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ENGIE Audit Report / Information 2013
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Audit Report / Information
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Publication
GDF SUEZ Energie Deutschland AG
Berlin
Befreiender Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2013 bis zum 31.12.2013
befreiender Konzernabschluss der GDF SUEZ S.A. zum 31.12.2013 gem. § 291 HGB
Das ist eine freie, unverbindliche Übersetzung des in französischer Sprache erstellten Konzernabschlusses der GDF SUEZ S.A., Paris, Frankreich, ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern. Im Zweifelsfall gelten die Aussagen im "Document de Référence 2013" der GDF SUEZ-Gruppe (http://www.gdfsuez.com/groupe/publications/).
Dieser Konzernabschluss hat sowohl für GDF SUEZ Energie Deutschland AG, als auch für Storengy Deutschland GmbH, Berlin befreiende Wirkung.
I LAGEBERICHT
Die Angaben in der Gewinn- und Verlustrechnung, in der Bilanz und in der Kapitalflussrechnung per 31. Dezember 2013 beruhen auf Proforma-Zahlen1 , die errechnet wurden, als wäre SUEZ Environnement per 1. Januar 2012 nach der Equity-Methode bilanziert worden. Die Grundlage für die Erstellung dieser Proforma-Angaben wird in Anhang 7 zu diesem Bericht erläutert.
In einem anhaltend schwierigen wirtschaftlichen und ordnungspolitischen Umfeld - vor allem in Europa - erzielte die GDF SUEZ-Gruppe 2013 Betriebsergebnisse, die mit den Vorgaben in Einklang standen, und nahm gleichzeitig eine wesentliche Wertminderung ihrer Vermögenswerte vor (Sachanlagen, Geschäfts- oder Firmenwert und sonstige immaterielle Vermögenswerte). Auf diese Weise kamen in ihren Jahresabschlüssen die Strukturveränderungen zum Ausdruck, die sich besonders auf zwei ihrer europäischen Geschäftsfelder auswirken: die thermischen Kraftwerke und die unterirdische Erdgasspeicherung.
Auf Basis der Berichterstattung sanken die Erträge um 0,8% auf 81,3 Mrd. € im Vergleich zu 2012 (Wachstum auf organischer Basis von 3,0%). Die negativen Auswirkungen von Änderungen des Konsolidierungskreises und Deviseneffekten wurden teilweise durch einen wegen des anhaltend kühlen Wetters gestiegenen Absatz bei Gas und Strom in Frankreich und die Aufwärtsentwicklung beim LNG-Absatz als Teil von Arbitragegeschäften Anfang 2013 kompensiert.
Das EBITDA für das Jahr belief sich auf 13,4 Mrd. €, das ist ein Rückgang um 8,1% auf Basis der Berichterstattung (Rückgang um 2,7% auf organischer Basis). Diese Verringerung des EBITDA auf Basis der Berichterstattung ist negativen Deviseneffekten, dem Verlust von Einnahmen aus Gesellschaften, die im Zuge der Optimierung des Bestandsportfolios verkauft worden sind, niedrigeren Strompreisen, dem Ende unentgeltlicher Kohlendioxid-Emissionsberechtigungen und einer geringeren Produktion der Explorations- und Förderaktivitäten zuzuschreiben. Diese Nachteile wurden teilweise durch die positive Auswirkung der Inbetriebnahme neuer Anlagen, die kühle Witterung in Frankreich, eine gute operative Geschäftstätigkeit und die Ergebnisse des Performance-Aktionsplans der Gruppe aufgefangen.
Das kurzfristige Betriebsergebnis ging auf Basis der Berichterstattung um 13,8% (negatives organisches Wachstum von 7,8%) auf 7,2 Mrd. € zurück; hier spiegeln sich der Abfall des EBITDA und höhere Nettozugänge zu den Rückstellungen wider. Aufgefangen wird das teilweise durch geringere Abschreibungsbelastungen.
Auf Proforma-Basis machte der Jahresüberschuss (-fehlbetrag) beim Konzernanteil 2013 -9,7 Mrd. € aus, im Jahresvergleich ist das ein Rückgang von 11,3 Mrd. €. 2013 wirkte sich hauptsächlich die Wertminderung der Aktiva im Konzernabschluss auf den Jahresüberschuss (-fehlbetrag) beim Konzernanteil aus.
Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss, der sich auf 3,4 Mrd. € belief, ging im Jahresvergleich um 10,1% zurück. Der Verringerung des kurzfristigen Betriebsergebnisses standen aufgrund eines aktiveren Schuldenmanagements niedrigere wiederkehrende Finanzaufwendungen gegenüber. Zudem sank die Steuerbelastung trotz eines höheren wiederkehrenden Effektivsteuersatzes.
Der Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf in Höhe von 13,3 Mrd. € war 1,3 Mrd. € niedriger als per 31. Dezember 2012, und das hauptsächlich wegen des gesunkenen EBITDA.
Die Nettoverschuldung, die Ende Dezember 2013 bei 29,8 Mrd. € lag, war 6,8 Mrd. € niedriger als im Jahr zuvor und ist vor allem Ausdruck folgender Punkte: (i) Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (CFFO) von 10,4 Mrd. €, abzüglich Bruttoinvestitionen von 7,5 Mrd. € über die Periode; (ii) Dividenden von 3,5 Mrd. € für die Aktionäre von GDF SUEZ SA; (iii) die Einnahmen aus der Ausgabe von Hybridanleihen durch GDF SUEZ Anfang Juli 2013 (1,7 Mrd. €); (iv) Wirkung von Veräußerungen im Rahmen der Asset-Portfolio-Optimierung, einschließlich Verkauf von SPP (Slovakia) und 50% der portugiesischen Energiegeschäfte und (v) die Einstufung bestimmter französischer Windparks und des Konzernanteils am Staudamm Jirau als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte.
1 Der in Teil II vorgelegte Konzernabschluss wurde am 26. Februar 2014 vom Verwaltungsrat der Gruppe genehmigt und zur Veröffentlichung freigegeben. Er wurde von den Wirtschaftsprüfern der Gruppe geprüft. Die Proforma-Zahlen, die die Konzerngesellschaft SUEZ Environnement als assoziiertes Unternehmen per 1. Januar 2012 enthalten, wurden von den Wirtschaftsprüfern der Gruppe geprüft und sind Gegenstand eines gesonderten Berichts.
I.1. TRENDS BEI ERTRÄGEN UND ERGEBNISSEN
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Erträge | 81.278 | 81.960 | -0,8% |
| EBITDA | 13.419 | 14.600 | -8,1% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (6.053) | (6.077) | |
| Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen | (40) | (30) | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (85) | (94) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.241 | 8.399 | -13,8% |
Die konsolidierten Erträge per 31. Dezember 2013 beliefen sich auf 81,3 Mrd. €, gegenüber 2012 ein Minus von 0,8%. Auf organischer Basis (ohne die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Umrechnungssätze) stiegen die Umsatzerlöse um 3,0%.
Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit 2,1 Mrd. € negativ aus, sie gehen hauptsächlich auf die Veräußerungen (Verkauf von SPP in der Slowakei durch Energy Europe und von Maestrale in Italien und Deutschland durch Energy International und Verkauf des thermischen Kraftwerks Red Hills, USA, und von Astoria Energy, Phase I) und die Änderung hin zur Bilanzierung nach der Equity-Methode nach dem Verlust der Beherrschung von Senoko (Singapore), Al Hidd (Bahrain) und Sohar Power Company SAOG (Oman) zurück.
Die Wechselkurse wirkten sich wegen der Aufwertung des Euros gegenüber den anderen großen Währungen mit 0,9 Mrd. € negativ auf die Erlöse der Gruppe aus.
In den Unternehmenssparten der Gruppe sieht die Erlös-Performance auf organischer Basis jeweils unterschiedlich aus. Global Gas & LNG and Infrastructures berichteten ein deutliches Wachstum über die Periode, während die Erlöse von Energy Europe und Energy International leicht stiegen und bei Energy Services stabil blieben.
Das EBITDA ging über die Periode um 8,1% auf 13,4 Mrd. € zurück. Bereinigt um die Auswirkung der Änderungen der Wechselkurse und des Konsolidierungskreises sank das EBITDA um 2,7%.
TRENDS für das EBITDA
Proforma, in Millionen Euro
Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit 479 Mio. € negativ aus, wie auch an der Auswirkung auf die Erlöse zu erkennen ist. Zugänge zum Konsolidierungskreis waren gering und nicht wesentlich.
