diese versicherungsmathematischen Differenzen von €449 Mio. Ende 2011 (€236 Mio. Ende 2010) darstellten.

Die verteilbare Kapitalrücklage und die Rücklagen der GDF SUEZ SA beliefen sich am 31. Dezember 2011 auf €43.602 Mio. (per 31. Dezember 2010 €44.509 Mio.).

16.5 Dividenden

Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die GDF SUEZ SA 2009, 2010 und 2011 ausgeschüttet hat.

	Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro)	Nettodividende je Aktie (in Euro) (Barausschüttung)
für 2009
Auszahlung der restlichen Dividende für 2009 (gezahlt am 10. Mai 2010)	1.484	0,67
für 2010
Zwischendividende (gezahlt am 15. November 2010)	1.846	0,83
Auszahlung der restlichen Dividende für 2010 (gezahlt am 9. Mai 2011)	1.490	0,67
für 2011
Zwischendividende (gezahlt am 15. November 2011)	1.838	0,83

Empfohlene Dividende für 2011

Die Aktionäre werden auf der Hauptversammlung, auf der der Jahresabschluss des Konzerns für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von €1,50 je Aktie zuzustimmen; das ist eine Gesamtausschüttung von €3.321 Mio., geht man von der Zahl der am 31. Dezember 2011 in Umlauf befindlichen Aktien aus. Eine Zwischendividende von €0,83 je Aktie wurde am 15. November 2011 gezahlt, das sind insgesamt €1.838 Mio.

Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung wird diese Dividende ab 30. April 2012 gezahlt und ist im Abschluss per 31. Dezember 2011 nicht als Schuld ausgewiesen. Der Konzernabschluss per 31. Dezember 2011 wird daher vor der Gewinnausschüttung vorgelegt.

16.6 Im Eigenkapital (Konzernanteil) ausgewiesene Gesamtgewinne und -verluste

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	Änderung	31. Dez. 2010	Änderung	31. Dez. 2009
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	185	(462)	646	(119)	765
Absicherungen der Nettoinvestitionen	27	(58)	31	(63)	95
Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente)	(283)	(86)	(196)	11	(207)
Cashflow-Absicherungen für Waren	677	334	342	445	(103)
Latente Steuern auf die obigen Posten	(153)	(103)	(50)	(144)	95
Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, ohne Steuern	(159)	(185)	27	48	(22)
Währungsumrechnungsdifferenzen	447	(75)	522	877	(355)
SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN	687	(636)	1.323	1.054	268
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(1.393)	(644)	(748)	(479)	(269)
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	447	213	235	149	86
Anteil assoziierter Unternehmen an nicht umgliederbaren Posten und versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, abzüglich Steuern	(29)	46	(75)	(14)	(61)
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN	(974)	(385)	(588)	(344)	(244)
SUMME	(287)	(1.021)	734	710	24

Die Spalte "Änderung" enthält hauptsächlich Gewinne und Verluste, die über die Periode erfasst wurden (vgl. Gesamtergebnisrechnung) und Änderungen des Konsolidierungskreises.

Alle in der Tabelle oben dargestellten Posten können in späteren Perioden in den Erlös umgebucht werden, bis auf die versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste, die in den konsolidierten Rücklagen aufgeführt werden, die dem Konzern zuzuweisen sind.

In der Periode in den Erlös umgebuchte Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung betrafen den Verkauf von GDF SUEZ LNG Liquefaction (€8 Mio.) und den Verkauf von Anteilen an EFOG (€20 Mio.).

16.7 Nichtbeherrschende Beteiligungen

2011 erwarb der Konzern eine beherrschende Beteiligung von 69,78% an International Power plc. Die im Ergebnis dieses Geschäftsvorfalls erworbenen "nichtbeherrschenden Beteiligungen" betrugen zum Erwerbszeitpunkt €6.303 Mio.

Die China Investment Corporation ("CIC") erwarb eine nichtbeherrschende Beteiligung von 30% am Explorations- und Produktionsgeschäftsbetrieb des Konzerns ("GDF SUEZ E&P"). Als Resultat dieses Geschäftsvorfalls wurden €1.341 Mio. als "nichtbeherrschenden Beteiligungen" zum Erwerbszeitpunkt angesetzt.

Schließlich erwarb das Public Konsortium aus CNP Assurances, CDC Infrastructure und Caisse des Dépôts eine nichtbeherrschende Beteiligung von 25% an GRTgaz. Der nichtbeherrschende Anteil des Konsortiums betrug zum Transaktionszeitpunkt €923 Mio.

Diese Geschäftsvorfälle sind in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" genauer beschrieben.

2010 emittierte SUEZ Environnement Company €750 Mio. als tief nachrangige, ewig laufende "Hybrid"-Anleihen (ohne Ausgabekosten). Diese Anleihen sind allen vorrangigen Gläubigern nachgeordnet und haben anfänglich einen festen Coupon von 4,82% für die ersten fünf Jahre.

Da es sich bei diesen Anleihen um Eigenkapitalinstrumente handelt, wird der Ertrag der Emission, abzüglich Ausgabekosten ohne Steuern, im Eigenkapital unter "Nichtbeherrschende Beteiligungen" ausgewiesen.

16.8 Kapitalmanagement

GDF SUEZ ist bestrebt, seine Finanzstruktur ständig zu optimieren, indem es sich um eine geeignete Balance zwischen der Nettoverschuldung (vgl. Erläuterung 14.3) und dem Gesamteigenkapital 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 organisiert seine Finanzstruktur nach den 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 (vgl. Erläuterung 16.3 "Eigene Aktien"), 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 wahren. Dazu verwaltet er seine Finanzstruktur unter Berücksichtigung der Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil des Konzerns, seine 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 um Rückstellungen für die Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle, Rückstellungen für Pensionspläne ohne Fondsdeckung und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing bereinigt.

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. 2010	Zugänge	Auflösungen (Verwendungen)	Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen)	Änderungen des Konsolidie- rungskreises	Auswirkung der Bereinigung von Anpassungen des Diskontierungs- satzes
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	4.362	260	(385)	(2)	188	210
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle	3.936	106	(20)	0	0	196
Demontage von Anlagen und Ausrüstung*	2.840	2	(8)	(2)	0	140
Flächensanierung	1.362	45	(64)	(7)	33	49
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	1.969	772	(539)	(144)	267	8
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	14.469	1.184	(1.016)	(155)	488	604

in Millionen Euio	Währungs- umrechnungs- differenzen	Sonstige	31. Dez. 2011
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	5	570	5.209
Aufarbeitung und Lagerung radioaktiver Abfälle	0	0	4.218
Demontage von Anlagen und Ausrüstung*	(8)	(23)	2.941
Flächensanierung	9	108	1.536
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	4	(58)	2.279
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	11	596	16.183

* davon €2.532 Mio. als Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen per 31. Dezember 2011, verglichen mit €2.413 Mio. am 31. Dezember 2010

Die Spalte "Änderungen des Konsolidierungskreises" gibt die Auswirkungen des Erwerbs von International Power wieder (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

Die Auswirkung von glattgestellten 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.

Die Spalte "Sonstige" zeigt hauptsächlich (i) versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für 2011, die im ergebnisneutral verrechneten Ergebnis erscheinen, und (ii) die Erhöhung der Rückstellungen für Flächensanierung im Explorations- und Produktionsbetrieb, für die die Gegenbuchung bei den Sachanlagen vorgenommen wurde.

Zuteilungen, Auflösungen und der Glattstellungseffekt von Anpassungen des Diskontierungssatzes werden in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns wie folgt dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2011 Nettozuteilungen
Erträge aus betrieblichen Tätigkeiten	2
Sonstige Finanzerträge und Aufwendungen	604
Aufwendungen für Ertragsteuern	12
SUMME	617

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 Verbindlichkeiten aus Tätigkeiten der Stromerzeugung aus radioaktivem Material

Aus den Tätigkeiten der Stromerzeugung aus radioaktivem Material hat der Konzern Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Demontage von Nuklearanlagen und die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente.

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 der Kommission für Rückstellungen für Nuklearanlagen (Commission for Nuclear Provisions), die im Nachgang zu dem oben erwähnten Gesetz gebildet wurde, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und zum Management dieser Rückstellungen. Die Kommission 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 die Kommission in ihrer 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 22.September 2010 übergab Synatom der Commission for Nuclear Provisions seinen Dreijahresbericht über Rückstellungen für Nuklearanlagen. Gegenüber dem vorhergehenden Bericht blieben die Kern-Inputs wie Schätzmethoden, finanzielle Parameter und Management-Szenarios unverändert. Die berücksichtigten Änderungen bezogen sich auf die Übernahme der neuesten Wirtschaftsdaten und detaillierter technischer Analysen (Tarife, physische und radiologische Verzeichnisse usw.).

Zur Prüfung des Berichts von 2010 forderte die Commission for Nuclear Provisions 2011 zwei zusätzliche Analysen an. Sie wurden vom Konzern am 22. November 2011 vorgelegt. Die Kommission akzeptierte die Argumente und die Zusatzinformationen von Synatom.

Die Akzeptanz durch die Commission for Nuclear Provisions führte zu einer Verringerung des Barwerts der Verpflichtung hinsichtlich des Managements radioaktiven spaltbaren Materials. Doch wurde angesichts der jüngsten Veränderungen im nuklearen Kontext und insbesondere wegen zusätzlicher Auflagen bei Belastungstests von Brennstofflagern bislang der Gesamtbetrag der Rückstellung nicht geändert (mit Ausnahme wiederkehrender Änderungen durch den Glattstellungseffekt und den Brennstoffverbrauch während des Jahres). Berücksichtigt man das oben Gesagte, wäre die Anpassung vom 31. Dezember 2011 nicht wesentlich gewesen.

Die gebildeten Rückstellungen berücksichtigen 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 könnten.

Die vom Konzern per 31. Dezember 2011 ausgewiesenen Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens berechnet, der die Betriebsdauer von Kernreaktoren mit 40 Jahren ansetzt (wie 2010).

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 Kernreaktoren von 40 Jahren auf 50 Jahre zu verlängern.

Doch die neue belgische Regierung, die Ende 2011 gebildet wurde, bekräftigte in ihrer Regierungserklärung und in ihrer Grundsatzerklärung, die sie am 5. Januar 2012 vor der belgischen Abgeordnetenkammer abgab, dass sie nicht beabsichtige, bestehende Gesetze zu ändern, um die Laufzeit der Kernkraftwerke Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 um zehn Jahre zu verlängern (von 40 auf 50 Jahre). Bis Mitte 2012 legt der Staatssekretär für Energie einen Entwicklungsplan für neue diversifizierte Produktionskapazitäten vor, um die sichere Stromversorgung des Landes kurz-, mittel- und langfristig glaubwürdig sicherstellen. Die Termine für die Stilllegung der Kernkraftwerke werden in Abhängigkeit von der präzisen und detaillierten Umsetzung der Agenda für die neuen Kapazitäten festgelegt.

Jede Verlängerung der Laufzeit der drei Kernreaktoren, um die es in der 2009 mit der vorigen Regierung geschlossenen Vereinbarung ging, dürfte keine wesentliche Auswirkung auf die Abbruch-Rückstellungen haben. Die verschobenen Abbrucharbeiten führen zu einer suboptimalen Koordinierung verglichen mit dem Abriss aller Anlagen. Diesem Effekt steht jedoch die aufschiebende Wirkung von Zahlungsmittelabgängen entgegen. Änderungen dieser Rückstellungen würden - vorbehaltlich bestimmter Bedingungen - entsprechend für die jeweiligen Vermögenswerte ausgewiesen.

Die Rückstellungen für die Aufarbeitung und Lagerung von Brennelementen würden durch die Verlängerung der Nutzungsdauer der drei ältesten Reaktoren nicht maßgeblich beeinflusst, da sich die Durchschnittskosten für die Wiederaufarbeitung sämtlicher abgebrannter Brennelemente bis zum Ende der Betriebsdauer nicht wesentlich ändern.

17.2.2 Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen

Wird ein abgebranntes nukleares Brennelement aus einem Reaktor entfernt, bleibt es radioaktiv und erfordert eine Wiederaufarbeitung. Es gibt zwei verschiedene Verfahren für den Umgang mit abgebrannten radioaktiven Brennelementen, entweder eine Wiederaufarbeitung oder eine Konditionierung ohne Wiederaufarbeitung. Die belgische Regierung hat noch nicht darüber entschieden, welches Szenario für Belgien vorgeschrieben wird.

Die Commission for Nuclear Provisions stützt seine Analysen auf eine Wiederaufarbeitung abgebrannter nuklearer Brennelemente. Der Konzern bemisst daher diese Rückstellungen für alle Kosten, die mit diesem Wiederaufarbeitungsszenario verbunden sind, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung durch eine zugelassene Anlage, Lagerung und Beseitigung der abgebrannten Brennelemente-Reste nach Wiederaufbereitung.

Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung von Brennelementen und die Lagerung werden nach folgenden Prinzipien und Parametern berechnet:


―	die Kosten werden nach einem Wiederaufbereitungsszenario berechnet, dessen Anlaufen für 2016 erwartet wird, bei dem die abgebrannten Brennelemente wieder aufbereitet und dann endgültig entfernt und in unterirdische Lagerstätten verbracht werden; Das bei der Wiederaufarbeitung gewonnene Plutonium wird für die Herstellung von MOX-Brennelementen recycelt, die in den belgischen Kernkraftwerken bis zu ihrer Schließung und danach zum Verkauf an Dritte verwendet werden;
―	Zahlungsmittelabgänge erstrecken sich über einen Zeitraum bis 2060. Zu diesem Zeitpunkt gehen dann 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 Wiederaufarbeitungsszenario aus, würde der letzte Rückstand abgebrannter Brennelemente etwa 2080 in ein unterirdisches Lager verbracht;
―	die langfristige Verpflichtung wird nach den geschätzten internen und externen Kosten abgeschätzt, die aus Angeboten Dritter oder Angeboten für Entgelte von unabhängigen Organisationen resultieren;
―	der Diskontierungssatz von 5% (tatsächlicher Satz von 3% plus 2% Inflationsrate) basiert auf einer Analyse durchschnittlicher vergangener und künftiger Änderungen langfristiger Referenzzinssätze;
―	die Zuteilung zur Rückstellung wird nach den Durchschnittskosten für verbrauchte Mengen bis zum Ende der Nutzungsdauer der Anlage errechnet;
―	eine jährliche Zuteilung wird auch für den Glattstellungseffekt bei der Rückstellung ausgewiesen.

Aufgrund des Wesens und der Bedingung der Zahlung können die künftig tatsächlich anfallenden Kosten von den Schätzungen 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 bislang für vernünftig hält und denen die Commission for Nuclear Provisions zugestimmt hat.

17.2.3 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 bis zum Ende der Demontage-Zeit angesetzt, um den künftigen Wert der Verpflichtung zu errechnen;
―	ein Diskontierungssatz von 5% (der 2% Inflation enthält) wird angesetzt, um den Nettobarwert der Verpflichtung zu bestimmen; es ist der gleiche Zinssatz wie zur Berechnung der Rückstellung für die Aufarbeitung und Lagerung nuklearer Brennelemente;
―	der Beginn der Demontage-Arbeiten wird für drei bis vier Jahre nach Abschaltung der jeweiligen Anlagen erwartet, wobei die derzeit geltende Nutzungsdauer von 40 Jahren ab dem Tag der Inbetriebnahme der Anlage zu berücksichtigen ist;
―	Zahlungsmittelabgänge erstrecken sich über etwa 9 bis 13 Jahre ab dem Zeitpunkt des Demontage-Beginns;
―	der Barwert der Verpflichtung am Tag der Inbetriebnahme 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 Zuteilung zur Rückstellung in Höhe des Zinsaufwands für die Rückstellung, der am Ende des Vorjahres gebucht war, wird zu dem Abzinsungssatz berechnet, mit dem der Barwert künftiger Zahlungsströme geschätzt wurde.

Rückstellungen werden auch im Konzernanteil an den erwarteten Abbruchkosten für die Nuklearanlagen erfasst, für die der Konzern Entnahmerechte hat.

17.2.4 Empfindlichkeit

Ausgehend von den derzeit geltenden Parametern für die geschätzten Kosten und dem zeitlichen Ablauf der Zahlungsmittelabgänge könnte eine Änderung um 50 Basispunkte beim Diskontierungssatz zu einer Berichtigung in Höhe von etwa 10% bei den Rückstellungen für Demontage und Wiederaufarbeitung und Lagerung von Brennelementen führen. Eine Senkung der Diskontierungssätze würde zu einer Zunahme der ausstehenden 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 und Lagerung 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 das Gesamtergebnis auswirken, denn die Gegenbuchung würde unter bestimmten Umständen in der Berichtigung der entsprechenden Vermögenswerte 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. Die Häufigkeit, in der diese Rückstellungen von der Commission for Nuclear Provisions nach den geltenden Bestimmungen überprüft werden, stellt sicher, dass die Gesamtverpflichtung exakt bewertet wird.

17.3 Abbauverpflichtungen bei sonstigen Ausrüstungen und Anlagen

Bestimmte Anlagen und Ausrüstungen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Fern- und Versorgungsleitungen, Lagerstätten und LNG-Terminals 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.

Ausgehend von überarbeiteten Schätzungen nachgewiesener und wahrscheinlicher Vorräte und dem derzeitigen Stand der Produktion (laut der Internationalen Energie-Agentur weitere 250 Jahre) hat der Konzern die Zeitplanung seiner Rückstellung für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich revidiert. Diese Rückstellungen, deren Barwert jetzt praktisch null war, sind aufgelöst worden (vgl. Erläuterung 5.5 "Sonstige außergewöhnliche Posten").

17.4 Flächensanierung

17.4.1 Tätigkeit im Abfallgeschäft

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 über 30 Jahre 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 über 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 den 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 geschätzten Gesamtkosten pro Jahr und Titel (ausgehend von Standard- oder Sonderkosten), dem geschätzten Schließungstag und dem Diskontierungssatz für jeden Standort (ausgehend von der Restnutzungsdauer).

17.4.2 Tätigkeiten in Exploration und Produktion

Der Konzern bildet auch eine Rückstellung für seine Verpflichtung zur Sanierung von Explorations- und Produktionsstätten.

Die Rückstellung veranschaulicht den Barwert der geschätzten Sanierungskosten, bis die betrieblichen Tätigkeiten abgeschlossen sind. Die Rückstellung wird auf der Grundlage konzerninterner Annahmen im Hinblick auf die geschätzten Sanierungskosten und den zeitlichen Ablauf der Sanierungsarbeiten berechnet. Der zeitliche Ablauf der Sanierungsarbeiten, der der Rückstellung zugrunde liegt, kann in Abhängigkeit davon, wie lange die Produktion als wirtschaftlich gilt, schwanken. Diese Überlegung hängt wiederum eng mit den Schwankungen künftiger Gas- und Ölpreise zusammen.

Die Rückstellung wird mit einer Gegenbuchung bei den Sachanlagen angesetzt.

17.5 Sonstige Eventualforderungen und -schulden

Dieser Titel 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 26 "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

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") in Frankreich 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 Zweigunternehmen des Konzerns sind GDF SUEZ SA, GrDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, GDF SUEZ Thermique France, CPCU, TIRU, GEG, Compagnie Nationale du Rhône (CNR) und SHEM.

Infolge der Finanzierungsreform des EGI-Sonderpensionssystems, die mit dem Gesetz Nr. 2004-803 vom 9. August 2004 und seinen Durchführungsbestimmungen eingeführt wurde, wurden den verschiedenen EGI-Unternehmen spezielle Leistungen (Pensionsleistungen zusätzlich zu den gesetzlichen Standardleistungen) zugeteilt, die am 31. Dezember 2004 bereits erdient waren ("in der Vergangenheit erworbene Sonderleistungen"). In der Vergangenheit erworbene Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) für das regulierte Fernleitungs- und Versorgungsleitungsgeschäft werden durch eine Abgabe auf die Fernleitungs- und Versorgungsleitungsdienstleistungen für Gas und Strom (Contribution Tarifaire d'Acheminement) finanziert und stellen daher keine Verpflichtung des GDF SUEZ-Konzerns mehr dar. In der Vergangenheit erworbene nicht regulierte Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) werden von den Unternehmen des EGI-Sektors in dem Umfang finanziert, wie er durch das Dekret Nr. 2005-322 vom 5. April 2005 festgesetzt ist. Die nach dem Plan ab 1. Januar 2005 erdienten Sonderleistungen werden vollständig von den Unternehmen des EGI-Sektors finanziert, und zwar entsprechend ihrem Marktanteil bei Gas und Strom, gemessen an den Gesamtlohnkosten.

Da es sich hier um einen leistungsorientierten Plan handelt, hat der Konzern eine Pensionsrückstellung für Sonderleistungen gebildet, die den Arbeitnehmern im nicht regulierten Bereich gezahlt werden, und für Sonderleistungen, die Arbeitnehmer aus dem regulierten Geschäft seit 1. Januar 2005 erdient haben. Diese Rückstellung deckt auch die Vorruhestandsverpflichtungen des Konzerns ab.

Nachdem die Rentenreform in Frankreich am 10. November 2010 im Journal Officiel veröffentlicht worden ist, wird es zu einer schrittweisen Anhebung des gesetzlichen Rentenalters aus der EGI-Sonderrentenversicherung ab 1. Januar 2017 um zwei Jahre kommen, beginnend mit einer Anhebung jährlich um vier Monate, bis am 1. Januar 2022 Arbeitnehmer mit sitzender Tätigkeit 62 Jahre alt sind und eine Beschäftigungszeit von 15 Jahren vollendet haben. Die Dauer, über die Beschäftigte Beiträge einzahlen, um in den Genuss einer vollen Rente zu kommen, wurde bei der EGI-Sonderrentenversicherung ab 1. Januar 2020 auf 41,5 Jahre erhöht.

Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG abgeschätzt.

Per 31. Dezember 2011 belief sich der Anwartschaftsbarwert für das Sonderpensionssystem des EGI-Sektors auf €2,3 Mrd. (€2,1 Mrd. per 31. Dezember 2010).

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), Laborelec sowie einiger Arbeitnehmer-Kategorien bei GDF SUEZ Belgien 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 Versicherungszeit 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 Planbegünstigten in Form einer Pauschale gezahlt. Die meisten Verpflichtungen aus diesen Pensionsplänen werden aus Pensionsfonds, die für den Strom- und Gassektor eingerichtet wurden, und durch bestimmte Versicherungsgesellschaften finanziert. Vorfinanzierte Pensionspläne werden aus Beiträgen von Arbeitgebern und Arbeitnehmern finanziert. Die Arbeitgeberbeiträge werden jährlich auf der Grundlage versicherungsmathematischer Bewertungen errechnet.

Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31. Dezember 2011 etwa 12% der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Schulden aus.

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 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. Die tatsächliche Rendite wurde mit der garantierten Mindestrendite verglichen, der nicht durch einen Fonds gedeckte Anteil war per 31. Dezember 2011 nicht wesentlich.

Für diese beitragsorientierten Pläne wurde 2011 ein Aufwand von €16 Mio. ausgewiesen.

18.1.3 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber

Beschäftigte einiger Unternehmen des Konzerns sind gemeinschaftlichen Pensionsplänen mehrerer Arbeitgeber zugeordnet. Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber sind in den Niederlanden besonders verbreitet, wo von den Beschäftigten des Strom- und Gassektors üblicherweise verlangt wird, einem branchenweiten Pflichtsystem beizutreten.

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.

Für die gemeinschaftlichen Pensionspläne mehrerer Arbeitgeber wurde 2011 ein Aufwand von €78 Mio. ausgewiesen.

18.1.4 Sonstige Pensionspläne

Die meisten sonstigen Unternehmen des Konzerns gewähren ihren Beschäftigten Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung ist der Anteil der leistungsorientierten und der beitragsorientierten Pläne innerhalb des Konzerns fast gleich groß.

Die wichtigsten Pensionspläne des Konzerns außerhalb Frankreichs und Belgiens betreffen:


―	die Vereinigten Staaten: Der leistungsorientierte Plan von United Water steht den Beschäftigten des regulierten Sektors offen. Alle US-Tochtergesellschaften bieten ihren Beschäftigten einen beitragsorientierten Plan des Typs 401(k) an;
―	Großbritannien: Die große Mehrheit leistungsorientierter Pensionspläne steht Neueingestellten nicht mehr offen. Leistungen aus diesen Plänen können nicht mehr erdient werden. Alle Unternehmen haben ein beitragsorientiertes System. Die Pensionsverpflichtungen der Tochtergesellschaften von International Power in Großbritannien werden durch ein spezielles Pensionssystem für den Stromversorgungsbereich (Electricity Supply Pension Scheme - ESPS) abgedeckt. Die Vermögenswerte dieses leistungsorientieren Programms sind in separate Fonds investiert. Seit 1. Juni 2008 steht dieses Programm Neueingestellten nicht mehr offen. Für diesen Personenkreis wurde ein beitragsorientiertes Programm aufgelegt. Die Ansprüche von Beschäftigten, die vor dem 1. Juni 2008 eingestellt wurden, bleiben als Anwartschaft aus diesem Programm erhalten.
―	Deutschland: Die deutschen Tochtergesellschaften des Konzerns haben ihre leistungsorientierten Pläne Neueinstellungen gegenüber geschlossen und bieten jetzt beitragsorientierte Pläne an;
―	Brasilien: Tractebel Energia hat ein eigenes Pensionssystem. Es ist ein zweigliedriges System. Ein Teil ist ein leistungsorientierter Plan (geschlossen), der andere ein beitragsorientierter Plan, der Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen steht.

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

Zu den sonstigen Leistungen für Beschäftigte des EGI-Sektors zählen:

Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:


―	niedrigere Energiepreise;
―	Abfindungen;
―	Zusatzurlaub;
―	Leistungen im Todesfall für direkte Angehörige.

Langfristige Leistungen:


―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten;
―	Beihilfen bei zeitweiliger oder dauerhafter Erwerbsunfähigkeit;
―	Treueprämien.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen des Konzerns beschrieben.

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 "Mitarbeitertarife" bezeichnet werden.

Diese Leistung berechtigt Beschäftigte zu einer Strom- und Gasversorgung zu einem gesenkten Preis. Für pensionierte Beschäftigte bedeutet diese Bestimmung eine Leistung nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses. Pensionierte Beschäftigte haben nur dann Anspruch auf den ermäßigten Tarif, wenn sie mindestens 15 Dienstjahre in Unternehmen des EGI-Sektors vollendet haben.

Gemäß den Vereinbarungen, die 1951 mit EDF geschlossen 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 zum ermäßigten Tarif an gegenwärtige und frühere Beschäftigte wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und gewährten Vorzugstarifen bewertet.

Die für ermäßigte Energiepreise gebildete Rückstellung beläuft sich auf €1,7 Mrd.

18.2.1.2 Abfindungen

Beschäftigte (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit) haben einen Anspruch auf Abfindungen am Ende der Beschäftigungszeit, die sich mit der Dauer der Betriebszugehörigkeit zu den Versorgungsunternehmen steigern.

18.2.1.3 Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Beschäftigte des EGI-Sektors haben Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder 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 Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien

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 Treueprämien und Vorruhestandsregelungen. Diese Leistungen sind nicht vorfinanziert, mit Ausnahme eines Übergangsgeldes ("allocation transitoire") bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses (in Höhe von drei gesetzlichen Monatsrenten), das als Sonderzahlung bei Renteneintritt betrachtet und von einer externen Versicherungsgesellschaft verwaltet wird.

18.2.3 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 Beträge aus der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung

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 und nicht erfasstem nachzuverrechnendem Dienstzeitaufwand. Eine Rückstellung ist ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), während vorausbezahlte Pensionsaufwendungen in der Bilanz erscheinen, wenn die Differenz negativ ist, sofern die Bedingungen für den Ausweis vorausbezahlter Pensionsaufwendungen erfüllt sind.

Es kam zu folgenden Änderungen bei den Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen, für Planvermögen und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen:

In Millionen Euro	Rückstellungen	Planvermögen	Erstattungsansprüche
Per 31. Dezember 2009	(3.862)	196	143
Wechselkursdifferenzen	(32)	(0)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	94	(94)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(523)	18	(5)
periodenbezogener Pensionsaufwand	(445)	(4)	7
Obergrenze auf Vermögenswerte/IFRIC 14	1	1
Gezahlte Beiträge/Leistungen	405	6	(3)
Per 31. Dezember 2010	(4.362)	122	142
Wechselkursdifferenzen	(7)	0
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	(86)	(116)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(752)	(0)	(17)
periodenbezogener Pensionsaufwand	(525)	2	6
Obergrenze auf Vermögenswerte/IFRIC 14		(0)
Gezahlte Beiträge/Leistungen	523	6	(4)
PER 31. DEZEMBER 2011	(5.209)	13	128

Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".

Die für die Periode in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen Kosten belaufen sich für 2011 auf €523 Mio. und für 2010 auf €449 Mio. Die Bestandteile dieser leistungsorientierten Plankosten sind in Erläuterung 18.3.4 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.

Kumulierte im Eigenkapital ausgewiesene versicherungsmathematische Gewinne beliefen sich per 31. Dezember 2011 auf 1.615 Mio. gegenüber €892 Mio. am 31. Dezember 2010.

In Millionen Euro	2011	2010
Per 1. Januar	892	376
Versicherungsmathematische (Gewinne)/Verluste, die während des Jahres generiert wurden	723	516
Per 31. Dezember	1.615	892

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste in der Tabelle oben enthalten Differenzen aus Währungsumrechnungen und versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die für die im Eigenkapital bilanzierten assoziierten Unternehmen ausgewiesen sind. Sie bedeuten versicherungsmathematische Nettogewinne von €30 Mio. für 2011 und versicherungsmathematische Nettoverluste von €11 Mio. für 2010. Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Differenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile zu sehen sind, stellen einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von €752 Mio. für 2011 und von €500 Mio. für 2010 dar. Der versicherungsmathematische Nettoverlust von €500 Mio. für 2010 enthielt einen versicherungsmathematische Verlust von €133 Mio. aus der Auswirkung des Rentenreformgesetzes in Frankreich, das am 10. November 2010 im Journal Officiel veröffentlicht wurde. Der Konzern war der Auffassung, dass die Änderungen der Pensionsverpflichtung aus diesen Maßnahmen (Erhöhung des Rentenalters und der Dauer der Beitragszahlung) Änderungen der versicherungsmathematischen Annahmen darstellten.

18.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen

Die Tabelle unten zeigt den Betrag des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens des Konzerns, die Änderungen dieser Posten während der dargestellten Perioden und ihren Abgleich mit den in der Bilanz ausgewiesenen Beträgen.

		31. Dez. 2011
In Millionen Euro		Pensions- leistungs- Verpflichtungena	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnissesb	Langfristige Leistungs- Verpflichtungenc	Summe Leistungs- verpflichtungen
---	---	---	---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar		(6.130)	(2.037)	(508)	(8.675)
Dienstzeitaufwand		(249)	(59)	(51)	(359)
Zinsaufwand		(318)	(96)	(23)	(437)
Gezahlte Beiträge		(16)			(16)
Änderungen		3	(1)		2
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften		(349)	(43)	(2)	(394)
Plankürzungen/Abgeltungen		19	1	1	21
Außergewöhnliche Posten		(3)	(3)		(6)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(287)	(299)	3	(584)
gezahlte Leistungen		390	122	56	569
Sonstige (Währungsumrechnungsdifferenzen)		(2)	(4)	1	(5)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	A	(6.942)	(2.418)	(524)	(9.884)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar		4.399	47	0	4.447
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen		243	3		247
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(157)	(9)		(166)
Empfangene Beiträge		318	24		342
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften		191			191
Abgeltungen		(2)			(2)
gezahlte Leistungen		(343)	(24)		(367)
Sonstige (Währungsumrechnungsdifferenzen)		(3)	1		(2)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögenswerten Per 31. Dezember	B	4.648	44	0	4.691
C - FINANZIERUNGSSTATUS	A+B	(2.295)	(2.375)	(524)	(5.193)
Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand		7	(8)		(1)
Obergrenze auf Vermögenswerte*			(1)		(1)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG		(2.288)	(2.384)	(524)	(5.195)
PENSIONSRÜCKSTELLUNG		(2.301)	(2.384)	(524)	(5.209)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN		13			13

		31. Dez. 2010
In Millionen Euro		Pensionsleistungs- Verpflichtungena	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnissesb	Langfristige Leistungs- Verpflichtungenc	Summe Leistungs- verpflichtungen
---	---	---	---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar		(5.502)	(1.659)	(465)	(7.626)
Dienstzeitaufwand		(212)	(24)	(39)	(274)
Zinsaufwand		(293)	(81)	(22)	(396)
Gezahlte Beiträge		(11)			(11)
Änderungen		(1)			(1)
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften		(187)	2	1	(184)
Plankürzungen/Abgeltungen		208	1	1	209
Außergewöhnliche Posten		41	(5)		35
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		(402)	(349)	(34)	(785)
gezahlte Leistungen		351	83	53	486
Sonstige (Währungsumrechnungsdifferenzen)		(121)	(4)	(3)	(128)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	A	(6.130)	(2.037)	(508)	(8.675)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar		3.934	39	0	3.973
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen		205	3		208
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste		240	7		247
Empfangene Beiträge		262	21		283
Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften		188	(5)		184
Abgeltungen		(198)			(198)
gezahlte Leistungen		(327)	(21)		(348)
Sonstige (Währungsumrechnungsdifferenzen)		95	3		98
Beizulegender Zeitwert von Planvermögenswerten Per 31. Dezember	B	4.399	47	0	4.447
C - FINANZIERUNGSSTATUS	A+B	(1.730)	(1.990)	(508)	(4.228)
Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand			(11)		(11)
Obergrenze auf Vermögenswerte*					0
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG		(1.730)	(2.001)	(508)	(4.239)
PENSIONSRÜCKSTELLUNG		(1.853)	(2.001)	(508)	(4.362)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN		122	0		122

* Einschließlich zusätzlicher Rückstellungen, die gemäß IFRIC 14 gebildet wurden

(a) Pensionen und Ruhestandsprämien

(b) Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

Änderungen des Konsolidierungskreises 2011 betrafen hauptsächlich den Erwerb von International Power (€165 Mio.).

Der bei den "Sonstigen außergewöhnlichen Posten" 2010 ausgewiesene Betrag spiegelt hauptsächlich die Auflösung der Rückstellung wider, die Ende 2005 in Verbindung mit der Überprüfungsklausel gebildet worden war und nicht länger berechtigt ist.

18.3.3 Änderung bei Erstattungsansprüchen

Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Erstattungsansprüche in Bezug auf Planvermögen, das von Contassur gemanagt wird, sehen wie folgt aus:

in Millionen Euro	2011	2010
Beizulegender Zeitwert am 1. Januar	142	143
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	6	7
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(17)	(5)
Tatsächlicher Ertrag	(11)	2
Arbeitgeberbeiträge	14	18
Arbeitnehmerbeiträge	2	2
Erwerbe/Veräußerungen, ohne Unternehmenszusammenschlüsse
Kürzungen
gezahlte Leistungen	(20)	(22)
BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER	128	142

18.3.4 Bestandteile des Nettopensionsaufwands

Der für die leistungsorientierten Verpflichtungen der am 31. Dezember 2011 und 2010 beendeten Jahre erfasste Nettopensionsaufwand gliedert sich wie folgt auf:

In Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Laufender Dienstzeitaufwand	359	274
Zinsaufwand	437	396
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	(246)	(208)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste*	(2)	34
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	(12)	(1)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	(19)	(11)
Außergewöhnliche Posten	6	(35)
SUMME	523	449
davon im kurzfristigen Betriebsergebnis erfasst	333	261
davon bei den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) erfasst	191	188

* bei einer langfristigen Leistungsverpflichtung

18.3.5 Finanzierungspolitik und -strategie

Werden leistungsorientierte Pläne finanziert, wird das entsprechende Planvermögen 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 Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen zu bewahren und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Diskontierungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.

Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen und die Allokation von Planvermögen in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managers. Wird in französischen Unternehmen Planvermögen 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 Verbindlichkeiten 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:

In Millionen Euro	Anwartschafts- barwert	Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	Nicht erfasster nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	Obergrenze auf Vermögenswerte*	Summe Nettoverpflichtung
Pläne mit einer Unterdeckung	(6.373)	4.464	(5)		(1.914)
Pläne mit einer Überdeckung	(215)	227	(0)	(1)	10
Pläne ohne Fondsdeckung	(3.297)		5		(3.292)
PER 31. DEZEMBER 2011	(9.885)	4.691	(1)	(1)	(5.195)
Pläne mit einer Unterdeckung	(5.308)	4.086	(15)		(1.237)
Pläne mit einer Überdeckung	(345)	361	(2)	(1)	14
Pläne ohne Fondsdeckung	(3.023)	0	7		(3.016)
PER 31. DEZEMBER 2010	(8.676)	4.447	(10)	(1)	(4.239)

* Einschließlich zusätzlicher Rückstellungen, die gemäß IFRIC 14 gebildet wurden

Die Allokation von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:

	2011	2010
Beteiligungspapiere	29%	28%
Anleihen	50%	52%
Immobilien	4%	3%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	17%	18%
SUMME	100%	100%

18.3.6 Versicherungsmathematische Annahmen

Versicherungsmathematische Annahmen werden individuell nach Land und Unternehmen in Verbindung mit unabhängigen Aktuaren ermittelt. Im Folgenden werden die gewichteten Diskontierungssätze dargestellt:

	Pensionsleistungs- verpflichtungen		Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses		Langfristige Leistungsverpflichtungen
	2011	2010	2011	2010	2011	2010
---	---	---	---	---	---	---
Abzinsungssatz	4,5%	4,8%	4,1%	4,8%	4,0%	4,8%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,0%	3,0%	n.a.	n.a.	2,7%	2,7%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	5,8%	5,9%	7,2%	5,9%	n.a.	n.a.
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	14 Jahre	13 Jahre	15 Jahre	15 Jahre	15 Jahre	15 Jahre

	Summe Leistungsverpflichtungen
	2011	2010
---	---	---
Abzinsungssatz	4,4%	4,8%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	2,8%	2,8%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	5,9%	5,9%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	14 Jahre	13 Jahre

18.3.6.1 Abzinsungssatz

Der angesetzte Abzinsungssatz wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag erstklassiger Unternehmensanleihen mit Fälligkeiten ermittelt, die die Beendigung des Plans widerspiegeln.

Die für EUR angewandten Abzinsungssätze basieren auf den Bloomberg-Indizes für Anleihen mit einer Laufzeit von 10, 15 und 20 Jahren, die von mit AA bewerteten Unternehmen emittiert wurden. Die für GBP angewandten Abzinsungssätze sind aus dem Ertrag von Staatsanleihen und der Spanne zwischen Staatsanleihen und Anleihen extrapoliert, die von mit AA bewerteten Unternehmen emittiert wurden.

Nach Schätzungen des Konzerns würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 1% zu einer Änderung von etwa 13% bei den Verpflichtungen führen.

18.3.6.2 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 Ertrag auf Planvermögen der Konzernunternehmen in Belgien machte 2011 etwa 5% für Vermögenswerte aus, die von den Versicherungsunternehmen des Konzerns gemanagt wurden, und 2% für Vermögenswerte, die von Pensionsfonds gemanagt wurden.

Der Ertrag auf Planvermögen für Unternehmen mit dem EGI-Pensionssystem war 2011 ein negativer 1%-Betrag.

Nach Schätzungen des Konzerns würde eine Erhöhung oder Senkung des erwarteten Ertrags auf Planvermögen um 1% zu einer Änderung von etwa 1% für den Wert des Planvermögens führen.