Die Wechselkursänderungen wirkten sich wegen der Aufwertung des Euro gegenüber den anderen großen Währungen (hauptsächlich dem brasilianischen Real, dem US-Dollar und der norwegischen Krone) mit 335 Mio. € negativ aus.
Auf organischer Basis sank das EBITDA um 2,7% bzw. 367 Mio. €. Ungeachtet der Rückwirkung des Performance-Plans der Gruppe auf alle Unternehmenssparten spiegelt dieser Rückgang folgende Trends wider:
| ― | Das EBITDA für Energy International belief sich wegen des positiven Beitrags der neu in Betrieb genommenen Anlagen, vor allem in Brasilien, Peru und Thailand, wegen höherer Preise in Australien und einer guten Performance des LNG-Geschäfts in den USA auf 3.871 Mio. € und stieg auf organischer Basis um 4,2%. Dem standen jedoch teilweise niedrigere Zahlen für Chile, schwierigere Marktbedingungen im Vereinigten Königreich und ungünstige klimatische Bedingungen in den USA gegenüber; |
| ― | Das EBITDA für Energy Europe lag aufgrund gefallener Strompreise am Markt und des Endes der unentgeltlichen Kohlendioxid-Emissionsberechtigungen bei 3.415 Mio. €, einem Minus von 14,8% auf organischer Basis. Diese ungünstigen Wirkungen wurden nur teilweise durch die kühlen Witterungsverhältnisse 2013 und die Vorteile der Gaspreisanpassungen nach oben in Frankreich aufgefangen; |
| ― | Das EBITDA für Global Gas & LNG sank um 188 Mio. € oder 8,2% auf organischer Basis auf 2.124 Mio. € hauptsächlich im Ergebnis des Produktionsrückgangs im Explorations- und Fördergeschäft wegen Produktionsausfällen des Sn0vhit- und Njord-Felds in der ersten bzw. zweiten Hälfte 2013; |
| ― | Das EBITDA für Infrastructures stieg auf organischer Basis um 10,5% auf 3.370 Mio. €, angetrieben durch die besonders günstigen klimatischen Bedingungen 2013 und die jährliche Überprüfung der Tarife für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur und trotz eines geringeren Absatzes von Speicherkapazität in Frankreich; |
| ― | Das EBITDA für Energy Services erhöhte sich auf organischer Basis um 3,8% auf 1.068 Mio. €, wobei alle Tätigkeitsbereiche zu dieser Performance beigetragen haben. |
Das kurzfristige Betriebsergebnis sank gegenüber 2012 auf organischer Basis um 7,8% auf 7,2 Mrd. €. Die Nettozugänge zu den Rückstellungen waren höher, während der Nettoaufwand für Abschreibungen wegen der Rückstellungen aufgrund von Wertminderungsaufwand bei bestimmten Vermögenswerten per 31. Dezember 2012 und wegen des Produktionsrückgangs im Explorations- und Fördergeschäft fiel. Dazu kam ein Zuwachs in der Reserven-Bilanz (Book of Reserves). Unter Berücksichtigung des veränderten Konsolidierungskreises und der Wechselkurse sank das kurzfristige Betriebsergebnis für die Periode auf Basis der Berichterstattung um 13,8%.
I.2. GESCHÄFTSENTWICKLUNG
I.2.1 ENERGY INTERNATIONAL
| 31. Dez. 2013 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Proforma, in Millionen Euro |
Summe1 | Lateinamerika | Asien-Pazifik2 | Nordamerika | UK und sonstiges Europa2 | SAMEA2 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Umsatzerlöse | 14.833 | 3.617 | 2.990 | 4.094 | 3.552 | 580 |
| EBITDA | 3.871 | 1.475 | 840 | 1.016 | 481 | 181 |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (1.232) | (398) | (245) | (390) | (190) | (8) |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (4) | - | - | - | - | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 2.635 | 1.076 | 595 | 626 | 291 | 173 |
| 31. Dez. 2012 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Proforma, in Millionen Euro |
Summe1 | Lateinamerika | Asien-Pazifik2 | Nordamerika | UK und sonstiges Europa2 | SAMEA2 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Umsatzerlöse | 16.044 | 3.827 | 3.059 | 4.412 | 4.056 | 689 |
| EBITDA | 4.304 | 1.690 | 740 | 1.092 | 697 | 224 |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (1.397) | (462) | (221) | (444) | (234) | (26) |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (6) | - | - | - | - | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 2.902 | 1.228 | 519 | 649 | 462 | 198 |
| Proforma, in Millionen Euro |
Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|
| Umsatzerlöse | -7,6% |
| EBITDA | -10,1% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | -9,2% |
(1) Die Unternehmenssparte Energy International fungiert auch als "Hauptsitz", die Kosten dafür sind in der obigen Tabelle nicht separat ausgewiesen.