Die folgende Tabelle zeigt den gewichteten durchschnittlichen Ertrag auf Planvermögen, nach Vermögenswertkategorie gegliedert:

	2011	2010
Beteiligungspapiere	6,3%	7,1%
Anleihen	3,4%	5,1%
Immobilien	5,3%	6,4%
Sonstige (einschließlich Geldmarktpapiere)	2,4%	2,6%
SUMME	4,1%	5,9%

18.3.6.3 Sonstige Annahmen

Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 2% 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	5	(4)
Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen	56	(44)

18.3.7 Erfahrungsbedingte Anpassungen

Die Aufgliederung erfahrungsbedingter Anpassungen, die versicherungsmathematische Gewinne und Verluste begründen, sieht wie folgt aus:

	2011		2010		2009
in Millionen Euro	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungsver- pflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungsver- pflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungsver- pflichtungen
---	---	---	---	---	---	---
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(6.942)	(2.942)	(6.130)	(2.545)	(5.502)	(2.124)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	4.648	44	4.399	47	3.934	39
Überschuss/Defizit	(2.295)	(2.899)	(1.730)	(2.498)	(1.568)	(2.085)
Erfahrungsbedingte Anpassungen an Anwartschaftsbarwert	127	167	236	115	(5)	(15)
in % der Summe	-2%	-6%	-4%	-5%	0%	1%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	(157)	(9)	250	7	176	2
in % der Summe	-3%	-200%	5%	15%	4%	6%

	2008		2007
in Millionen Euro	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungsver- pflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungsver- pflichtungen
---	---	---	---	---
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember	(5.634)	(2.187)	(4.066)	(713)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen	3.831	40	2.452	47
Überschuss/Defizit	(1.803)	(2.147)	(1.614)	(666)
Erfahrungsbedingte Anpassungen an Anwartschaftsbarwert	(95)	12	(12)	(62)
in % der Summe	2%	-1%	0%	9%
Erfahrungsbedingte Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts von Planvermögen	528	12	(9)	1
in % der Summe	14%	29%	0%	3%

18.3.8 Geografische Aufteilung der Nettoverpflichtungen

2011 sah die geografische Aufteilung der Hauptverpflichtungen und der versicherungsmathematischen Annahmen (gewichtete Durchschnittssätze) wie folgt aus:

	Eurozone			Großbritannien
in Millionen Euro	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsver- hältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsver- hältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen
---	---	---	---	---	---	---
Nettoleistungsverpflichtung	(1.810)	(2.226)	(503)	(125)		(1)
Abzinsungssatz	3,9%	4,0%	3,9%	4,9%		4,8%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	2,7%		2,6%	4,3%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	5,1%			5,4%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	15	16	16	20		15

	USA			Rest der Welt
in Millionen Euro	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsver- hältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen	Pensions- leistungsver- pflichtungen	Sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsver- hältnisses	Langfristige Leistungsver- pflichtungen
---	---	---	---	---	---	---
Nettoleistungsverpflichtung	(102)	(55)		(251)	(102)	(20)
Abzinsungssatz	5,2%	5,3%		6,5%	4,5%	4,0%
Geschätzte künftige Lohnerhöhung	3,1%			3,5%		4,8%
Erwarteter Ertrag auf Planvermögen	7,2%	8,5%		7,8%
Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer	13	14		9	14	12

18.3.9 Für die leistungsorientierten Pensionspläne 2012 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Der Konzern erwartet, 2012 etwa €239 Mio. Beiträge in die leistungsorientierten Pensionspläne, einschließlich €78 Mio. für Unternehmen des EGI-Sektors, einzuzahlen. Die jährlichen Beitragszahlungen für die Unternehmen des EGI-Sektors erfolgen im Verhältnis zu den in dem Jahr erdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jedes Unternehmen, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.

18.4 Beitragsorientierte Pensionspläne

2011 verzeichnete der Konzern eine Belastung in Höhe von €122 Mio. durch Beträge, die in die beitragsorientierten Pensionspläne des Konzerns eingezahlt wurden (2010: €113 Mio.). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand " in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns erfasst.

19 TÄTIGKEITEN IN EXPLORATION UND PRODUKTION

19.1 Vermögenswerte in Exploration und Produktion

Die Vermögenswerte in Exploration und Produktion fallen in folgende drei Kategorien: Die Explorations- und Produktionslizenzen, die in der Bilanz unter "immaterielle Vermögenswerte" dargestellt sind, die Felder in der Erschließung, aufgeführt unter "Vermögenswerte in der Erschließungsphase", und produzierende Felder, aufgeführt unter "Produzierende Vermögenswerte", die in der Bilanz in den "Sachanlagen" enthalten sind.

in Millionen Euro	Genehmigungen	Vermögenswerte in der Erschließungsphase	Vermögenswerte in der Produktionsphase	Summe
A. BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2009	778	1.420	5.827	8.025
Änderungen des Konsolidierungskreises
Erwerbe	286	387	89	762
Veräußerungen			(28)	(28)
Währungsumrechnungsdifferenzen	19	46	160	225
Sonstige	17	(1.422)	1.291	(114)
Per 31. Dezember 2010	1.101	431	7.339	8.870
Änderungen des Konsolidierungskreises		(40)	(451)	(491)
Erwerbe	30	377	263	670
Veräußerungen
Währungsumrechnungsdifferenzen	22	10	46	79
Sonstige	(3)	(121)	148	24
PER 31. DEZEMBER 2011	1.149	658	7.345	9.151
B. KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2009	(262)	(4)	(1.051)	(1.317)
Änderungen des Konsolidierungskreises
Veräußerungen
Abschreibung und Wertminderung	(85)		(745)	(830)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(8)		(20)	(28)
Sonstige		4		4
Per 31. Dezember 2010	(355)	0	(1.816)	(2.170)
Änderungen des Konsolidierungskreises			165	165
Veräußerungen
Abschreibung und Wertminderung	(20)		(868)	(888)
Währungsumrechnungsdifferenzen	(7)		(19)	(26)
Sonstige		(3)	16	12
PER 31. DEZEMBER 2011	(382)	(3)	(2.522)	(2.907)
C. BUCHWERT
Per 31. Dezember 2010	746	432	5.523	6.700
PER 31. DEZEMBER 2011	767	655	4.823	6.244

Erwerbe enthalten 2011 hauptsächlich einen zusätzlichen Anteil, der am Njord-Feld erworben wurde (€112 Mio.) und Erschließungsarbeiten, die im Laufe des Jahres am Standort Gudrun (€145 Mio.) und der Gjøa-Plattform (€96 Mio.) in Norwegen durchgeführt wurden.

Die Zeile "Änderungen des Konsolidierungskreises" bezieht sich auf den Verkauf von EFOG.

19.2 Aktivierte Explorationsaufwendungen

Die folgende Tabelle zeigt eine Aufgliederung der Nettoänderung bei den aktivierten Explorationsaufwendungen:

in Millionen Euro	2011	2010
Per 1. Januar	272	75
Änderungen des Konsolidierungskreises
Aktivierte Explorationsaufwendungen für das Jahr	241	206
Beträge, die in die Aufwendungen für die Periode gebucht wurden	(73)	(63)
Sonstige	(40)	54
PER 31. DEZEMBER	400	272

Die aktivierten Explorationsaufwendungen sind in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen.

19.3 Investitionen in der Periode

Investitionen in das Explorations- und Produktionsgeschäft beliefen sich auf €636 Mio. bzw. €647 Mio. für 2011 bzw. 2010. Investitionen sind im "Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" in der Kapitalflussrechnung enthalten.

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 primär Verbrennungsanlagen in Norwegen, bestimmte Kraftwerke von International Power und die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von Cofely.

Die Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:

	Künftige Mindestleasing-Zahlung per 31. Dez. 2011		Künftige Mindestleasing-Zahlung per 31. Dez. 2010
in Millionen Euro	Undiskontierter Wert	Barwert	Undiskontierter Wert	Barwert
---	---	---	---	---
Jahr 1	206	191	265	254
Jahr 2 bis 5 inkl.	737	631	695	649
über Jahr 5 hinaus	936	564	832	559
SUMME KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.879	1.386	1.792	1.462

Die folgende Tabelle zeigt eine Abstimmung von Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings, wie in der Bilanz dargestellt (vgl. Erläuterung 14.2.1), mit undiskontierten künftigen Mindestleasingzahlungen nach Fälligkeit:

in Millionen Euro	Summe	Jahr 1	Jahr 2 bis 5 inkl.	über Jahr 5 hinaus
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	1.389	139	489	761
Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen auf Nennwert und Zinsen	489	66	248	175
UNDISKONTIERTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	1.879	206	737	936

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 Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen in Solvay (Belgien), Lanxess (Belgien), Bowin (Thailand) und Saudi Aramco (Saudi-Arabien) und für bestimmte Kraftwerke von International Power ausgewiesen.

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen	2.358	720
Nicht garantierter Restwert, der zugunsten des Leasinggebers anfällt	54	30
SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS	2.412	749
Nicht realisierter Finanzertrag	816	163
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	1.596	587
► davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	1.561	571
► davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	35	15

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 zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Jahr 1	202	141
Jahr 2 bis 5 inkl.	788	298
über Jahr 5 hinaus	1.368	280
SUMME	2.358	720

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 2011 und 2010 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Mindestleasingzahlungen	(1.047)	(831)
Bedingte Leasingzahlungen	(165)	(93)
Einnahmen aus Untervermietung	58	19
Aufwendungen aus Untervermietung	(93)	(97)
Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasingverhältnissen	(179)	(231)
SUMME	(1.425)	(1.232)

Künftige Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Jahr 1	812	696
Jahr 2 bis 5 inkl.	1.950	1.715
über Jahr 5 hinaus	1.867	1.606
SUMME	4.629	4.017

21.2 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der Anleitung zu IFRIC 4 zur Interpretation von IAS 17. Sie betreffen hauptsächlich von International Power betriebene Kraftwerke.

Einnahmen aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2011 und 2010 wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Mindestleasingzahlungen	889	767
Bedingte Leasingzahlungen	18	12
SUMME	906	779

Leasing-Einnahmen sind im Ertrag ausgewiesen.

Künftige Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

in Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Jahr 1	724	554
Jahr 2 bis 5 inkl.	2.475	2.037
über Jahr 5 hinaus	1.960	1.999
SUMME	5.159	4.590

22 DIENSTLEISTUNGSKONZESSIONSVEREINBARUNGEN

SIC 29 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen: Angabe wurde im Mai 2001 veröffentlicht und schreibt die Informationen vor, die im Anhang zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers offengelegt werden müssen.

IFRIC 12 wurde im November 2006 veröffentlicht und schreibt die Rechnungslegung für Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen vor, die bestimmte Kriterien erfüllen, nach denen der Konzessionsgeber als der die entsprechende Infrastruktureinrichtung Beherrschende angesehen wird (vgl. Erläuterung 1.5.7).

Wie in SIC 29 beschrieben betrifft eine Dienstleistungskonzessionsvereinbarung allgemein einen Geber, der für die Dauer der Konzession dem Nehmer einräumt:

(a) das Recht, Dienstleistungen zu erbringen, die öffentlichen Zugang zu wichtigen wirtschaftlichen und sozialen Einrichtungen geben,

(b) und in einigen Fällen das Recht, spezielle materielle Vermögenswerte, immaterielle Vermögenswerte und/oder finanzielle Vermögenswerte zu nutzen; im Austausch dafür, dass der Nehmer:

(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 Nehmer sowohl ein Recht erhält als auch einer Verpflichtung unterliegt, 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 sollte. Die Laufzeiten der Konzessionsvereinbarungen können sich zwischen 10 und 65 Jahren bewegen, das hängt hauptsächlich von den Investitionsausgaben ab, die der Konzessionsnehmer tätigt.

Angesichts dieser Verpflichtungen ist GDF SUEZ berechtigt, für die erbrachten Dienstleistungen entweder der lokalen Behörde Rechnungen zu stellen, die die Konzession 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 1.5.7).

Das Modell des materiellen Vermögenswerts wird benutzt, wenn der Konzessionsgeber die Infrastruktureinrichtung nicht beherrscht. 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. 46-628 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 1.5.7) zum Ausweis einer Schuld für Kapitalerneuerung und Ersatz.

Dienstleistungen werden allgemein zu einem Festpreis abgerechnet, der für die Vertragsdauer an einen besonderen Index geknüpft ist. Verträge können jedoch Klauseln enthalten, die Preisanpassungen vorsehen (gewöhnlich am Ende einer Fünfjahresperiode), wenn zu Vertragsbeginn eine Änderung der wirtschaftlichen Bedingungen prognostiziert wird. Eine Ausnahme sind Verträge in bestimmten Ländern (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 1.5.7). Zur Verteilung von Erdgas in Frankreich wendet der Konzern die ATRD-Tarife an, die nach Konsultation der französischen Regulierungsbehörde für Energie (CRE) durch ein Ministerialdekret festgesetzt wurden. Der Tarif wird ausgehend vom Kapitalaufwand ermittelt, der sich zusammensetzt aus (i) Abschreibungsaufwand und (ii) der Rendite des investierten Kapitals. Diese beiden Bestandteile werden im Verhältnis zur Evaluierung von Vermögenswerten berechnet, die der Konzern betreibt, bekannt als regulatorische Kapitalbasis (RAB), wobei die von der CRE festgelegten Nutzungsdauern und Renditen des investierten Kapitals benutzt werden. Die regulatorische Kapitalbasis umfasst vor allem Pipelines und Anschlussleitungen, die über einen Zeitraum von 45 Jahren abgeschrieben werden.

23 ANTEILSBASIERTE VERGÜTUNGEN

Aufwendungen für die anteilsbasierte Vergütung lassen sich wie folgt gliedern:

		Aufwand für das Jahr
in Millionen Euro	Erläuterungen	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
---	---	---	---
Aktienoptionsprogramme	23,1	41	57
Ausgaben von Mitarbeiteraktien	23,2	3	34
Share Appreciation Rights*	23,2	5	(4)
Bonus-/Performance-Aktienprogramme	23,3	86	34
Sonderbonus		-	(3)
Sonstige Konzernprogramme	23.3.5	12	-
SUMME		145	119

* wurden in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt.

23.1 Aktienoptionsprogramme

Aktienoptionsprogramme von GDF SUEZ

Der Aufsichtsrat des Konzerns genehmigte weder für 2011 noch für 2010 neue GDF SUEZ-Aktienoptionen.

Die Bedingungen der Programme, die vor 2010 aufgelegt wurden, sind in früheren Referenzdokumenten beschrieben, die SUEZ und später GDF SUEZ erarbeitet hat.

Aktienoptionsprogramme von SUEZ Environnement Company

2011 entschied der Aufsichtsrat der SUEZ Environnement Company, keine neuen Aktienoptionsprogramme aufzulegen.

Die Bedingungen der Programme, die in den Vorjahren aufgelegt wurden, sind in früheren Referenzdokumenten beschrieben, die die SUEZ Environnement Company erarbeitet hat.

23.1.1 Einzelheiten geltender Aktienoptionsprogramme

Programme der GDF SUEZ

Programm	Datum der genehmigenden Jahreshaupt- versammlung	Eintritt der Unverfallbarkeit	Angepasster Ausübungspreis in Euro	Anzahl Aktien Begünstigte je Programm	Zahl der Optionen, die Mitgliedern des Executive Committee bewilligt wurden2	Per 31. Dez. 2010 im Umlauf befindliche Optionen
28.11.2001	04.05.2001	28.11.2005	30,7	3.160	1.784.447	5.682.343
20.11.20021	04.05.2001	20.11.2006	15,7	2.528	1.327.819	1.780.240
19.11.2003	04.05.2001	19.11.2007	12,4	2.069	1.263.500	1.591.168
17.11.20041	27.04.2004	17.11.2008	16,8	2.229	1.302.000	5.459.192
9.12.20051	27.04.2004	09.12.2009	22,8	2.251	1.352.000	6.071.401
17.1.20071	27.04.2004	17.01.2011	36,6	2.173	1.218.000	5.763.617
14.11.20071	04.05.2007	14.11.2011	41,8	2.107	804.000	4.493.070
12.11.2008	16.07.2008	12.11.2012	32,7	3.753	2.615.000	6.375.900
10.11.2009	04.05.2009	10.11.2013	29,4	4.036	0	5.121.406
SUMME					11.666.766	42.338.337
Einschließlich:
Aktienoptionskaufprogramme						11.497.306
Aktienzeichnungsprogramme						30.841.031

Programm	Optionen, ausgeübt3	Optionen, eingezogen	Im Umlauf befindlich Optionen per 31. Dez. 2011	Verfallsdatum	Restlaufzeit
28.11.2001		5.682.343	0	28.11.2001
20.11.20021	152.235	10.668	1.617.337	19.11.2012	0,9
19.11.2003	1.447.520	143.648	0	18.11.2011
17.11.20041	371.676	25.116	5.062.400	16.11.2012	0,9
9.12.20051	369.020	11.249	5.691.132	8.12.2013	1,9
17.1.20071		21.960	5.741.657	16.01.2015	3,0
14.11.20071		20.856	4.472.214	13.11.2015	3,9
12.11.2008		41.646	6.334.254	11.11.2016	4,9
10.11.2009		32.407	5.088.999	09.11.2017	5,9
SUMME	2.340.451	5.989.893	34.007.993
Einschließlich:
Aktienoptionskaufprogramme	0	74.053	11.423.253
Aktienzeichnungsprogramme	2.340.451	5.915.840	22.584.740

(1) am 31. Dezember 2011 ausübbare Pläne

(2) nach der Entscheidung des damaligen Management Committee wurden die Optionen 2000 und 2001 zugeteilt.

(3) Unter bestimmten Umständen, wie Ruhestand oder Tod, können im Umlauf befindliche Optionen vor dem Eintritt der Unverfallbarkeit ausgeübt werden.

Aktienoptionsprogramme, die in der Berechnung verwässerter Ergebnisse je Aktie 2011 enthalten sind (vgl. Erläuterung 8 "Ergebnisse je Aktie"), beziehen sich auf Pläne, die zu einem Ausübungspreis bewilligt wurden, der unter dem durchschnittlichen Jahrespreis für GDF SUEZ-Aktien 2011 lag (€24,20).

PROGRAMME DER SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY

Programm	Datum der genehmigenden Jahreshaupt- versammlung	Eintritt der Unverfallbarkeit	Ausübungs- preis	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2010
17.12.2009	26.5.2009	17.12.2013	15,49	3.434.448
16.12.2010	26.5.2009	16.12.2014	14,20	2.944.200
SUMME				6.378.648

Programm	Eingezogene oder verfallene Optionen	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2011	Verfallsdatum	Restlaufzeit
17.12.2009	18.558	3.415.890	16.12.2017	6,0
16.12.2010	23.700	2.920.500	15.12.2018	7,0
SUMME	42.258	6.336.390

* Unter bestimmten Umständen, wie Ruhestand oder Tod, können im Umlauf befindliche Optionen vor dem Eintritt der Unverfallbarkeit ausgeübt werden.

23.1.2 Anzahl der GDF SUEZ-Aktienoptionen

	Anzahl Aktien	Durchschnittlicher Ausübungspreis In Euro
Saldo per 31. Dezember 2010	42.338.337	28,6
Optionen, bewilligt
Optionen, ausgeübt	(2.340.451)	15,0
Optionen, eingezogen	(5.989.893)	30,2
Saldo per 31. Dezember 2011	34.007.993	29,2

23.1.3 Auswirkung auf die Rechnungslegung

Nimmt man eine Personalfluktuation von 5% an, beträgt der erfasste Aufwand in der Periode für die Aktienoptionsprogramme des Konzerns:

			Aufwand für das Jahr (in Millionen Euro)
Ausgabetag	Emittent	Beizulegender Zeitwert je Aktie* (Euro)	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
---	---	---	---	---
17.Januar 2007	GDFSUEZ	12,3	1	17
14. November 2007	GDFSUEZ	15,0	14	16
12. November 2008	GDFSUEZ	9,3	14	14
10. November 2009	GDFSUEZ	6,0	8	8
17. Dezember 2009	SUEZ Environnement Company	3,3	3	3
16. Dezember 2010	SUEZ Environnement Company	2,9	2	0
SUMME			41	57

** Gewichteter Durchschnitt (falls zutreffend) zwischen Planen mit und ohne Performance-Bedingung.

23.1.4 Share Appreciation Rights

Die Bewilligung von Share Appreciation Rights (SARs) für US-Beschäftigte 2007, 2008 und 2009 (als Ersatz für Aktienoptionen) hat keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss.

23.2 Ausgaben von Mitarbeiteraktien

23.2.1 Beschreibung von verfügbaren Plänen, bewilligt von GDF SUEZ

2010 hatten die Beschäftigten des Konzerns Anspruch auf Zeichnung von Mitarbeiteraktien-Emissionen als Teil des weltweiten Share-Ownership-Plans Link 2010. Sie konnten zeichnen entweder:


―	den Link 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 Link Multiple-Plan: Bei diesem Programm können die Mitarbeiter Aktien entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds zeichnen und auch von jeder Aufwertung des Konzernaktienpreises (Leverage-Effekt) am Ende der obligatorischen Lock-up-Zeit profitieren; oder
―	Share Appreciation Rights (SARs): Dieser gehebelte Plan berechtigt die Begünstigten, einen Bonus in bar in Höhe der Wertsteigerung der Unternehmensaktien nach einer Fünfjahresperiode zu erhalten. Der daraus resultierende Personalaufwand ist durch Optionsscheine gedeckt.

23.2.2 Auswirkung auf die Rechnungslegung

2011 emittierte GDF SUEZ keine neuen Aktien für Mitarbeiter. Die einzigen Auswirkungen der Vergabe von Belegschaftsaktien auf den Erlös 2011 beziehen sich auf SARs, für die der Konzern einen Aufwand von €5 Mio. im Jahr auswies (einschließlich durch Optionsscheine gedeckte Aktien).

2010 wies der Konzern einen Aufwand von €34 Mio. für 24,2 Mio. gezeichnete Aktien und die 0,5 Mio. Aktien aus, die GDF SUEZ aus dem Plan Link 2010 beigetragen hat. Die Auswirkung von SARs (einschließlich durch Optionsscheine gedeckte Aktien), die aus dem Plan Link 2010 bewilligt worden waren, war ein Gewinn von €7 Mio.

23.2.3 Vergabe von Belegschaftsaktien bei SUEZ Environnement

2011 startete SUEZ Environnement "Sharing", seinen ersten Plan zur Mitarbeiterbeteiligung. Beschäftigte konnten zeichnen entweder:

―

den "Sharing Classique"-Plan, der Aktien zu einem unter dem Marktpreis liegenden Preis, zuzüglich einem Arbeitgeberbeitrag anbietet. Die aus diesem Plan Begünstigten sind dem Risiko von Aktienpreisschwankungen ausgesetzt. In Frankreich erhielten Beschäftigte einen Arbeitgeberbeitrag als Teil des Aktiensparplans. Außerhalb Frankreichs hatte der Arbeitgeberbeitrag die Form einer Bewilligung von Bonusaktien. Alternativ dazu wurde in Großbritannien ein Share Incentive Plan ("SIP") aufgelegt, der es Beschäftigten gestattet, Aktien zu dem niedrigeren der Aktienpreise vom 3. Oktober oder 7. Dezember 2011 zu zeichnen, zu dem ein Arbeitgeberbeitrag hinzukommt;

―

den "Sharing Multiple"-Plan, der eine Hebelwirkung bietet, die es Beschäftigten gestattet, ihre persönlichen Beiträge zu ergänzen, sowie einen unter dem Marktpreis liegenden Aktienpreis. Aus einer Tauschvereinbarung mit der strukturierenden Bank erhalten die Beschäftigten mindestens das Äquivalent ihrer persönlichen Beiträge zuzüglich einer garantierten Rendite. In den Vereinigten Staaten und Schweden ist der Sharing Multiple-Plan im Einklang mit nationalen Gesetzen und Verordnungen übernommen worden und funktioniert mit einem alternativen Mechanismus, der als Share Appreciation Rights bezeichnet wird.

Der Arbeitgeberbeitrag zum Sharing Classique-Plan wurde wie folgt berechnet:


―	für die ersten 15 gezeichneten Aktien wurde für jede gezeichnete Aktie eine Bonus-Aktie gewährt;
―	ab der 16. gezeichneten Aktie wurde für jeweils zwei gezeichnete Aktien eine Bonus-Aktie gewährt;
―	der ergänzende Gesamtbeitrag wurde bei maximal 30 Bonusaktien für 45 gezeichnete Aktien gekappt.

Der für den Sharing-Plan ausgewiesene Aufwand beträgt €2 Mio.

23.3 Bonusaktien und Performance Shares

23.3.1 Neuzuteilungen 2011

Performance-Share-Plan von GDF SUEZ vom 13. Januar 2011

Am 13. Januar 2011 genehmigte der Aufsichtsrat die Zuteilung von 3.426.186 Performance Shares für Mitglieder der Konzernführung und des Senior-Managements in zwei Tranchen:


―	Performance Shares, die am 14. März 2014 ausübbar werden und weitere zwei Jahre nicht übertragbar sind; und
―	Performance Shares, die am 14. März 2015 ausübbar werden.

Jede Tranche besteht aus verschiedenen Instrumenten, die unterschiedlichen Bedingungen unterliegen:


―	Instrumente mit nur einer Bedingung: Performance Shares, die einer internen Ausübungsbedingung unterliegen, die sich auf den Stand des Konzern-EBITDA 2013 bezieht;
―	Instrumente mit zwei Bedingungen: Performance Shares, die einer internen Ausübungsbedingung unterliegen, die sich auf den Stand des Konzern-EBITDA 2013 bezieht, und einer Markt-Ausübungsbedingung, die sich auf die Aktienrendite von GDF SUEZ im Verhältnis zu der des Euro Stoxx Utilities Index bezieht;
―	Instrumente mit drei Bedingungen: Performance Shares, die internen Ausübungsbedingungen unterliegen, die sich auf das Konzern-EBITDA und ROCE 2013 beziehen, und eine Markt-Ausübungsbedingung, die sich auf die Performance der GDF SUEZ-Aktie im Vergleich zum Euro Stoxx Utilities Index bezieht.

Bonusaktienplan von GDF SUEZ vom 22. Juni 2011

Am 22. Juni 2011 beschloss der Aufsichtsrat, den Mitarbeitern für 2011 einen neuen Bonusaktienplan zu bewilligen. Dieser Plan sieht die Bewilligung von 4,2 Mio. GDF SUEZ-Bonusaktien für Konzernmitarbeiter vor, wobei folgende Bedingungen gelten:


―	bestehendes Beschäftigungsverhältnis beim Konzern am 30. April 2013 (mit Ausnahme von Pensionierung, Tod oder Invalidität);
―	ein Erdienungszeitraum von zwei oder vier Jahren, je nach Land;
―	eine obligatorische Lock-up-Zeit von zwei bis drei Jahren ab Eintritt der Unverfallbarkeit (23. Juni 2013) in einigen Ländern.

Performance-Share-Plan von GDF SUEZ vom 6. Dezember 2011

Am 6. Januar 2011 genehmigte der Aufsichtsrat die Zuteilung von 2.996.920 Performance Shares für Mitglieder der Konzernführung und des Senior-Managements in zwei Tranchen:


―	Performance Shares, die am 14. März 2015 ausübbar werden und weitere zwei Jahre nicht übertragbar sind; und
―	Performance Shares, die am 14. März 2016 ausübbar werden.

Jede Tranche besteht aus verschiedenen Instrumenten, die unterschiedlichen Bedingungen unterliegen:


―	Instrumente mit nur einer Bedingung: Performance Shares, die einer internen Ausübungsbedingung unterliegen, die sich auf den Stand des Konzern-EBITDA 2014 bezieht;
―	Instrumente mit zwei Bedingungen: Performance Shares, die einer internen Ausübungsbedingung unterliegen, die sich auf den Stand des Konzern-EBITDA 2014 bezieht, und einer Markt-Ausübungsbedingung, die sich auf die Aktienrendite von GDF SUEZ im Verhältnis zu der des Euro Stoxx Utilities Index bezieht.

23.3.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktien und Performance Shares

Der beizulegende Zeitwert von GDF SUEZ-Performance Shares wurde nach der Methode berechnet, die in Erläuterung 1 des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2011 beendete Jahr beschrieben ist (vgl. Erläuterung 1.5.14.2). Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert neuer, 2011 bewilligter Pläne zu berechnen:

Ausgabetag	Eintritt der Unverfallbarkeit	Ende der Nichtübertrag- barkeitsfrist	Aktienpreis am Ausgabetag	Erwarteter Dividenden- anteil	Mitarbeiter- Finanzierungs- kosten	Nichtüber- tragbarkeits- Einschränkung (€/Aktie)
13. Januar 2011	14. März 2014	15. März 2016	€28,2	5,5%	5,8%	(1,0)
13. Januar 2011	14. März 2014	15. März 2016	€28,2	5,5%	5,8%	(1,0)
13. Januar 2011	14. März 2015	14. März 2015	€28,2	5,5%	5,8%	(0,0)
13. Januar 2011	14. März 2015	14. März 2015	€28,2	5,5%	5,8%	(0,0)
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 13. Januar 2011
2. März 2011	14.. März 2013	14.. März 2015	€28,2	5,5%	5,8%	(1,3)
2.. März 2011	14.. März 2014	14.. März 2016	€28,2	5,5%	5,8%	(1,0)
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 2. März 2011
22. Juni 2011	23.Juni 2013	23. Juni 2015	€24,6	6,0%	5,8%	(1,2)
22. Juni 2011	23.Juni 2013	23. Juni 2016	€24,6	6,0%	5,8%	(2,5)
22. Juni 2011	23.Juni 2013	31. Dezember 2015	€24,6	6,0%	5,8%	(3,0)
22. Juni 2011	23.Juni 2015	23. Juni 2015	€24,6	6,0%	5,8%	0,0
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 22. Juni 2011
6. Dezember 2011	15.. März 2016	15.. März 2016	€21,0	6,0%	7,6%	0,0
6. Dezember 2011	15.. März 2016	15.. März 2016	€21,0	6,0%	7,6%	0,0
6. Dezember 2011	15.. März 2015	15.. März 2017	€21,0	6,0%	7,6%	(1,4)
6. Dezember 2011	15. März 2015	15. März 2017	€21,0	6,0%	7,6%	(1,4)
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 6. Dezember 2011

Ausgabetag	Auf den Aktienmarkt bezogene Ausübungshürde	Beizulegen der Zeitwert je Aktie
13. Januar 2011	nein	€22,7
13. Januar 2011	Ja	€17,6
13. Januar 2011	nein	€22,4
13. Januar 2011	Ja	€17,3
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 13. Januar 2011		€18,1
2. März 2011	nein	€23,9
2.. März 2011	nein	€23,0
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 2. März 2011		€23,3
22. Juni 2011	nein	€20,6
22. Juni 2011	nein	€19,3
22. Juni 2011	nein	€18,8
22. Juni 2011	nein	€19,3
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 22. Juni 2011		€20,0
6. Dezember 2011	nein	€16,3
6. Dezember 2011	Ja	€9,9
6. Dezember 2011	nein	€15,9
6. Dezember 2011	Ja	€9,6
Gewichteter durchschnittlicher beizulegender Zeitwert des Plan vom 6. Dezember 2011		€11,3

23.3.3 Überprüfung der internen Ausübungshürden, die für die Programme gelten

Die Teilnahmevoraussetzung an bestimmten Bonusaktien- und Performance-Share-Programmen unterliegt einer internen Ausübungshürde. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern zugeteilten Bonusaktien gemäß den Festlegungen der Programme, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Programme ausgewiesen wird.

Die Ausübungshürden werden an jedem Abschlussstichtag überprüft. Verringerungen von 2011 bewilligten Aktienvolumen wegen nicht erfüllter Performance-Kriterien waren nicht wesentlich.

23.3.4 Am 31. Dezember 2011 laufende Programme und Auswirkung auf den Erlös

Der für die Periode erfasste Aufwand im Zusammenhang mit laufenden Plänen sieht wie folgt aus:

			Aufwand für das Jahr (in Millionen Euro)
Ausgabetag	Anzahl zugeteilter Aktien1	Beizulegender Zeitwert je Aktie2 (Euro)	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
---	---	---	---	---
Aktienpläne der GDF SUEZ
Bonusaktienpläne
Plan Juni 2007 (GDF)	1.539.009	33,4
Plan Juli 2007 (SUEZ)	2.175.000	37,8	5	9
Plan August 2007 (Spring)	193.686	32,1	1	1
Plan Mai 2008 (GDF)	1.586.906	40,3	-	(8)
Plan Juni 2008 (SUEZ)	2.372.941	39,0	6	(4)
Plan Juli 2009 (GDF SUEZ)	3.297.014	19,7	15	26
Plan August 2010 (Link)	207.947	19,4	1	0
Plan Juni 2011 (GDF SUEZ)	4.173.448	20,0	16
Performance-Share-Pläne
Plan Februar 2007 (SUEZ)	989.559	36,0
Plan November 2007 (SUEZ)	1.244.979	42,4	-	(14)
Plan November 2008 (GDF SUEZ)	1.812.548	28,5	(1)	(3)
Plan November 2009 (GDF SUEZ)	1.693.840	24,8	12	15
Plan Januar 2010 (ExCom)	348.660	18,5	3	3
Plan März 2010 (Uni-T)	51.112	21,5	0	0
Plan Januar 2011 (GDF SUEZ)	3.426.186	18,1	17
Plan März 2011 (Uni-T)	57.337	23,3	0
Plan Dezember 2011 (GDF SUEZ)	2.996.920	11,3	1
Aktienpläne der Suez Environnement Company
Plan Juli 2009 (SUEZ Environnement Company)	2.040.810	9,6	5	7
Plan Dezember 2009 (SUEZ Environnement Company)	173.852	12,3	1	1
Plan Dezember 2010 (SUEZ Environnement Company)	829.080	10,8	3	0
			86	34

(1) Anzahl der zugeteilten Aktien nach Berichtigungen im Zusammenhang mit der Fusion mit Gaz de France 2008

(2) Gewichteter Durchschnitt (falls zutreffend).

23.3.5 Performance-Share-Pläne von International Power

International Power modifizierte seinen Performance-Share-Plan vor dem Erwerbszeitpunkt durch GDF SUEZ. Die Pläne von 2008, 2009 und 2010 wurden vor der Fälligkeit eingezogen. Als Gegenleistung erhielten die Begünstigten eine Barauszahlung von insgesamt €24 Mio., die nach dem Erwerbszeitpunkt beglichen wurde. Da die Bilanz von International Power zum Erwerbszeitpunkt eine Verbindlichkeit von €24 Mio. auswies, wurde bezüglich dieser Performance-Share-Pläne in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für 2011 kein Aufwand angesetzt.

Die Auswirkung der Performance Shares für die Führung und das Senior Management von International Power ist nicht wesentlich.

24 GESCHÄFTSVORFÄLLE MIT NAHE STEHENDEN UNTERNEHMEN UND PERSONEN

Diese Erläuterung beschreibt wesentliche Geschäftsvorfälle zwischen dem Konzern und nahe stehenden Unternehmen und Personen. Die Vergütung für das Führungsmanagement wird in Erläuterung 25 "Vergütung des Managements" offengelegt.

Die wichtigsten Tochtergesellschaften des Konzerns (vollkonsolidierte Unternehmen) sind in Erläuterung 28 "Liste der wichtigsten Unternehmen des Konzerns per 31. Dezember 2011" aufgeführt. Die wichtigsten assoziierten Unternehmen und Joint Ventures des Konzerns sind in Erläuterung 12 "Investitionen in assoziierte Unternehmen" bzw. Erläuterung 13 "Investitionen in Joint Ventures" aufgeführt. Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäftsvorfälle beschrieben.

24.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die dem französischen Staat ganz oder teilweise gehören

24.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Infolge der Fusion von Gaz de France und SUEZ am 22. Juli 2008 ist der französische Staat Eigentümer von 36,0% von GDF SUEZ und verfügt über 6 von 22 Sitzen im Aufsichtsrat.

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. 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.

Reguliert sind alle Weiterleitungsgebühren des Fernleitungsnetzes von GRT Gaz und des Gasversorgungsnetzes in Frankreich sowie alle Gebühren für den Zutritt zu den französischen LNG-Terminals. Die Gebühren werden per Ministerialdekret festgelegt.

24.1.2 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 SA 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.

24.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières)

Die Beziehungen des Konzerns zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte des Konzerns verwaltet, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées - ENN), sind in Erläuterung 18 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

24.3 Geschäftsvorfälle mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen

24.3.1 Joint-ventures

In Millionen Euro	Käufe von Waren und Dienstleis- tungen	Verkäufe von Waren und Dienst- leistungen	Nettofinanz- erträge/ (-aufwand) (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungs- kosten	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
SPP-Gruppe	125	133				2
Eco Electrica		107
Tirreno Power	269	74		38		55
WSW Energie und Wasser	105	92		5	6	6
EFOG	381		1
Energia Sustentavel Do Brasil
Sonstige	443	446	(19)	207	722	72
SUMME	1.323	852	(18)	250	728	135

In Millionen Euro	Finanzschulden	Gegebene Zusicherungen und Garantien
SPP-Gruppe
Eco Electrica
Tirreno Power
WSW Energie und Wasser
EFOG
Energia Sustentavel Do Brasil	348	1.366
Sonstige	83	693
SUMME	431	2.059

EFOG (Großbritannien)

Der Konzern verkaufte seine Beteiligung von 22,5% an EFOG am 31. Dezember 2011 (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

2011 kaufte der Konzern von EFOG Gas für €381 Mio. (€257 Mio. 2010).

Als Teil seiner Politik, einen Zahlungsmittelüberschuss zu poolen, erhielt der Konzern Barvorschüsse von EFOG. Der ausstehende Betrag aus diesen Vorschüssen belief sich am 31. Dezember 2010 auf €115 Mio. Am 31. Dezember 2011 übernahm Total innerhalb des Verkaufs seiner Beteiligung an EFOG durch den Konzern die Verbindlichkeiten des Konzerns gegenüber EFOG.

Acea-Electrabel-Gruppe (Italien)

Im ersten Quartal 2011 beendeten GDF SUEZ und Acea ihre Partnerschaft bei Geschäftstätigkeiten im Energiebereich in Italien. Wie in Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" angegeben, erwarb der Konzern eine beherrschende Beteiligung an bestimmten Unternehmen und verkaufte die Marketing-Gesellschaft AceaElectrabel Elettricita zusammen mit einer Reihe von Produktionsvermögenswerten an Acea. Nur Tirreno Power, das sich im gemeinschaftlichen Besitz mit GDF SUEZ Energia Italiana befindet, wird weiterhin quotenkonsolidiert.

Stromverkäufe zwischen GDF SUEZ und Tirreno Power beliefen sich 2011 auf €269 Mio.

Darlehen, die der Konzern Acea gewährte, betrugen am 31. Dezember 2010 €349 Mio., während sich die Verkäufe von Gas und Strom an AceaElectrabel auf €100 Mio. beliefen.

SPP-Gruppe (Slowakei)

GDF SUEZ ist mit 24,5% an der SPP-Gruppe beteiligt.

Erdgasverkäufe und sonstige Dienstleistungen, die der SPP-Gruppe in Rechnung gestellt wurden, beliefen sich 2011 auf €133 Mio. und 2010 auf €125 Mio.

Erdgaskäufe und sonstige Dienstleistungen, die die SPP-Gruppe erbracht hatte, beliefen sich 2011 auf €125Mio. und 2010 auf €124 Mio.

Ende 2011 waren die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen des Konzerns gegenüber SPP nicht wesentlich (€22 Mio. bzw. €25 Mio. am 31. Dezember 2010).

Eco Electrica (Puerto Rico)

GDF SUEZ hält 24,4% des Stammkapitals von Eco Electrica und 50% seiner Stimmrechte.

Die Eco Electrica berechneten Erdgasverkäufe beliefen sich 2011 auf €107 Mio.

WSW Energie und Wasser (Deutschland)

GDF SUEZ besitzt 33,1% des Stammkapitals von WSW Energie und Wasser und 33,1% seiner Stimmrechte. Die Stromverkäufe und -käufe zwischen Konzern und WSW Energie und Wasser beliefen sich 2011 auf €92 Mio. und €105 Mio.

Energia Sustentavel Do Brasil (Brasilien)

GDF SUEZ hält 34,9% des Stammkapitals von Energia Sustentavel do Brasil und 50,1% seiner Stimmrechte.

Dieses Konsortium wurde 2008 gegründet, um das 3.450-MW-Wasserkraftwerk Jirau zu errichten, zu besitzen und zu betreiben.