(2) Die Unternehmenssparte Energy International wurde in fünf Segmente umstrukturiert (vorher waren es sechs). Zu Asien-Pazifik gehört nun Australien, das vorher ein eigenständiges Segment war, dafür ist Pakistan jetzt Teil von SAMEA (Südasien, Mittlerer Osten und Afrika). Die Türkei gehört jetzt zum Segment Vereinigtes Königreich und sonstiges Europa. Die Vorjahreszahlen wurden neu berechnet, damit sich die neue Organisationsstruktur widerspiegelt.
Der Erlöse von Energy International betrugen 14.833 Mio. €, sie sanken auf Basis der Berichterstattung um 7,6% und stiegen auf organischer Basis auf 2,9%. Diese Änderungen veranschaulichen die Auswirkung der Asset-Portfolio-Optimierung (die einen Rückgang um 860 Mio. € ausmacht) und von Wechselkursschwankungen (negative Auswirkung von 770 Mio. € aufgrund des Euros, der gegenüber allen großen Währungen zugelegt hat). Sie verdeutlichen auch ein kontinuierliches organisches Wachstum, befördert durch die Inbetriebnahme neuen Kraftwerke in Thailand und Lateinamerika sowie durch Strompreissteigerungen hauptsächlich in Brasilien, Thailand und Australien. Der Absatz von Gas und Strom erreichte 79,6 TWh bzw. 220,4 TWh.
Das EBITDA sank auf Basis der Berichterstattung um 10,1% auf 3.871 Mio. €, zeigte aber Basiswertsteigerung von 157 Mio. € oder 4,2%, wenn man die negativen Auswirkungen von Veräußerungen (318 Mio. €) und Devisenbewegungen (272 Mio. €) in Betracht zieht. Diese Zunahme gehört zu den Rückwirkungen der genannten Inbetriebnahme neuer Kraftwerke und der Preisanstiege sowie der starken Performance des LNG-Geschäfts in den USA und den Auswirkungen des Performance-Plans.
Das kurzfristiges Betriebsergebnis von 2.635 Mio. € sank um 9,2% auf Basis der Berichterstattung, stieg aber um 143 Mio. € bzw. 5,8% auf organischer Basis und spiegelt so den EBITDA-Zuwachs wider, der teilweise durch zusätzliche Abschreibung für die neu in Betrieb genommenen Anlagen aufgezehrt wird.
Lateinamerika
Die Erträge für die Region Lateinamerika beliefen sich auf insgesamt 3.617 Mio. €, gegenüber 2012 ist das auf Basis der Berichterstattung ein Minus von 209 Mio. €, aber auf organischer Basis ein Plus von 3,0%. In Brasilien entstanden die höheren Absatzzahlen aus der vollständigen Inbetriebnahme des Wasserkraftwerks Estreito (1.090 MW) in Verbindung mit einem Anstieg der durchschnittlichen Verkaufspreise hauptsächlich wegen des an die Inflation gebundenen Preisindexes. Der Aufwärtstrend in Peru ist der Inbetriebnahme des Kombikraftwerks Chilca (270 MW) und des Wärmekraftwerks Ilo (560 MW) sowie einer gewachsenen Kundennachfrage zu verdanken. In Chile sanken die Erträge durch einen geringeren LNG-Absatz, weil Lieferverträge schrittweise ausliefen.
Die Stromverkäufe stiegen um 1,5 TWh auf 54,3 TWh, während vor allem in Chile die Gasverkäufe um 3,3 TWh auf 11,4 TWh zurückgingen.