Energia Sustentavel Do Brasil nahm 2011 eine Kapitalerhöhung vor. Der Gesamtbetrag des vom Konzern gezeichneten einzuzahlenden Kapitals belief sich am 31. Dezember 2011 auf €348 Mio.

2009 gewährte die brasilianische Entwicklungsbank (Banco Nacional de Desenvolvimento Economico e social) Energia Sustentavel do Brasil ein Darlehen über BRL 7 Mrd. (etwa €3 Mrd.). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium.

24.3.2 Assoziierte Unternehmen

In Millionen Euro	Käufe von Waren und Dienstleis- tungen	Verkäufe von Waren und Dienst- leistungen	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungs- kosten	Gegebene Zusicherungen und Garantien
Unternehmen im Kommunalverbund	1.427	47	7	111	406
Contassur			128
Partnerunternehmen von International Power im Nahen Osten		400	23	124	657
Paiton		19	9	136

Unternehmen im Kommunalverbund

Die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in Brüssel, Flandern und der Wallonie verwalten das Strom- und Gasversorgungsnetz in Belgien.

Nach verschiedenen Geschäftsvorfällen und Ereignissen aus der ersten Hälfte 2011 (vgl. Erläuterung 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") hatte der Konzern ab 30. Juni 2011 keinen maßgeblichen Einfluss mehr auf die flämischen Unternehmen im Kommunalverbund und hat seine Beteiligung an diesen Unternehmen in den "Zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten" ausgewiesen. Demzufolge enthalten ab diesem Zeitpunkt Geschäftsvorfälle mit gemischten Unternehmen im Kommunalverbund, auf die in dieser Erläuterung Bezug genommen wird, keine Transaktionen mit in Flandern angesiedelten Unternehmen im Kommunalverbund mehr.

Am 31. Dezember 2011 hatte Electrabel den Unternehmen im Kommunalverbund Kassenmittelvorschüsse in Höhe von €111 Mio. gewährt (€123 Mio. per 31.Dezember 2010).

Electrabel Customer Solutions (ECS) kaufte 2011 von den Unternehmen im Kommunalverbund Rechte am Strom- und Gasverteilungsnetz in Höhe von €1.394 Mio. gegenüber €2.012 Mio. im Jahr 2010. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen aus den Gas- und Stromlieferdienstleistungen zwischen dem Konzern und den gemischten Unternehmen im Kommunalverbund sind nicht wesentlich.

Electrabel bürgt für €406 Mio. der Darlehen, die die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie in Verbindung mit der Finanzierung aufgrund von Kapitalherabsetzungen aufgenommen haben.

Contassur

Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Sie ist zu 15% im Besitz von Electrabel.

Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten des Konzerns und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom- und Gassektors in Belgien tätig sind.

Versicherungsverträge, die durch Contassur geschlossen wurden, stellen Erstattungsansprüche dar, die in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen sind. Diese Erstattungsansprüche beliefen sich per 31. Dezember 2011 auf €128 Mio. (per 31. Dezember 2010 waren es €142 Mio.).

Partnerunternehmen von International Power im Nahen Osten

Partnerunternehmen von International Power im Nahen Osten besitzen und betreiben Stromerzeugungs- und Meerwasserentsalzungsanlagen.

Diesen Unternehmen verkaufte der Konzern 2011 Strom, Gas und Dienstleistungen für €400 Mio.

Darlehen, die der Konzern diesen Partnerunternehmen im Nahen Osten gewährte, beliefen sich am 31. Dezember 2011 auf €124 Mio.

Bürgschaften des Konzerns für diese Unternehmen betrugen am 31. Dezember 2011 €657 Mio.

Paiton

GDF SUEZ hält 28,2% des Stammkapitals von Paiton und 44,7% seiner Stimmrechte.

Darlehen, die der Konzern Paiton gewährte, beliefen sich am 31. Dezember 2011 auf €136 Mio.

25 VERGÜTUNG DES MANAGEMENTS

Zu den Führungskräften des Konzerns zählen das Executive Committee (geschäftsführender Vorstand) und das Board of Directors (Aufsichtsrat). 2011 erhöhte sich die Zahl der Mitglieder des Executive Committee von 18 auf 27.

Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2011	31. Dez. 2010
Kurzfristige Leistungen	39	33
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses	6	4
Anteilsbasierte Vergütung	12	17
Leistungen aus Anlass der Beendigung des Arbeitsverhältnisses	3	2
SUMME	60	56

26 GERICHTS- UND WETTBEWERBSRECHTLICHE VERFAHREN

Im Zuge seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der Konzern Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Steuerbehörden in bestimmten Ländern.

Die im Folgenden dargestellten Gerichts- und Schiedsverfahren sind als Schulden ausgewiesen oder führen zu Eventualforderungen oder -schulden.

Die im Hinblick auf diese Verfahren ausgewiesenen Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2011 auf €763 Mio. (per 31. Dezember 2010 auf €638 Mio.).

26.1 Gerichts- und Schiedsverfahren

26.1.1 Electrabel - ungarischer Staat

Electrabel, GDF SUEZ-Gruppe, strengte ein internationales Schiedsverfahren 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 Strombezugsvereinbarung (PPA) festgelegt worden waren, die zwischen dem Kraftwerkbetreiber Dunamenti (an dem Electrabel mit 74,82% beteiligt ist) und MVM (ein Unternehmen, das vom ungarischen Staat beherrscht wird) am 10. Oktober 1995 geschlossen wurde, und (ii) Zuteilungen von CO2 -Emissionszertifikaten in Ungarn. Die Anhörung im Schiedsverfahren fand im Februar 2010 statt, die Schiedsrichter werden ihren Spruch über die Frage der Haftung verkünden.

Nach (i) dem Urteil der Europäischen Kommission vom 4. Juni 2008, wonach die zu der Zeit des Beitritts von Ungarn zur EU geltenden Langzeit-PPAs (einschließlich der Vereinbarung zwischen Dunamenti und MVM) als rechtswidrige staatliche Beihilfe anzusehen und mit dem EU-Vertrag nicht vereinbar seien und (ii) der daraus folgenden Entscheidung Ungarns, diese Verträge zu beenden, erweiterte Electrabel seinen Antrag, um eine Entschädigung für erlittenen Schaden aufgrund einer solchen Vertragsbeendigung zu erhalten. Im April 2010 genehmigte die Europäische Kommission die von den ungarischen Behörden entwickelte Methode zur Berechnung der Höhe der staatlichen Beihilfen und der verlorenen Investitionen. Nach dieser Genehmigung verabschiedeten die ungarischen Behörden Ende April 2010 ein Dekret zur Umsetzung dieser Methode und ihrer Grundsätze (siehe dazu auch Erläuterung 26.2.4 "Wettbewerb und Konzentration/Langfristige Strombezugsvereinbarungen in Ungarn")

Außerdem ersuchte die Europäische Kommission das Schiedsgericht am 13. August 2008 um Teilnahme als Amicus curiae. Dieser Antrag wurde angenommen und auf einen eingereichten Schriftsatz begrenzt.

26.1.2 Slovak Gas Holding

Slovak Gas Holding ("SGH") wird zu gleichen Teilen von GDF SUEZ und E.ON Ruhrgas AG gehalten und ist mit 49% an Slovenský Plynárenský Priemysel, a.s. ("SPP") beteiligt, die verbleibenden 51% gehören der Slowakischen Republik über den Nationalen Bodenfonds.

Im November 2008 sandte SGH eine Streitanzeige an die Slowakische Republik, in der es sich (i) auf den Vertrag über die Energiecharta und (ii) auf das Bilaterale Abkommen zwischen der Slowakischen Republik und der Tschechischen Republik einerseits und den Niederlanden andererseits bezieht. Diese Streitanzeige ist eine Vorbedingung für ein internationales Schiedsverfahren, die oben genannten Verträge betreffend. Der Zweck ist, eine informelle Verhandlungsphase einzuleiten, in der sich die Parteien gütlich einigen können. Aufgrund der Verhandlungsergebnisse wurde die Streitanzeige überarbeitet und am 28. Dezember 2010 abgeschlossen. Sie betrifft jetzt hauptsächlich Verluste, die SPP zwischen 2008 und 2011 erlitten hat, weil der Regulierer sich weigerte, Preise festzusetzen, die auf tatsächlich aufgelaufenen Kosten zuzüglich einer vernünftigen Gewinnspanne basieren.

Die Verhandlungen führten zur Zurücknahme des Rechtsrahmens, der die Möglichkeiten beschränkte, Preiserhöhungen zu beantragen, um die Kosten für den Gasverkauf zuzüglich einer vernünftigen Gewinnspanne zu decken (als Lex SPP bezeichnetes Gesetz). Verhandlungen über andere Punkte laufen jetzt.

26.1.3 Squeeze-out-Angebot 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.

Am 27. Juni 2011 hob das Kassationsgericht die von Deminor und anderen am 22. Mai 2009 eingelegte Berufung auf. Es ist an Deminor u. a., die belgische Behörde für Finanzdienstleistungen und -märkte (Autorité Bege des services et marchés financiers - FSMA), vormals belgische Kommission für Banken, Finanzen und Versicherung, und GDF SUEZ vor dem Brüsseler Appellationsgericht in geänderter Zusammensetzung zu verklagen.

Die Herren Geenen u. a. strengten ähnliche Prozesse vor dem Brüsseler Appellationsgericht an, die abgewiesen wurden, weil der Antrag (acte introductif d'instance) rechtsunwirksam sei. Ein neuer Antrag wurde gestellt, in den Electrabel und die FSMA nicht einbezogen waren. In seinem Beschluss vom 24. Dezember 2009 wies das Gericht die Berufung von Geenen aus prozessrechtlichen Gründen ab.

Herr Geenen legte am 2. Juni 2010 beim Kassationsgericht Einspruch gegen das Urteil ein. Das Verfahren ist anhängig.

26.1.4 AES Energia 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 Energievereinbarung regelt die Umwandlung von Gas, geliefert von GDF SUEZ, in Strom durch AES Energia Cartagena im kombinierten Zyklus im Kraftwerk in Cartagena, Spanien.

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 Schiedsverfahren fand in London statt. Als es am 21. Oktober 2011 abgeschlossen war, wurden die Parteien darüber informiert, dass die Schiedsrichter eine Entwurfsfassung des Spruchs erarbeitet haben, die dem ICC zur internen Überprüfung, vor allem hinsichtlich der Form, vorgelegt werden muss.

Am 20. Oktober 2011 unterzeichneten die Parteien eine Vergleichsvereinbarung. Diese Vereinbarung unterliegt bestimmten Vorbedingungen, einschließlich des ursprünglichen Fertigstellungstermins am 31.Dezember 2011, der schließlich bis 17. Februar 2012 verlängert wurde. Die Vorbedingungen waren am 31. Januar 2012 erfüllt, und der Schlusstermin wurde für 9. Februar 2012 angesetzt. Inzwischen wurde das Schiedsverfahren ausgesetzt.

26.1.5 Argentinien

In Argentinien hat ein Notstands- und Devisenregelungs-Reformgesetz (Notstandsgesetz), das im Januar 2002 verfügt worden war, die Tarife aus den Konzessionsverträgen eingefroren und verhinderte so die Anwendung von Klauseln zur Indizierung der Tarife für den Fall eines Wertverlusts des argentinischen Pesos gegenüber dem US-Dollar.

2003 strengten SUEZ (heute GDF SUEZ) und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung in Buenos Aires und Santa Fe, ein Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat als Konzessionsgeber vor dem ICSID an. Zweck dieses Rechtsstreits ist die Durchsetzung von Klauseln aus dem Konzessionsvertrag gemäß den Bilateralen französisch-argentinischen Investitionsschutzabkommen.

Ziel des ICSID-Schiedsverfahrens ist eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen, die mit Beginn der Konzession getätigt wurden, infolge von Maßnahmen, die der argentinische Staat nach der Verabschiedung des oben erwähnten Notstandsgesetzes ergriffen hat. 2006 erkannte das ICSID seine Zuständigkeit für zwei Streitfälle an. Die Anhörungen fanden bei beiden Verfahren 2007 statt. Parallel zu den ICSID-Verfahren waren die Konzessionsnehmer Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe gezwungen, Prozesse zur Beendigung ihrer Konzessionsverträge vor den örtlichen Verwaltungsgerichten zu führen.

Doch durch die Schwächung der finanziellen Position der konzessionsinhabenden Unternehmen seit Erlass des Notstandsgesetzes kündigte Aguas Provinciales de Santa Fe auf seiner Aktionärsversammlung am 13. Januar 2006 an, dass es Konkurs anmelden würde.

Gleichzeitig meldete Aguas Argentinas einen "Concurso Preventivo" an (ähnlich dem französischen Konkursverfahren). Als Teil dieses Verfahrens wurde ein Vergleichsvorschlag, der die Novation der zulässigen Verbindlichkeiten von Aguas Argentinas vorsieht, von den Gläubigern genehmigt und vom Konkursgericht am 11. April 2008 bestätigt. Die Begleichung dieser Schulden ist im Gange. Der Vorschlag sieht bei Genehmigung eine Erstzahlung von 20% dieser Schulden (etwa USD 40 Mio.) und eine zweite Zahlung von 20% für den Fall vor, dass die Kompensation vom argentinischen Staat erlangt wird. Als beherrschende Anteilseigner beschlossen GDF SUEZ und Agbar, Aguas Argentinas dadurch finanziell zu unterstützen, dass sie diese Erstzahlung leisteten und zum Zeitpunkt der Bestätigung USD 6,1 Mio. bzw. USD 3,8 Mio. zahlten.

Hier sei darauf verwiesen, dass SUEZ und SUEZ Environnement vor der Fusion von SUEZ und Gaz de France und dem Börsengang von SUEZ Environnement Company 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.

In zwei Schiedssprüchen vom 30. Juli 2010 erkannte das ICSID die Haftung des argentinischen Staats für die Beendigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires und Santa Fe an. Nach diesen beiden Entscheidungen setzt das Schiedsgericht in den kommenden Monaten die zuzubilligenden Beträge als Kompensation für die erlittenen Verluste fest.

Das Gutachten wird für 2012 erwartet.

26.1.6 United Water - Lake DeForest

Im März 2008 verklagten einige Bewohner des Gebiets um den Fluss Hackensack in Rockland County (NY) United Water (SUEZ Environnement-Gruppe) vor dem Obersten Gericht des Staates New York auf USD 66 Mio. Schadenersatz (später auf USD 130 Mio. erhöht) wegen einer Überschwemmung, verursacht durch Starkregen.

Diese Bewohner machen eine Vernachlässigung der Wartung des Lake-DeForest-Staudamms, der an den Lake-DeForest-Stausee angrenzt, durch United Water geltend, der nach dem Starkregen angeblich nicht mehr ordnungsgemäß funktionierte, indem er abfließendes Wasser daran hindert, in den Fluss Hackensack zu fließen, an dem er errichtet wurde, was letztlich zu einer Überflutung der Häuser der Einwohner führte. Da das von United Water betriebene Regenwasserentwässerungssystem oberhalb des Dammes überlief, haben die Einwohner, obwohl sie in einem von Überschwemmung bedrohten Gebiet leben, Schadenersatzansprüche für USD 65 Mio. und einen Schadenersatz mit Strafwirkung in gleicher Höhe wegen angeblicher Vernachlässigung der Wartung des Lake-DeForest-Staudamms und -staubeckens eingereicht.

United Water ist nicht der Auffassung, für die Überflutung oder die Wartung des Dammes und des Beckens verantwortlich zu sein, diese Anschuldigungen sollten daher zurückgewiesen werden. United Water beantragte im Juli 2009, diese Schadenersatzansprüche mit der Begründung zurückzuweisen, dass es nicht verpflichtet ist, den Damm als Schutz vor Überschwemmung zu betreiben. Dieser Antrag wurde am 27. August 2009 abgelehnt und die Zurückweisung am 1. Juni 2010 bestätigt. United Water hat gegen dieses Urteil Berufung eingelegt. Ein Urteil hierzu wird für Ende der ersten Hälfte 2012 erwartet.

Der Anspruch auf Schadenersatz mit Strafwirkung, den die Einwohner gegen United Water geltend machten, wurde am 31. Mai 2011 endgültig abgelehnt.

26.1.7 Novergie

Novergie Centre Est (SUEZ Environnement-Gruppe) betrieb eine Hausmüllverbrennungsanlage in Gilly-sur-Isère, nahe Albertville (in der Region Savoyen in Frankreich), die 1984 errichtet wurde und sich im Besitz der gemischtwirtschaftlichen Gesellschaft SIMIGEDA (einem halb-öffentlichen Abfallentsorgungsunternehmen im Kommunalverbund im Bezirk Albertville) befindet. 2001 wurden hohe Dioxinwerte in der Nähe der Müllverbrennungsanlage gefunden, und der Präfekt von Savoyen ordnete im Oktober 2001 die Schließung der Anlage an.

Aufgrund der Dioxinbelastung, die angeblich durch die Verbrennungsanlage verursacht wurde, kam es im März 2002 zu Strafanzeigen und Schadenersatzforderungen unter anderem gegen den Vorstandsvorsitzenden von SIMIGEDA, den Präfekten der Region Savoyen und Novergie Centre Est wegen Vergiftung, Gefährdung des Lebens anderer und nicht vorsätzlicher schwerer Körperverletzung. In der ersten Hälfte 2009 verteidigte das französische Kassationsgericht das Urteil der Untersuchungskammer des Berufungsgerichts Lyon, das die Klage abgewiesen hatte (constitution de partie civile).

Novergie Centre Est wurde am 22. Dezember 2005 angeklagt, das Leben anderer gefährdet und Verwaltungsvorschriften verletzt zu haben.

Im Zuge dieses Verfahrens ordnete das Gericht Nachforschungen an, die ergaben, dass es keine Häufung von Krebserkrankungen der Bewohner der Umgebung gegeben hatte.

Am 26. Oktober 2007 wies der mit der Untersuchung des Falls beauftragte Richter die Anschuldigungen gegen natürliche Personen, das Leben anderer gefährdet zu haben, ab. Der Richter ordnete jedoch an, dass sich SIMIGEDA und Novergie Centre Est dem Strafgericht von Albertville zu stellen hätten, weil sie eine Verbrennungsanlage "ohne vorherige Genehmigung nach Ablauf der Erstgenehmigung aufgrund erheblicher Veränderungen der Betriebsbedingungen" betrieben hätten. Am 9. September 2009 verteidigte die Untersuchungskammer des Appellationsgerichts Chambéry das Urteil, die Anschuldigungen gegen die Beschäftigten von Novergie, das Leben anderer gefährdet zu haben, zurückzuweisen.

Nachdem Novergie Centre Est feststellte, dass diejenigen, die ursprünglich für die fraglichen Delikte verantwortlich waren, bei der Verhandlung vor dem Strafgericht am 28. September 2010 nicht erscheinen würden, stellte es Anzeige gegen unbekannt wegen Missachtung des Gerichts und arglistiger Herbeiführung eines Konkurs.

Die Verhandlung vor dem Strafgericht fand am 29. November 2010 statt. Am 23. Mai 2011 verkündigte das Strafgericht eine Geldbuße von €250.000 für Novergie Centre Est.

Novergie Centre Est. hat gegen das Urteil Berufung eingelegt.

26.1.8 Société des Eaux du Nord

Bei der fünfjährlichen Überprüfung des Konzessionsvertrags über die Trinkwasserversorgung gibt es seit 2008/2009 Verhandlungen zwischen dem Stadtkreis Lille (Lille Métropole Communauté Urbaine - LMCU) und der Société des Eaux du Nord (SEN), einer Tochtergesellschaft von Lyonnaise des Eaux France. Bei diesen Verhandlungen ging es insbesondere um die Rückschlüsse, die aus einem 1996 und 1998 unterzeichneten Vertragszusatz hinsichtlich der Erneuerungsverpflichtungen der SEN zu ziehen seien.

Da sich LMCU und SEN über die Bestimmungen, die die Vertragsüberprüfung regeln, nicht einigen konnten, beschlossen sie Ende 2009 vertragsgemäß, die Schiedskommission anzurufen. Die Kommission unter Vorsitz von Michel Camdessus sprach Empfehlungen aus.

Ohne den Empfehlungen der Kommission zu folgen, stimmte der Stadtrat der LMCU einseitig der Unterschrift unter einem Vertragszusatz zu, der die Ausstellung einer Zahlungsaufforderung über €115 Mio. an die SEN vorsieht, was der sofortigen Rückzahlung des ungenutzten Anteils der offenen Rückstellungen für Erneuerungskosten plus Zinsen, wie von LMCU geschätzt, entspricht.

Zwei Einsprüche, die die Nichtigerklärung des Beschlusses des Stadtrats der LMCU vom 25.Juni 2010 forderten, sowie der Beschlüsse, die zu seiner Umsetzung gefasst wurden, wurden am 6. September 2010 beim Verwaltungsgericht Lille von der SEN sowie von Lyonnaise des Eaux France in seiner Eigenschaft als Anteilseigner der SEN eingereicht.

26.1.9 Melbourne - AquaSure

Im Nachgang zu einer Ausschreibung erteilte der Bundesstaat Victoria 2009 AquaSure (21% Beteiligung von SUEZ Environnement) den Auftrag, eine Meerwasserentsalzungsanlage zu finanzieren, projektieren, bauen und betreiben, die die Region Melbourne 30 Jahre lang mit Wasser versorgen soll. AquaSure beauftragte ein Joint Venture ("JV") von Thiess (65%), einer Tochter der Leighton Group, und Degrémont (35%), einer Tochter von SUEZ Environnement, mit der Projektierung und dem Bau der Anlage. Mit dem Betrieb wurde ein Joint Venture von Degrémont (60%) und Thiess (40%) beauftragt. Der geplante Termin für die Fertigstellung des Baus der Anlage war 30. Juni 2012. Die Bauarbeiten begannen im September 2009.

Aufgrund ungünstiger Witterungsverhältnisse und Arbeitsbedingungen verzögerte sich das Projekt. Ende Dezember 2011 waren 88% der Anlage fertiggestellt, was zu Verzug bei Lieferung und Produktion von mehreren Monaten führte.

Das JV war der Auffassung, dass es nicht vollständig für den Verzug und seine finanziellen Folgen verantwortlich sei und suchte um Verlängerung des Schlusstermins und finanzielle Kompensation nach. Zwei Ansprüche wurden geltend gemacht, (i) hinsichtlich einer Verlängerung des Schlusstermins um 80 Tage bis Ende Oktober 2011 aufgrund der Wirbelstürme und ein Ausgleich der angefallenen Zusatzkosten und (ii) eine Verlängerung des Schlusstermins um 194 Tage aufgrund von Problemen mit Arbeitskräften, für die der Ausgleich gegenwärtig berechnet wird.

Am 15. Dezember 2011 erreichten AquaSure und das JV eine Stillhaltevereinbarung, damit die Parteien bis 31. März 2012 Vertragsverhandlungen führen können.

26.1.10 Togo Électricité

Im Februar 2006 brachte sich der togolesische Staat entschädigungslos in den Besitz aller Vermögenswerte von Togo Électricité. Er strengte mehrere Prozesse an, von denen sich einer gegen Togo Électricité, einem Unternehmen von GDF SUEZ (Energy Services), dann späterhin gegen GDF SUEZ richtete, um für beide Unternehmen die Anordnung einer 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 Schiedsverfahren vor dem ICSID 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 das Erbringen der öffentlichen Stromversorgungsdienstleistungen Togos besaß.

Am 10. August 2010 verkündete das ICSID seinen Schiedsspruch und forderte die Republik Togo auf, an Togo Électricité €60 Mio. plus Zinsen zu einem Jahressatz von 6,589% per 2006 zu zahlen. Der kongolesische Staat erhob Klage, um die Nichtigerklärung des Schiedsspruchs zu erreichen. Ein Ad-hoc-Komitee des ICSID wurde eingesetzt, um das Verlangen des togolesischen Staats zu prüfen. Seine Entscheidung fiel am 6. September 2011. Das Komitee verwarf den Antrag auf Nichtigerklärung des Schiedsspruchs und bestätigte den Schiedsspruch vom 10. August 2010 uneingeschränkt.

26.1.11 Fos Cavaou - Betrieb

Mit einer Anordnung vom 15. Dezember 2003 Einrichtungen betreffend, die dem Umweltschutz dienen (ICPE), 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 für das Terminal 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, sich aber am 11. Januar 2010 aus dem Verfahren zurückgezogen.

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, mit seinem Urteil vom 29. Juni 2009 auf. Elengy, das die Rechte von GDF SUEZ in diesen Verfahren vertritt, und der Minister für Umweltschutz, Energie, Nachhaltige Entwicklung und Meere legten dagegen am 9. Juli 2009 bzw. am 28. September 2009 Berufung ein. Das Verwaltungsgericht Marseille bestätigte die Aufhebung der Anordnung vom 15. Dezember 2003, die den Betrieb genehmigte, mit seinem Urteil vom 8 Oktober 2011.

Am 6. Oktober 2009 erließ der Präfekt des Départements Bouches du Rhône eine Anordnung, in der er Elengy aufforderte, bis spätestens 30. Juni 2010 einen Antrag auf Betriebsgenehmigung für das Terminal zu stellen, um die Verwaltungsvorschriften einzuhalten. Mit dieser Anordnung konnten die Bauarbeiten fortgesetzt und das Terminal unter Einhaltung bestimmter Vorschriften teilweise in Betrieb genommen werden.

Am 19. Januar 2010 legte die ADPLGF beim Verwaltungsgericht Marseille Berufung ein, um die Nichtigerklärung dieser Anordnung des Präfekten zu erreichen. Am 4. Januar 2011 zog die ADPLGF ihre Klage vor diesem Gericht zurück.

Am 25. August 2010 erließ der Präfekt des Départements Bouches du Rhône eine neue Anordnung, die die Anordnung vom 6. Oktober 2009 abänderte und den uneingeschränkten vorläufigen Betrieb des Terminals gestattete, bis alle Verwaltungsformalitäten erledigt wären.

Gemäß der Anordnung vom 6. Oktober 2009 beantragte Elengy am 30. Juni 2010 beim Präfekten eine Betriebsgenehmigung. Die gesetzlich vorgeschriebene öffentliche Anhörung fand vom 1. Juni bis 18. Juli 2011 statt. Der Untersuchungsausschuss gab am 25. August 2011 eine befürwortende Stellungnahme ab.

Am 9. Januar 2012 wurde beim Départementsrat für Umwelt und Gesundheits- und Technologierisiken (Comité départemental de l'environnement et des risques sanitaires et technologiques - CODERST) ein Antrag auf Betriebsgenehmigung gestellt.

26.01.2012 Fos Cavaou - Bau

Am 17. Januar 2012 reichte die Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou (STMFC), die sich zu 72,4% im Besitz von Elengy und zu 27,6% im Besitz von Total befindet, einen Antrag auf ein Schiedsverfahren vor dem ICC International Court of Arbitration gegen ein Konsortium ein, das aus den drei Gesellschaften SOFREGAZ, TECNIMONT SpA und SAIPEM SA (im Folgenden STS) besteht.

Der Streit bezieht sich auf den Bau eines der STMFC gehörenden LNG-Terminals, das zum Entladen, Lagern, Wiederverdampfen und Einspeisen von LNG in das Gasleitungsnetz genutzt werden soll.

Das Terminal wurde von STS auf der Grundlage eines Festpreis-Auftrags über die schlüsselfertige Errichtung vom 17. Mai 2004 gebaut, der Bauarbeiten und Lieferungen vorsah. Der Fertigstellungstermin für den Bau war 15. September 2008 unter Androhung von Vertragsstrafen bei Verzug.

Die Ausführung des Vertrags war durch eine Reihe von Schwierigkeiten gekennzeichnet. Angesichts der Tatsache, dass sich STS weigerte, einen Teil der Arbeiten fertigzustellen und mit 18 Monaten Verzug ein unfertiges Terminal übergab, beauftragte STMFC andere Unternehmen mit der Fertigstellung dieses Teils der Arbeiten 2010.

STMFC beantragte ein Schiedsverfahren beim ICC, um eine Entschädigung für die erlittenen Verluste zu erhalten.

26.1.13 Compagnie du Vent

Am 27. November 2007 ewarb Castelnou Energia (eine Tochtergesellschaft von Electrabel) einen Anteil von 56,84% an der Compagnie du Vent, der ursprüngliche Eigentümer SOPER behielt 43,16%. Der Unternehmensgründer (und Besitzer von SOPER) Jean-Michel Germa blieb Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer der Compagnie du Vent. 2009 trat GDF SUEZ an die Stelle von Castelnou Energia als Mehrheitseigner, und die Compagnie du Vent wurde in die Sparte Energy France integriert.

Auf der Hauptversammlung der Compagnie du Vent am 27. Mai 2011 wurde der Vorstandsvorsitzende und Geschäftsführer Jean-Michel Germa abgelöst und durch ein von GDF SUEZ bestimmtes Vorstandsmitglied ersetzt. Jean-Michel Germa focht diese Entscheidung an, indem er die Rechtswirksamkeit der Hauptversammlung in Zweifel zog. Doch auf Anordnung des Vorsitzenden des Handelsgerichts (Tribunal de Commerce) Montpellier vom 8. Juni 2011 ist es Jean-Michel Germa unter Strafandrohung verboten, sich als Vorstandsvorsitzenden und Geschäftsführer der Compagnie du Vent zu bezeichnen und das Gelände der Gesellschaft zu betreten. Zudem wies der Vorsitzende des Handelsgerichts Montpellier den Antrag von SOPER zurück und bestätigte die Anordnung vom 26. Mai 2011, die es der Hauptversammlung gestattete, am 27.Mai 2011 zu tagen. Sowohl SOPER als auch Jean-Michel Germa gingen gegen beide Urteile in Berufung. Am 13. Oktober 2011 hob das Appellationsgericht Montpellier die Anordnung vom 15. Juni 2011 auf, indem es für Recht erkannte, dass die Beschlüsse der Hauptversammlung der Compagnie du Vent vom 27. Mai 2011 ungültig seien. Danach wurde Jean-Michel Germa wieder als Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer der Compagnie du Vent eingesetzt. Eine weitere Hauptversammlung fand am 3. November 2011 statt, auf der Jean-Michel Germa abgelöst und durch ein von GDF SUEZ bestimmtes Vorstandsmitglied ersetzt wurde.

Auf Antrag von GDF SUEZ vom 13. Juli 2011 erkannte der Vorsitzende des Handelsgerichts Montpellier auf Missbrauch von Minderheitsbeteiligungen durch SOPER auf der Hauptversammlung vom 1. Juli 2010, indem es sich weigerte, über eine Kooperationsvereinbarung zwischen der Compagnie du Vent und GDF SUEZ über das Offshore-Windpark-Projekt Deux Côtes abzustimmen. Er ernannte einen Vertreter, der SOPER auf der nächsten Hauptversammlung mit dem gleichen Thema repräsentierte, um im Namen der Gesellschaft gemäß den Interessen der Compagnie du Vent abzustimmen, ohne die Interessen von SOPER zu verletzen. Diese Hauptversammlung fand am 22. Juli 2011 statt, und der Beschluss wurde angenommen. SOPER hat jedoch gegen die Anordnung vom 13. Juli 2011 Berufung eingelegt. Das Berufungsgericht untersuchte den Fall am 27. Juli 2011. Am 8. September 2011 bestätigte es das Urteil der Vorinstanz und ordnete an, dass SOPER die Kosten in Höhe von €6.000 zu tragen hätte. SOPER und Jean-Michel Germa legten gegen das Urteil Berufung vor dem französischen Kassationsgericht ein.

Am 23. August 2011 forderte die Compagnie du Vent SOPER auf, vor dem Handelsgericht Montpellier zu erscheinen, weil sie eine Verfügung gegen das Unternehmen erwirken wollte, einen Schadenersatz in Höhe von €500,000 für ideellen Schaden zu zahlen, den die Compagnie du Vent erlitten habe.

Die Ablösung des Vorstandsvorsitzenden und Geschäftsführers hat gezeigt, dass es erhebliche strategische Differenzen zwischen den beiden Anteilseignern hinsichtlich der Entwicklung von Windparks gibt, insbesondere bei dem Projekt Deux Côtes. Diese Differenzen haben Jean- Michel Germa veranlasst, GDF SUEZ mit einer Entschädigungsklage in Höhe von etwa €489 Mio. zu drohen, die der Konzern für unbegründet hält.

26.1.14 Einfrieren der regulierten Erdgaspreise per 1. Oktober 2011 in Frankreich

Das Ministerialdekret vom 29. September 2011 über regulierte Preise für Erdgas aus den Versorgungsnetzen von GDF SUEZ führte zu einem Einfrieren der regulierten Erdgaspreise. GDF SUEZ ist der Auffassung, dass dieses Dekret nicht im Einklang steht (i) mit dem Gesetz, wonach regulierte Preise alle Kosten decken müssen, (ii) mit den Wettbewerbsregeln des Marktes und (iii) mit dem Vertrag über öffentliche Dienstleistung, der zwischen dem Unternehmen und dem Staat unterzeichnet wurde. GDF SUEZ betrachtet dieses Dekret als gegen die Interessen des Unternehmens und seiner Wettbewerber gerichtet, wie auch gegen die finanziellen und Eigentümerinteressen des Staates. Das Einfrieren der Preise bedeutete im letzten Quartal 2011 einen Verlust von etwa €300 Mio.

Am 22. September 2011 gab die französische Energieregulierungskommission (CRE), die die zuständige und unabhängige Behörde auf diesem Gebiet ist, eine ablehnende Stellungnahme zu dem Ministerialdekret ab.

Im Ergebnis dessen focht GDF SUEZ am 13. Oktober 2011 das Dekret vor dem Conseil d'État (höchstes Verwaltungsgericht Frankreichs) wegen Amtsmissbrauchs an. Mit der Klage sol erreicht werden (i) die Aufhebung des Dekrets wegen Amtsmissbrauchs, weil es keine Preise in der von der CRE errechneten Höhe festgesetzt hat, die erforderlich sind, um die durchschnittlichen Vollkosten von GDF SUEZ zu decken, und (ii) ein gerichtlicher Beschluss, der die zuständigen Minister auffordert, innerhalb von zwei Monaten - unter Androhung eines Reugeldes von €100.000 pro Verzugstag - ein Dekret zu erlassen, das Preiserhöhungen rückwirkend zum 1. Oktober 2011 festsetzt gemäß Artikel L. 445-3 des französischen Energiegesetzes (Code de l'énergie).

Am 28. November 2011 erreichte der französische Verband der Energiehändler (Association nationale des opérateurs détaillants en énergie - ANODE), dass der Präsident des Conseil d'État das Dekret vom 29. September 2011 aussetzte.

26.1.15 Forderungen der belgischen Steuerbehörden

Die Steuerfahndung der belgischen Steuerbehörden fordert von SUEZ-Tractebel SA, GDF SUEZ-Gruppe, €188 Mio. aus früheren Investitionen in Kasachstan. SUEZ-Tractebel hat gegen diese Forderung Einspruch eingelegt. Da die Entscheidung der belgischen Steuerbehörden nach 10 Jahren noch aussteht, wurde im Dezember 2009 Widerspruch beim Gericht erster Instanz in Brüssel eingelegt.

Die belgischen Steuerbehörden besteuerten 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. Die Steuerfahndung verneint diese Befreiung aufgrund eines behaupteten Missbrauchs von Rechten. Die in Belgien veranschlagte Steuer für den Zeitraum 2003 bis 2007 beläuft sich auf €245 Mio. Der Konzern hat die Entscheidung der Steuerfahndung vor dem Gericht erster Instanz in Brüssel angefochten. Electrabel SA und SUEZ-Tractebel SA erwarten Steuerveranlagungen für 2008 in Höhe von €285 Mio. Eine erste Entscheidung über eine Randfrage und nicht in der Hauptsache wurde am 25. Mai 2011 zugunsten von Electrabel verkündet. Diese Entscheidung führte inzwischen zu einer Verringerung der Steuerveranlagung, die sich für die Jahre 2005 bis 2007 auf €48 Mio. beläuft.

26.1.16 Einwendung gegen eine Bestimmung des belgischen Steuergesetzes

Am 23. März 2009 legte Electrabel (GDF SUEZ-Gruppe) Beschwerde beim belgischen Verfassungsgericht mit dem Ziel einer Nichtigerklärung der Bestimmungen des Programmgesetzes (Loi-programme) vom 22. Dezember 2008 ein, die eine Steuer in Höhe von €250 Mio. auf Kernkraftwerksgeneratoren auferlegen (einschließlich der von Electrabel gezahlten €222 Mio.). In seinem Urteil vom 30. Mäiz 2010 wies das Verfassungsgericht dieses Verlangen ab. Das Gesetz vom 23. Dezember 2009 verlangte die gleiche Steuer für 2009 und das Gesetz vom 29 Dezember 2010 die für 2010. In Erfüllung dieser Gesetzesvorschrift zahlte der Konzern €213 Mio. für 2009 und €212 Mio. für 2010. Gemäß einer Absichtserklärung, die am 22. Oktober 2009 zwischen dem belgischen Staat und dem Konzern unterzeichnet worden ist, sollte diese Steuer nicht verlängert, sondern durch einen Beitrag ersetzt werden, der sich nach Umfang und Dauer des Betriebs bestimmter Kraftwerke richtet. Am 9. September 2011 erhob Electrabel Klage, um die gezahlten Beträge zurückzufordern.

26.1.17 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, was am 7. Dezember 2011 bestätigt wurde. GDF SUEZ erwartet den Eingang des Steuerbescheids.

26.1.18 Forderung der brasilianischen Steuerbehörden

Am 30. Dezember 2010 erhielt Tractebel Energia einen Steuerbescheid über BRL 322 Mio. (€140 Mio.) für den Zeitraum 2005 bis 2007. Die brasilianischen Steuerbehörden schließen im Wesentlichen Abzüge aus, die sich auf Steueranreize beziehen (Gegenleistung für immaterielle Vermögenswerte), insbesondere bei Vermögenswerten im Zusammenhang mit dem Projekt Jacui. Tractebel Energia hat den Steuerbescheid angefochten, da es der Auffassung ist, dass die Argumente der brasilianischen Steuerbehörden nicht gerechtfertigt sind.

26.2 Wettbewerb und Konzentration

26.2.1 "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 bei 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 Einschätzung, in der vorgetragen wird, 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 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 beschloss die Kommission, diese Verpflichtungen für rechtlich bindend zu erklären. Dieser Beschluss der Kommission beendete das im Mai 2008 eingeleitete Verfahren. GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy erfüllen weiterhin die Zusicherungen unter der Aufsicht eines von der Europäischen Kommission genehmigten Treuhänders (Société Advolis).

26.2.2 Mega

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. Die Beschwerde ist anhängig. Das schriftliche Vorverfahren vor dem Gericht dauerte das ganze Jahr 2010 über an. Der nächste Schritt ist die mündliche Verfahrensphase, die damit beginnt, dass ein Termin für die Verhandlung und für vorbereitende Fragen, die das Gericht haben könnte, festgesetzt wird.

Die Verhandlung vor dem Gericht der Union fand am 21. September 2011 statt. Das Urteil wird für einen späteren Zeitpunkt erwartet.

26.2.3 Compagnie Nationale du Rhône

Am 10. Juni 2009 entschied die Europäische Kommission, eine Geldbuße von €20 Mio. über Electrabel dafür zu verhängen, dass es (i) Ende 2003 ohne ihre vorherige Zustimmung die Beherrschung der Compagnie Nationale du Rhône (CNR) und sie (ii) vor Genehmigung durch die Europäische Kommission 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 vor dem Gericht der Union. Die Beschwerde ist anhängig. Das schriftliche Vorverfahren vor dem Gericht dauerte das ganze Jahr 2010 über an. Die Verhandlung vor dem Gericht der Union fand am 30. November 2011 statt. Das Urteil wird für einen späteren Zeitpunkt erwartet.