Das EBITDA betrug 1.475 Mio. €, das ist auf organischer Basis ein Rückgang von 44 Mio. € bzw. 2,9% und zeigt hauptsächlich:
| ― | negative Trends in Chile, im Wesentlichen verbunden mit dem zwangsweisen Abschalten der Kohlekraftwerke (CTA/CTH) im Januar 2013 und dem Ende der LNG-Gaslieferverträge mit hohen Margen; |
| ― | eine geringere Performance in Brasilien, vor allem wegen der schlechten hydrologischen Bedingungen, die teilweise durch die Inbetriebnahme der letzten Stufen in Estreito und hauptsächlich inflationsbedingt gestiegene Durchschnittspreise für bilaterale Verkäufe aufgefangen wurden; |
| ― | positive Trends in Peru, vor allem durch die Inbetriebnahme des Kombikraftwerks Chilca und des Wärmekraftwerks Ilo. |
Das kurzfristige Betriebsergebnis betrug 1.076 Mio. €, ein Minus von 14 Mio. € bzw. 1,2% auf organischer Basis. Eine positive Änderung im Abschreibungsprofil für das LNG-Terminal in Chile im Zusammenhang mit dem Ende der Gasverkaufsverträge mit hohen Gewinnspannen und dem Anlaufen der Regasifizierung steht der Abwärtsbewegung beim EBITDA teilweise entgegen.
Asien-Pazifik
Die Erträge in der Region beliefen sich auf Basis der Berichterstattung auf 2.990 Mio. €, ein Minus von 2,3% bzw. 69 Mio. €, und spiegeln die Änderung der Konsolidierungsmethode für Senoko in Singapur nach einem veränderten Beherrschungsverhältnis wider. Organisch zeigten die Erträge jedoch ein starkes Wachstum von 18,6% bzw. 469 Mio. €, das vor allem der Inbetriebnahme von Kraftwerksanlagen in Thailand (Gheco One und TNP2 im August 2012 bzw. Dezember 2012) sowie höheren Strompreisen in Australien nach Einführung des Plans zur Verringerung der Kohlendioxidemissionen am 1. Juli 2012 und einer stärkeren Performance des australischen Privatkundengeschäfts zuzuschreiben ist.
Die Stromverkäufe gingen um 0,8 TWh auf 42,8 TWh zurück, das spiegelt die Änderung der Konsolidierungsmethode für Senoko (Negativwirkung von 2,7 TWh) und einen Rückgang von 1,2 TWh in Australien wider, dem ein Zuwachs von 3,1 TWh in Thailand gegenübersteht. Die Erdgasverkäufe kletterten um 1,0 TWh auf 5,9 TWh.
Das EBITDA erreichte auf Basis der Berichterstattung 840 Mio. €, ein Plus von 101 Mio. € (13,6%), oder auf organischer Basis 187 Mio. € (28,5%). Das organische Wachstum des EBITDA resultiert im Wesentlichen aus:
| ― | einer starken Performance in Thailand, deren Triebkraft Steigerungen sowohl von Volumen (teils durch den Instandhaltungszyklus) als auch Preis und die Inbetriebnahme von Gheco One und TNP2 waren; |
| ― | höhere Preise in Australien und eine bessere Performance des Privatkundengeschäfts mit höheren Margen und mehr Kunden. |
Das kurzfristige Betriebsergebnis erreichte auf organischer Basis 595 Mio. €, ein Plus von 136 Mio. € bzw. 29,7%) und spiegelt die Trends beim EBITDA und den Beginn der Abschreibung für die jüngst in Betrieb genommenen Kraftwerke Gheco One und TNP2 wider.
Nordamerika
Der Erträge für die Region Nordamerika beliefen sich auf 4.094 Mio. €, das ist eine Abnahme von 7,2% auf Basis der Berichterstattung und eine Zunahme von 0,7% auf organischer Basis. Sie sind das Resultat einer starken Performance bei den Gasgeschäften und einer verbesserten operationellen Performance in Mexiko, an der es aber durch fallende Großhandelspreise für Strom in den USA und eine Verdichtung im US-Privatkundenmarkt Abstriche gab.
Auf organischer Basis erhöhten sich die Stromverkäufe um 2,0 TWh auf 74,6 TWh nach einer Anpassung infolge von Veräußerungen im Rahmen der Asset-Portfolio-Optimierung, die die Mengen um 6,1 TWh reduzierten. Die Erdgasverkäufe (1) ohne gruppeninterne Geschäfte sanken um 10,9 TWh auf 39,7 TWh, hauptsächlich, weil es insgesamt weniger LNG-Verschiffungen gab in Verbindung mit mehr LNG-Umleitungen (gruppeninterne Verkäufe).