26.2.4 Langfristige Strombezugsvereinbarungen in Ungarn

Am 4. Juni 2008 verkündete die Europäische Kommission eine Entscheidung, nach der die langfristigen Strombezugsvereinbarungen zwischen Stromerzeugern und dem ungarischen Staat, die zur Zeit des ungarischen Beitritts zur Europäischen Union in Kraft waren, eine rechtswidrige staatliche Beihilfe seien, die mit dem Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union 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 mittels eines Kompensationsmechanismus für verlorene Investitionen zu entschädigen. Der Konzern ist direkt involviert, da seine Tochtergesellschaft Dunamenti Vertragspartei einer langfristigen Strombezugsvereinbarung ist, die mit MVM, dem staatlichen ungarischen Stromerzeugungsunternehmen, am 10. Oktober 1995 geschlossen wurde. Infolge der Entscheidung der Kommission verabschiedete die ungarische Regierung ein Gesetz, das mit Wirkung vom 31. Dezember 2008 die Beendigung der Strombezugsvereinbarungen und die Rückforderung der entsprechenden staatlichen Beihilfe vorsieht. Dunamenti reichte am 28. April 2009 eine Klage auf Feststellung der Nichtigkeit des Beschlusses der Kommission beim Gericht der Union ein. Das Verfahren ist noch anhängig. Die Parteien gaben ihre Erklärungen ab (die Europäische Kommission legte am 19. Oktober 2009 ihre Klageerwiderung vor, die GDF SUEZ am 4. Dezember 2009 beantwortete, worauf die Kommission am 16. Februar 2010 eine erneute Einwendung vortrug.) Der nächste Schritt ist die mündliche Verfahrensphase, die damit beginnt, dass ein Termin für die Verhandlung und für vorbereitende Fragen, die das Gericht haben könnte, festgesetzt wird.

Am 27. April 2010 fasste die Europäische Kommission einen Beschluss, in dem sie zustimmte, dass die von Dunamenti zu zahlende staatliche Beihilfe und die Höhe der verlorenen Investitionen mit der als rechtswidrig angesehenen staatlichen Beihilfe und den verlorenen Investitionen verrechnet werden. Der Kompensationsmechanismus ermöglichte Dunamenti, der Verpflichtung zu entgehen, die als rechtswidrig angesehene staatliche Beihilfe zurückzuzahlen. 2015 wird Ungarn mit dem ursprünglichen Ende der langfristigen Strombezugsvereinbarung mit Dunamenti die Kosten für verlorene Investitionen erneut berechnen, was dazu führen könnte, dass Dunamenti die Beihilfe dann zurückerstatten müsste. (Vgl. auch Erläuterung 26.1.1 "Gerichtsverfahren/Electrabel - ungarischer Staat").

26.2.5 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 fand statt, und Electrabel, GDF SUEZ-Gruppe, kooperierte mit der Generaldirektion für Wettbewerb. Der letzte Fragebogen, der von der Europäischen Kommission eingegangen ist, ist vom 31. Juli 2009. Er wurde am 9. November 2009 zurückgesandt. Angesichts der Ergebnisse ihrer eingehenden Untersuchung entschied die Europäische Kommission am 28. Januar 2011, das Verfahren zu schließen.

26.2.6 Ermittlungen im belgischen Stromgroßhandelsmarkt

Im September 2009, Juni 2010 und Oktober 2011 führte die belgische Wettbewerbsbehörde (Autorité belge de concurrence) Durchsuchungen mehrerer Unternehmen durch, die im Stromgroßhandelsmarkt in Belgien tätig sind, auch bei Electrabel, GDF SUEZ-Gruppe. Die Ermittlungen, die Electrabel unterstützt, dauern an.

26.2.7 Untersuchung im Wasserversorgungs- und -aufbereitungssektor in Frankreich

Im April 2010 führte die Europäische Kommission Kontrollen in den Räumen verschiedener französischer Unternehmen der Wasser- und Wasseraufbereitungsbranche im Hinblick auf deren mögliche Beteiligung an Verfahrensweisen durch, die nicht mit den Artikeln 101 und 102 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union vereinbar sind. Kontrollen gab es bei SUEZ Environnement Company und Lyonnaise des Eaux France.

Während der Inspektion der Büros von Lyonnaise des Eaux France wurde versehentlich ein Türsiegel erbrochen.

Gemäß Kapitel VI der Verordnung (EG) Nr. 1/2003 beschloss die Kommission am 21.Mai 2010, hinsichtlich dieses Vorfalls ein Verfahren gegen die SUEZ Environnement Company zu eröffnen. Im Rahmen dieses Verfahrens legte die SUEZ Environnement Company der Kommission Informationen zu diesem Vorfall vor. Am 20. Oktober 2010 übersandte die Kommission diesbezüglich eine Mitteilung der Beschwerdepunkte an die SUEZ Environnement Company und Lyonnaise des Eaux France. SUEZ Environnement Company und Lyonnaise des Eaux France erwiderten diese Mitteilung der Beschwerdepunkte am 8. Dezember 2010.

Die Europäische Kommission setzte eine Geldbuße von €8 Mio. wegen Erbrechen eines Türsiegels fest und zeigte das der SUEZ Environnement Company und Lyonnaise des Eaux France am 24. Mai 2011 an.

Am 13. Januar 2012 benachrichtigte die Europäische Kommission die SUEZ Environnement Company und Lyonnaise des Eaux über ihren Beschluss, ein förmliches Untersuchungsverfahren zu eröffnen um festzustellen, ob die drei Unternehmen SAUR, SUEZ Environnement Company, VEOLIA und die Vereinigung französischer Wasserhandelsunternehmen (federation professionnelle des entreprises de l'eau) in kartellrechtswidrige Praktiken verwickelt seien, die die Märkte für übertragene Management-Aufgaben in den Bereichen Wasser und Wasseraufbereitung in Frankreich schädigen.

27 EREIGNISSE NACH DEM BILANZSTICHTAG

Neuaufstellung der Betriebsstruktur des Konzerns: Schaffung der Sparten Energy Europe und Energy International

Am 1. Januar 2012 organisierte der Konzern seine Energiegeschäftsbetriebe neu mit der Schaffung zweier Sparten: Energy Europe und Energy International. Der Umfang der Sparte Energy International entspricht der International Power-Gruppe (vgl. Erläuterung 3.1 "Geschäftssegmente").

Energy Europe ist im Energiemanagement, in der Verteilung von Erdgas, der Stromerzeugung und dem Energieabsatz für alle Segmente im kontinentalen Europa aktiv. Sie betreibt alle physischen und Handelsvermögenswerte des Konzerns in Kontinentaleuropa auf den Gebieten Gas (mit Ausnahme der von der Sparte Infrastructures bewirtschafteten Infrastruktureinrichtungen) und Strom (mit Ausnahme bestimmter Vermögenswerte, die traditionell von International Power in Italien, Deutschland, Spanien und Portugal betrieben werden). Bis 31. Dezember 2011 wurden die der neuen Sparte Energy Europe zugeordneten Tätigkeiten durch folgende Geschäftssegmente ausgeübt, wie in Erläuterung 3 "Segmentberichterstattung" beschrieben: die Sparte Energy France; die Business Areas Energy Benelux & Germany und Energy Europe (Sparte Energy Europe & International) und die Tätigkeitsbereiche "Gaslieferung" und "Key Account-Absatz" innerhalb der Sparte Global Gas & LNG.

Zweck dieser Neuaufstellung ist die Anpassung der europäischen Märkte des Konzerns im Kontext:


―	zunehmend gebündelter Strom- und Gasmärkte in Europa in physischer (sich innerhalb eines Landes ausweitende Netze), wirtschaftlicher (Liberalisierung der Strommärkte) und regulatorischer Hinsicht;
―	einer anhaltenden Konvergenz von Strom und Gas, wobei Gas eine zunehmend wichtigere Rolle bei der Stromerzeugung spielt.

Nach dem Übergang von "Gaslieferung" und "Key Account-Absatz" zu Energy Europe umfasst Global Gas LNG jetzt Tätigkeiten im Zusammenhang mit Exploration und Produktion von Öl und Gas, Erdgasverflüssigung und Transport in Form von LNG.

Demzufolge ist der Konzern seit 1. Januar 2012 um die folgenden sechs Sparten herum neu organisiert worden: Energy Europe, Energy International, Global Gas & LNG, Infrastructures, Energy Services und Environment.

28 LISTE DER WICHTIGSTEN UNTERNEHMEN DES KONZERNS PER 31. DEZEMBER 2011

Die folgende Tabelle dient allein der Information, sie enthält nur die wichtigsten voll und anteilig konsolidierten Unternehmen des GDF SUEZ-Konzerns. Ziel ist, eine Aufstellung von Unternehmen zu bieten, die 80% folgender Kennzahlen umfasst: Erträge, EBITDA und Nettoverschuldung. Folgende Abkürzungen wurden verwendet, um die auf jeden einzelnen Fall angewandte Konsolidierungsmethode anzugeben:


―	FC: Vollkonsolidierung (Tochtergesellschaften);
―	PC: Quotenkonsolidierung (Joint Ventures);
―	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 %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---	---	---	---
Energy France (BEF)
COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR)	2, rue Andre Bonin - 69004 Lyon - France	49,9	49,9	49,9	49,9
GDF SUEZ SA - BEF	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ Thermique France	2, Place Samuel de Champlain - Faubourg de l'Arche - 92930 Paris La Defense Cedex - France	100,0	100,0	100,0	100,0
SAVELYS-Gruppe	5, rue Francois 1er - 75418 Paris - France	100,0	100,0	100,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Energy France (BEF)
COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR)	FC	FC
GDF SUEZ SA - BEF	FC	FC
GDF SUEZ Thermique France	FC	FC
SAVELYS-Gruppe	FC	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---	---	---	---
Energy Benelux & Germany (BEEI)
ELECTRABEL NEDERLAND NV	Grote Voort 291, 8041 BL Zwolle - Postbus 10087, 8000 GB Zwolle - Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0
ELECTRABEL	Boulevard Simon Bolivar - 1000 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0
ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS	Boulevard du Regent, 8 - 1000 Brussels - Belgium	95,8	95,8	95,8	95,8
SYNATOM	Avenue Ariane 7 - 1200 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Energy Benelux & Germany (BEEI)
ELECTRABEL NEDERLAND NV	FC	FC
ELECTRABEL	FC	FC
ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS	FC	FC
SYNATOM	FC	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---	---	---	---
Energy Europe (BEEI)
DUNAMENTI	Erömü ut 2, 2442 Szazhalombatta - Hungary	74,8	74,8	74,8	74,8
GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA	Zawada 26 - 28- 230 Polaniec - Poland	100,0	100,0	100,0	100,0
ROSIGNANO ENERGIA SPA	Via Piave No. 6 - Rosignano Maritimo - Italy	99,5	99,5	99,5	99,5
GDF SUEZ PRODUZIONE	Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 - 00196 Rome - Italy	100,0	40,6	100,0	40,6
TIRRENO POWER SPA	47, Via Barberini - 00187 Rome - Italy	50,0	35,0	50,0	35,0
SC GDF SUEZ ENERGY ROMANIA SA	Bld Marasesti, 4-6, sector 4 - Bucharest - Romania	51,0	40,8	51,0	51,0
GSEM	Pulcz u. 44 - H 6724 - Szeged - Hungary	99,9	99,7	99,9	99,7
SLOVENSKY PLYNARENSKY PRIEMYSEL (SPP)	Mlynske Nivy 44/b - 825 11 - Bratislava 26 - Slovakia	24,5	24,5	24,5	24,5
AES ENERGIA CARTAGENA S.R.L.	Ctra Nacional 343, P.K. 10 - El Fangal, Valle de Escombreras - 30350 Cartagena - Spain	26,0	26,0	26,0	26,0
GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA	Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 - 00196 Rome - Italy	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ ENERGIE	Via Spadolini, 7 - 20141 Milan - Italy	100,0	100,0	100,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Energy Europe (BEEI)
DUNAMENTI	FC	FC
GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA	FC	FC
ROSIGNANO ENERGIA SPA	FC	FC
GDF SUEZ PRODUZIONE	FC	PC
TIRRENO POWER SPA	PC	PC
SC GDF SUEZ ENERGY ROMANIA SA	FC	FC
GSEM	FC	FC
SLOVENSKY PLYNARENSKY PRIEMYSEL (SPP)	PC	PC
AES ENERGIA CARTAGENA S.R.L.	FC	FC
GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA	FC	FC
GDF SUEZ ENERGIE	FC	FC
International Power (BEEI)

International Power (BEEI)

Am 3. Februar 2011 erwarb der Konzern International Power infolge des Beitrags seiner internationalen Geschäftsbetriebe. Von diesem Zeitpunkt an hat GDF SUEZ 69,78% an International Power gehalten.

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---	---	---	---
North America (BEEI)
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA GROUP	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States	69,8	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ GAS NA LLC GROUP	One Liberty Square, Boston, MA 02109 - United States	69,8	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ ENERGY MARKETING NORTH AMERICA GROUP	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056- 4499 - United States	69,8	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ ENERGY RESOURCES NORTH AMERICA GROUP	1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056- 4499 - United States	69,8	100,0	100,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
North America (BEEI)
GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA GROUP	FC	FC
GDF SUEZ GAS NA LLC GROUP	FC	FC
GDF SUEZ ENERGY MARKETING NORTH AMERICA GROUP	FC	FC
GDF SUEZ ENERGY RESOURCES NORTH AMERICA GROUP	FC	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---	---	---	---
Latin America (BEEI)
In Brasilien hält der Konzern GDF SUEZ 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%. EBSR erfüllt somit 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.
E-CL SA GROUP	Jr. Cesar Lopez Rojas # 201 Urb. Maranga San Miguel -Chile	36,8	52,4	52,8	52,4
TRACTEBEL ENERGIA GROUP	Rua Paschoal Apostolo Pftsica, 5064, Agronomica Florianopolis, Santa Catarina - Brazil	48,0	68,7	68,7	68,7
ENERSUR	Av. República de Panama 3490, San Isidro, Lima 27 - Peru	43,1	61,7	61,7	61,7
ENERGIA SUSTENTAVEL DO BRASIL SA	Avenida Almirante Barroso, No. 52, sala 2802, CEP 20031-000 Rio de Janeiro - Brazil	35,0	50,1	50,1	50,1

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Latin America (BEEI)
In Brasilien hält der Konzern GDF SUEZ 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%. EBSR erfüllt somit 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.
E-CL SA GROUP	FC	FC
TRACTEBEL ENERGIA GROUP	FC	FC
ENERSUR	FC	FC
ENERGIA SUSTENTAVEL DO BRASIL SA	PC	PC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Asia (BEEI)
GLOW ENERGY PUBLIC CO LTD	195 Empire Tower, 38th Floor - Park Wing, South Sathorn Road, Yannawa, Sathorn, Bangkok 10120 - Thailand	48,2	69,1	69,1	69,1
GHECO - ONE COMPANY LTD	11, I-5 Road, Tambon Map Ta Phut, Muang District. Rayong Province 21150. Thailand	31,3	44,9	65,0	65,0
SENOKO POWER LIMITED GROUP	111 Somerset Road - #05-06, Tripleone Somerset Building - 238164 Singapore	20,9	30,0	30,0	30,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Asia (BEEI)
GLOW ENERGY PUBLIC CO LTD	FC	FC
GHECO - ONE COMPANY LTD	FC	FC
SENOKO POWER LIMITED GROUP	PC	PC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Europe (BEEI)
GDF SUEZ ENERGY UK RETAIL	1 City Walk - LS11 9DX - Leeds - United Kingdom	69,8	100,0	100,0	100,0
FHH (Guernsey) LTD	Glategney Court, PO Box 140 - Glategney Esplanade, GY13HQ - Guernsey	52,3	0,0	100,0	0,0
SALTEND	Senator House - 85 Queen Victoria Street - London - United Kingdom	52,3	0,0	100,0	0,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Europe (BEEI)
GDF SUEZ ENERGY UK RETAIL	FC	FC
FHH (Guernsey) LTD	FC	NC
SALTEND	FC	NC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Middle East, Turkey and Africa (BEEI)
BAYMINA ENERJI AS	Ankara Dogal Gaz Santrali, Ankara Eskisehir Yolu 40.Km, Malioy Mevkii, 06900 Polatki/ Ankara - Turkey	66,3	95,0	95,0	95,0
HIDD POWER COMPANY*	Bldg 303, Road 13 - Area 115 - HIDD Bahrain	48,9	30,0	100,0	30,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 20101	Dez. 2010
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Middle East, Turkey and Africa (BEEI)
BAYMINA ENERJI AS	FC	FC
HIDD POWER COMPANY*	FC	EM

* Hidd Power Company ist per 31. Dezember 2011 in die "Zur Veräußerung verfügbaren Vermögenswerte" umgebucht.

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Australia (BEEI)
HAZELWOOD POWER PARTNERSHIP	PO Box 195, Brodribb Road - Morwell Victoria 3840 - Australia	64,1	0,0	91,8	0,0
LOY YANG B CONSOLIDATED	Level 37 - Rialto North Tower - 525 Collins Street - Melbourne Vic 3000 - Australia	48,9	0,0	100,0	0,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Australia (BEEI)
HAZELWOOD POWER PARTNERSHIP	FC	NC
LOY YANG B CONSOLIDATED	FC	NC

		Anteil	in %	Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Corporate (BEEI)
INTERNATIONAL POWER PLC (I PR)	Senator House, 85 Queen Victoria Street - London - United Kingdom	69,8	0,0	69,8	0,0
INTERNATIONAL POWER CONSOLIDATED HOLDINGS LIMITED	Senator House, 85 Queen Victoria Street - London - United Kingdom	69,8	0,0	100,0	0,0
SUEZ TRACTEBEL	Place du Trône, 1 -1000 Brussels - Belgium	69,8	0,0	100,0	0,0
INTERNATIONAL POWER FINANCE (JERSEY) III LIMITED	47 Esplanade. St Helier, Jersey Channel islands JE1 OBD, Jersey	69,8	0,0	100,0	0,0
INTERNATIONAL POWER AUSTRALIA FINANCE	Senator House, 85 Queen Victoria Street - London - EC4V 4DP -United Kingdom	69,8	0,0	100,0	0,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Corporate (BEEI)
INTERNATIONAL POWER PLC (I PR)	FC	NC
INTERNATIONAL POWER CONSOLIDATED HOLDINGS LIMITED	FC	NC
SUEZ TRACTEBEL	FC	NC
INTERNATIONAL POWER FINANCE (JERSEY) III LIMITED	FC	NC
INTERNATIONAL POWER AUSTRALIA FINANCE	FC	NC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Global GAS & LNG (B3G)
E.F. OIL AND GAS LIMITED	33 Cavendish Square - W1G OPW - London - United Kingdom	0,0	22,5	0,0	22,5
GDF SUEZ ESP INTERNATIONAL	1, Place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie - France	70,0	100,0	70,0	100,0
GDF SUEZ ESP UK LTD	60, Gray Inn Road - WC1X 8LU - London - United Kingdom 1	70,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ ESP NORGE AS	Forusbeen 78 - Postboks 242 - 4066 Stavanger - Norway	70,0	100,0	100,0	100,0
GDF PRODUCTION NEDERLAND B.V.	Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer - Netherlands	70,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ ESP DEUTSCHLAND GMBH	Waldstrasse 39 - 49808 Linden - Germany	70,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ SA - B3G*	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense -France	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF INTERNATIONAL TRADING	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense -France	100,0	100,0	100,0	100,0
GAZ DE FRANCE ENERGY DEUTSCHLAND GMBH	Friedrichstrasse 60 - 10117 Berlin - Germany	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ GAS SUPPLY & SALES NEDERLAND BV	Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer - Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ GLOBAL LNG SUPPLY SA	65, Avenue de la Gare - L-1611 Luxembourg	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ GAS S SUPPLY S.P.A.	Via Spadolini, 7 - 20141 Milan - Italy 1	100,0	100,0	100,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
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Global GAS & LNG (B3G)
E.F. OIL AND GAS LIMITED	NC	PC
GDF SUEZ ESP INTERNATIONAL	FC	FC
GDF SUEZ ESP UK LTD	FC	FC
GDF SUEZ ESP NORGE AS	FC	FC
GDF PRODUCTION NEDERLAND B.V.	FC	FC
GDF SUEZ ESP DEUTSCHLAND GMBH	FC	FC
GDF SUEZ SA - B3G*	FC	FC
GDF INTERNATIONAL TRADING	FC	FC
GAZ DE FRANCE ENERGY DEUTSCHLAND GMBH	FC	FC
GDF SUEZ GAS SUPPLY & SALES NEDERLAND BV	FC	FC
GDF SUEZ GLOBAL LNG SUPPLY SA	FC	FC
GDF SUEZ GAS S SUPPLY S.P.A.	FC	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---	---	---	---
Infrastructures
STORENGY	Immeuble Djinn - 12 rue Raoul Nordling - 92270 Bois Colombes - France	100,0	100,0	100,0	100,0
ELENGY	Immeuble EOLE - 11 avenue Michel Ricard - 92270 Bois Colombes - France	100,0	100,0	100,0	100,0
GrDF	6, rue Condorcet - 75009 Paris - France	100,0	100,0	100,0	100,0
GRTGAZ	Immeuble BORA - 6 rue Raoul Nordling - 92270 Bois Colombes - France	75,0	100,0	75,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Infrastructures
STORENGY	FC	FC
ELENGY	FC	FC
GrDF	FC	FC
GRTGAZ	FC	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Energy Services (BSE)
GSES SA	1, place des Degres - 92059 Paris La Defense Cedex - France	100,0	100,0	100,0	100,0
AXIMA SEITHA	46, Boulevard de la Prairie du Duc - 44000 Nantes - France	100,0	100,0	100,0	100,0
COFELY AG	Thurgauerstrasse 56 - Postfach - 8050 Zurich - Switzerland	100,0	100,0	100,0	100,0
CPCU	185, rue de Bercy - 75012 Paris - France	64,4	64,4	64,4	64,4
FABRICOM SA	254, Rue de Gatti de Gamond - 1180 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0
ENDEL GROUP	1, place des Degres - 92059 Paris La Defense Cedex -France	100,0	100,0	100,0	100,0
COFELY NEDERLAND NV	Kosterijland 20 - 3981 AJ Bunnik - Netherlands	100,0	100,0	100,0	100,0
INEO	1, place des Degres - 92059 Paris La Defense Cedex -France	100,0	100,0	100,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Energy Services (BSE)
GSES SA	FC	FC
AXIMA SEITHA	FC	FC
COFELY AG	FC	FC
CPCU	FC	FC
FABRICOM SA	FC	FC
ENDEL GROUP	FC	FC
COFELY NEDERLAND NV	FC	FC
INEO	FC	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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SUEZ Environnement
GDF SUEZ hält 35,68% der SUEZ Environnement Company und übt über eine Aktionärsvereinbarung die alleinige Beherrschung aus. Demzufolge ist die SUEZ Environnement Company vollkonsolidiert.
SUEZ Environnement Company	Tour CB21 - 16 place de l'Iris - 92040 Paris La Defense Cedex - France	35,9	35,6	35,7	35,6
LYONNAISE DES EAUX FRANCE GROUP	Tour CB21 - 16 place de l'Iris - 92040 Paris La Defense Cedex - France	35,9	35,6	100,0	100,0
DEGREMONT GROUP	183, avenue du 18 juin 1940 - 92500 Rueil Malmaison -France	35,9	35,6	100,0	100,0
HISUSA	Torre Agbar - Avenida Diagonal 211 - 08018 Barcelona - Spain	27,2	23,9	75,7	67,1
AGBAR GROUP	Torre Agbar - Avenida Diagonal 211 - 08018 Barcelona - Spain	27,0	26,7	99,5	99,0
SITA HOLDINGS UK LTD GROUP	Grenfell Road - Maidenhead - Berkshire SL6 1ES - United Kingdom	35,9	35,6	100,0	100,0
SITA DEUTSCHLAND GMBH GROUP	Industriestrasse 161 D-50999 - Cologne - Germany	35,9	35,6	100,0	100,0
SITA NEDERLAND BV GROUP	Mr E.N. van Kletfensstraat 6 - Postbis 7009, NL - 6801 HA Amhem - Netherlands	35,9	35,6	100,0	100,0
SITA FRANCE GROUP	Tour CB21 - 16 place de l'Iris - 92040 Paris La Defense Cedex - France	35,9	35,5	99,9	99,9
LYDEC	20, boulevard Rachidi - Casablanca - Morocco	18,3	18,1	51,0	51,0
UNITED WATER GROUP	200 Old Hook Road - Harrington Park - New Jersey - United States	35,9	35,6	100,0	100,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
SUEZ Environnement
GDF SUEZ hält 35,68% der SUEZ Environnement Company und übt über eine Aktionärsvereinbarung die alleinige Beherrschung aus. Demzufolge ist die SUEZ Environnement Company vollkonsolidiert.
SUEZ Environnement Company	FC	FC
LYONNAISE DES EAUX FRANCE GROUP	FC	FC
DEGREMONT GROUP	FC	FC
HISUSA	FC	PC
AGBAR GROUP	FC	PC
SITA HOLDINGS UK LTD GROUP	FC	FC
SITA DEUTSCHLAND GMBH GROUP	FC	FC
SITA NEDERLAND BV GROUP	FC	FC
SITA FRANCE GROUP	FC	FC
LYDEC	FC	FC
UNITED WATER GROUP	FC	FC

		Anteil in %		Beherrschung in %
Name des Unternehmens	Unternehmenszentralen	Dez. 2011	Dez. 2010	Dez. 2011	Dez. 2010
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Sonstige
GDF SUEZ SA*	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ BELGIUM	Place du Trone, 1 - 1000 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0
GIE - GDF SUEZ ALLIANCE	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ Finance SA	1, place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Defense - France	100,0	100,0	100,0	100,0
GDF SUEZ CC	Place du Trone, 1 - 1000 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0
GENFINA	Place du Trone, 1 - 1000 Brussels - Belgium	100,0	100,0	100,0	100,0
CEF LUX	65, Avenue de la Gare - L-1611 Luxembourg	100,0	0,0	100,0	0,0

	Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Dez. 2011	Dez. 2010
---	---	---
Sonstige
GDF SUEZ SA*	FC	FC
GDF SUEZ BELGIUM	FC	FC
GIE - GDF SUEZ ALLIANCE	FC	FC
GDF SUEZ Finance SA	FC	FC
GDF SUEZ CC	FC	FC
GENFINA	FC	FC
CEF LUX	FC	FC

29 HONORARE FÜR WIRTSCHAFTSPRÜFER UND DIE MITGLIEDER IHRER NETZE

Am 31. Dezember 2011 waren Deloitte, Ernst & Young und Mazars die Abschlussprüfer des GDF SUEZ-Konzerns. Gemäß dem französischen Dekret Nr. 2008-1487 werden die den Abschlussprüfern und den Mitgliedern ihrer Netzwerke gezahlten Honorare in der folgenden Tabelle offengelegt.

	Ernst&Young				Deloitte
	Betrag		%		Betrag
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In Millionen Euro	2011	2010	2011	2010	2011	2010
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Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft1
► GDF SUEZ SA	2,4	3,0	12,1%	14,5%	1,6	5,1
► Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	13,5	14,3	69,0%	69,8%	14,5	13,6
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen
► GDF SUEZ SA	0,7	0,4	3,5%	2,0%	0,3	0,0
► Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	2,0	2,1	10,3%	10,3%	0,7	1,5
ZWISCHENSUMME	18,6	19,8	94,9%	96,6%	17,2	20,1
Sonstige Dienstleistungen
► Steuern	0,9	0,6	4,5%	3,1%	1,4	0,5
► Sonstige	0,1	0,1	0,6%	0,3%	1,0	0,2
ZWISCHENSUMME	1,0	0,7	5,1%	3,4%	2,4	0,7
SUMME2	19,6	20,5	100%	100%	19,5	20,9

	Deloitte		Mazars
	%		Betrag		%
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	2011	2010	2011	2010	2011	2010
---	---	---	---	---	---	---
Prüfung
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft1
► GDF SUEZ SA	8,4%	24,3%	1,4	1,6	18,4%	20,8%
► Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	74,4%	65,1%	5,5	5,3	73,1%	67,5%
Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen
► GDF SUEZ SA	1,7%	0,0%	0,3	0,2	4,0%	2,1%
► Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften	3,4%	7,0%	0,1	0,7	1,5%	9,1%
ZWISCHENSUMME	87,9%	96,4%	7,3	7,8	97,0%	99,4%
Sonstige Dienstleistungen
► Steuern	7,2%	2,6%	0,0	0,0	0,5%	0,4%
► Sonstige	4,9%	1,0%	0,2	0,0	2,6%	0,2%
ZWISCHENSUMME	12,1%	3,6%	0,2	0,0	3,0%	0,6%
SUMME2	100%	100%	7,5	7,8	100%	100%

(1) 2011 aufgelaufene Honorare für quotenkonsolidierte Unternehmen im Wesentlichen für Pflichtprüfungsaufträge betrugen €0,23 Mio. für Deloitte (€0,18 Mio. 2010), €0,34 Mio. für Ernst & Young (€0,38 Mio. 2010) und €0,07 Mio. für Mazars (€0,07 Mio. 2010).

(2) Honorare für andere Prüfungsgesellschaften als die Wirtschaftsprüfungsgesellschaften des Konzerns beliefen sich 2011 auf €4,5 Mio. (€3,6 Mio. 2010).

Der Konzernabschluss 2011 von GDF SUEZ ist auch auf der Website des Konzerns verfügbar (gdfsuez.com), von der alle Veröffentlichungen des Konzerns heruntergeladen werden können.

Unsere Werte

Anspruch

Engagement

Mut

Zusammenhalt

Aktiengesellschaft mit einem Stammkapital von 2 252 636 208 Euro

Unternehmenszentralen 1 et 2, place Samuel de Champlain - Faubourg de l'Arche

92930 Paris La Défense cedex - France

Tel.: +33 (0)1 57 04 00 00

Handelsregister: 542 107 651 RCS PARIS

UID: FR 13 542 107 651

gdfsuez.com

6.3 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 einen erläuternden Abschnitt hinsichtlich der Bewertungen bestimmter maßgeblicher 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, Geschäftsvorfälle oder Informationen zu bescheinigen.

Dieser Bericht beinhaltet auch Informationen über die spezielle Prüfung von Angaben im Lagebericht von GDF SUEZ.

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 Hauptversammlung übertragenen Auftrags berichten wir Ihnen hiermit bezüglich des am 31. Dezember 2011 beendeten Jahres 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 Konzernabschluss 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 Prüfung beinhaltet auch die Evaluierung der Angemessenheit der angewandten Bilanzierungsmethoden und der Plausibilität der vorgenommenen Schätzungen bei der Abschlusserstellung sowie 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 International Financial Reporting Standards, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns per 31. Dezember 2011 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr.

II. BERECHTIGUNG VON BEWERTUNGEN

Die Schätzungen bei der Abschlusserstellung wurden vor dem Hintergrund einer hohen Marktvolatilität und der Finanzkrise in der Eurozone vorgenommen, deren Konsequenzen eine Prognose der mittelfristigen wirtschaftlichen Perspektiven erschweren. In diesem Kontext, der in Erläuterung 1.4 des Anhangs zum Konzernabschluss beschrieben ist, und gemäß den Forderungen aus Artikel L. 823-9 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) hinsichtlich der Berechtigung unserer eigenen Bewertungen möchten wir Ihnen das Folgende zur Kenntnis geben:

Schätzungen bei der Abschlusserstellung

Wie in Erläuterung 1.4 zum Konzernabschluss angegeben, wird von dem Konzern GDF SUEZ verlangt, Schätzungen und Annahmen vorzunehmen, um seinen Konzernabschluss zu erstellen. Diese maßgeblichen Schätzungen bei der Abschlusserstellung beziehen sich auf die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden in Verbindung mit einem Unternehmenszusammenschluss und die Bewertung des Goodwill, der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte, die Bewertung von Rückstellungen, entweder Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs, Rückstellungen für den Abriss von Kernkraftwerken oder sonstige Rückstellungen, von derivativen Finanzinstrumenten, nicht abgerechneten Erlösen (wie beim "Gas auf dem Gaszähler") und die Bewertung von steuerlichen Verlustvorträgen, die als latenter Steueranspruch erfasst werden. Erläuterung 1.4 im Anhang zum Konzernabschluss führt auch aus, dass die künftigen Ergebnisse der berichteten Geschäftsvorfälle von diesen Schätzungen abweichen können.


―	Hinsichtlich der Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden bestanden die von uns einzuhaltenden Vorschriften darin, die Methoden und Annahmen zu bewerten, mit denen die entsprechenden Vermögenswerte und Schulden bemessen wurden, und zu prüfen, ob Erläuterung 2 im Anhang zum Konzernabschluss die geeigneten 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 das Verfahren zur Billigung dieser Schätzungen durch das Management. Wir haben die Berechnungen des Konzerns überprüft und uns vergewissert, dass die Erläuterungen 5 und 9 im Anhang zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	Bei den Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und Rückstellungen für den Abriss von Kernkraftwerken haben wir die Grundlagen geprüft, auf denen diese Rückstellungen ausgewiesen wurden, und wir haben uns vergewissert, dass die Erläuterungen 1.4.1.3 und 17 im Anhang zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben bieten, vor allem die Hauptannahmen, wie das Szenario für die Bewirtschaftung radioaktiver Brennelemente, Kostenannahmen, den zeitlichen Ablauf der Tätigkeiten und den Diskontierungssatz.
―	Bei den sonstigen Rückstellungen, insbesondere Rückstellungen für den Abbruch von Gas-Infrastruktureinrichtungen, Rückstellungen für Gerichtsprozesse und Rückstellungen für Ruhestandsleistungen und sonstige Arbeitnehmerleistungen haben wir die Grundlagen festgestellt, auf denen diese Rückstellungen gebildet wurden, vor allem die Zeitplanung für das Ende des Gasgeschäfts hinsichtlich der Gasinfrastruktureinrichtungsbetriebe in Frankreich, und überprüft, ob die Erläuterungen 5, 18 und 26 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	Der Konzern benutzt interne Modelle, die für Marktpraktiken repräsentativ sind, um derivative Finanzinstrumente zu bewerten, die nicht an aktiven Märkten börsennotiert sind. Unsere Aufgabe bestand in der Prüfung des Systems zur Überwachung dieser Modelle und Bewertung der verwendeten Daten und Annahmen. Wir haben auch überprüft, dass die Erläuterungen 14 und 15 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.
―	Hinsichtlich des Absatzes von Strom und Gas an Kundensegmente, deren Energieverbrauch während der Rechnungslegungsperiode gemessen wird, schätzt der Konzern Erlöse auf der Grundlage von Verbrauchsschätzungen im Verhältnis zu dem Energievolumen, das die Netzmanager in dem gleichen Zeitraum zugeteilt haben, und von Schätzungen der durchschnittlichen Verkaufspreise. Unsere Aufgabe bestand in der Prüfung der Methoden und Annahmen zur Berechnung dieser Schätzungen und der Feststellung, dass die Erläuterung 1.4.1.6 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält.
―	Bei den steuerlichen Verlustvorträgen, die als latenter Steueranspruch erfasst wurden, 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 Erläuterung 7 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Wir haben die Angemessenheit der von dem Konzern GDF SUEZ angewandten rechnungslegerischen Behandlung insbesondere auf Folgendes geprüft:


―	die praktischen 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,
―	die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten,
―	den Ausweis von Erwerben nichtbeherrschender Beteiligungen vor dem 1. Januar 2010.

Wir überprüften, dass Erläuterung 1 zum Konzernabschluss die angemessenen diesbezüglichen Angaben enthält.

Anpassung der vergleichenden Informationen

Erläuterung 1.2 zum Konzernabschluss nennt die Auswirkung der Korrektur des Fehlers bei der Berechnung der Forderung für "Gas auf der Gasuhr" und die Anpassung der Vergleichsinformationen für die am 31. Dezember 2010 beendete Periode nach IAS 8 "Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden, Änderungen von Schätzungen und Fehler". Wir haben die Bestandteile untersucht, die sich auf diese Anpassung beziehen, und die Angemessenheit der zu diesem Sachverhalt gegebenen Informationen geprüft.

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 PRÜFUNG

Wie gesetzlich gefordert, haben wir auch nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards die konzernbezogenen Informationen geprüft, die im Lagebericht gegeben

werden.

Wir haben keine Einwände in Bezug auf die Übereinstimmung mit den tatsächlichen Verhältnissen und der Konsistenz mit dem Konzernabschluss.

Neuilly-sur-Seine und Paris-La Défense, 6. März 2012

Die Wirtschaftsprüfer

Das französische Original wurde unterzeichnet von


DELOITTE & ASSOCIES	ERNST & YOUNG et Autres	MAZARS
Véronique Laurent	Pascal Macioce	Isabelle Sapet
Pascal Pincemin	Charles-Emmanuel Chosson	Thierry Blanchetier

AI assistant

ENGIE — Audit Report / Information 2011

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GDF SUEZ Energie Deutschland AG

(vormals: GDF SUEZ Energie Deutschland GmbH)

GDF Suez SA, Paris (Frankreich)

Berlin

Befreiender Konzernabschluss zum 31. Dezember 2011 gemäß § 291 HGB

GDF SUEZ S.A.

KONZERNABSCHLUSS 2011

VON MENSCHEN FÜR MENSCHEN

I. LAGEBERICHT

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN

in Millionen Euro

I.2 GESCHÄFTSENTWICKLUNG

I.2.1 ENERGY FRANCE

VERKAUFTE VOLUMEN

KLIMAKORREKTUR - FRANKREICH

Preistrends

Tarife für die öffentliche Versorgung

Bezugstarife

I.2.2 ENERGY EUROPE & INTERNATIONAL

I.2.2.1 Kennzahlen

I.2.2.2 Benelux & Germany

1.2.2.3 Europe

1.2.2.4 International power

Latin America

North America

Großbritannien und sonstiges Europa

Naher Osten, Türkei und Afrika

Asia

Australien

I.2.3 GLOBAL GAS & LNG

I.2.4 INFRASTRUCTURES

I.2.5 ENERGY SERVICES

I.2.6 SUEZ ENVIRONNEMENT

I.2.7 SONSTIGE

I.3 SONSTIGE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

I.4 VERÄNDERUNG BEI DER NETTOVERSCHULDUNG

I.4.1 MITTELZUFLUSS AUS GESCHÄFTSTÄTIGKEIT VOR ERTRAGSSTEUERN UND BETRIEBSMITTELBEDARF

1.4.2 ÄNDERUNG BEIM BETRIEBSMITTELBEDARF

1.4.3 NETTOINVESTITIONEN

Nach Sparten gegliedert betrugen die Investitionen:

I.4.4 AKTIENRÜCKKAUF UND DIVIDENDEN

I.4.5 NETTOVERSCHULDUNG PER 31. DEZEMBER 2011

I.5 SONSTIGE POSTEN DER BILANZ

I.6 JAHRESABSCHLUSS DER MUTTERGESELLSCHAFT

Information über Zahlungsfristen für Lieferanten

I.7 AUSBLICK

II. KONZERNABSCHLUSS

BILANZ

Vermögenswerte

Schulden

GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

GESAMTERGEBNISRECHNUNG

EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG

KAPITALFLUSSRECHNUNG

III. ANHANG ZUM KONZERNABSCHLUSS

1 ZUSAMMENFASSUNG WESENTLICHER BILANZIERUNGSMETHODEN

1.1 Grundlagen der Abschlusserstellung

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die auf 2011 anzuwenden sind

1.1.2 Nach 2011 geltende Änderung, deren vorzeitige Anwendung für 2011 der Konzern gewählt hat

1.1.3 Nach 2011 geltende IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die der Konzern nicht vorzeitig anwenden will

Ab 2012 geltende Standards und Änderungen

Ab 2013 geltende Standards und Änderungen

Ab 2014 geltende Änderungen

Ab 2015 geltende Änderungen

1.1.4 Hinweis auf Wahlrechte bei der Umstellung auf IFRS 1

1.2 Anpassungen des Konzernabschlusses 2010 nach IAS 8

1.3 Grundlage der Bewertung und Darstellung

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und Veräußerungsgruppen

1.4 Beurteilungen und Schätzungen

1.4.1 Schätzungen

1.4.1.1 Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden

1.4.1.2 Erzielbarer Betrag von Goodwill, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

1.4.1.3 Schätzungen von Rückstellungen

1.4.1.4 Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer

1.4.1.5 Finanzinstrumente

1.4.1.6 Erträge

ENGIE Audit Report / Information 2011