Das EBITDA erreichte 1.016 Mio. €, ein Plus von 3,2% auf organischer Basis. Die starke Performance aus dem LNG-Geschäft (höhere Margen als 2012) und den Geschäften in Mexiko wurde teilweise durch einen Rückgang der Gesamtperformance der US-Kraftwerks- und -Privatkundengeschäfte aufgezehrt, der hauptsächlich auf das milde Wetter zurückzuführen war.
Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf 626 Mio. €, die einen Zuwachs von 5,7% auf organischer Basis darstellen und vor allem durch die EBITDA-Verbesserung entstanden sind.
Vereinigtes Königreich und sonstiges Europa
Die Erträge für die Region beliefen sich auf 3.552 Mio. €, das ist ein Rückgang von 5,8% auf organischer Basis. Er resultiert hauptsächlich aus dem geringeren Betrieb von Anlagen in Spanien und Portugal und gefallenen Absatzvolumen im Privatkundengeschäft im Vereinigten Königreich.
Die Stromverkäufe machten 35,9 TWh aus, das ist ein Rückgang von 4,6 TWh. Er ist im Wesentlichen den geringeren Volumen in Spanien und Portugal und im Privatkundengeschäft im Vereinigten Königreich geschuldet. Er spiegelt auch die Verringerung um 1,6 TWh aufgrund der Asset-Portfolio-Optimierung in Kontinentaleuropa und der Schließung bestimmter Kraftwerke im Vereinigten Königreich wider. Die Gasverkäufe beliefen sich wegen der geringeren Volumen des Privatkundengeschäfts im Vereinigten Königreich und der Geschäfte in der Türkei auf 22,5 TWh, das ist eine Verringerung um 4,1 TWh.
Das EBITDA von 481 Mio. € ging auf organischer Basis um 9,5% zurück. Die Stromerzeugungsanlagen im Vereinigten Königreich sahen sich anhaltend problematischen Marktbedingungen gegenüber (insbesondere Gaskraftwerke) und waren sowohl vom Ende unentgeltlicher Kohlendioxid-Emissionsberechtigungen als auch von der Einführung eines CO2 -Mindestpreises betroffen. Diese Wirkungen wurden teilweise durch die Umsetzung von Kostensparmaßnahmen, eine günstige einmalige Ausgleichszahlung und bessere Dark Spreads gedämpft.
Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf 291 Mio. €, das ist ein Rückgang von 20,9% auf organischer Basis. Das ist das Ergebnis eines geringeren EBITDA und höheren Rückstellungssaldos, das teilweise durch die sinkende Abschreibung wegen der Schließung des Kraftwerks Teesside aufgefangen wurde.
Südasien, Mittlerer Osten und Afrika
Der Erträge für die Region beliefen sich auf 580 Mio. €, das ist ein Plus von 7,3% auf organischer Basis. Dieses Wachstum hängt hauptsächlich mit höheren Erlösen aus der Betriebs- und Instandhaltungstätigkeit (O&M) der neuen Kraftwerke in Oman (Barka 3 und Sohar 2) und in Saudi-Arabien (Riyadh IPP) zusammen.
Das EBITDA erreichte 181 Mio. €., das ist ein Minus von 43 Mio. € auf Basis der Berichterstattung, bedeutet aber eine Zunahme um 19 Mio. € bzw. 12% auf organischer Basis. Dieser Rückgang auf Basis der Berichterstattung berücksichtigt die veränderte Konsolidierungsmethode für die Kraftwerke Al Hidd und Sohar 1, die nach ihren Teilveräußerungen im Mai 2012 bzw. Mai 2013 nach der Equity-Methode bilanziert werden. Die dahinter stehende organische Änderung bezieht sich hauptsächlich auf O&M-Tätigkeiten.
Das kurzfristige Betriebsergebnis belief sich auf 173 Mio. €, das ist eine Zunahme von 37 Mio. € bzw. 27,7% auf organischer Basis, die das verbesserte EBITDA sowie die geringeren Rückstellungen widerspiegelt.
(1) Erdgasverkäufe (einschließlich konzerninterne Verkäufe) sanken um 5,8 TWh auf 71,4 TWh aufgrund von weniger LNG-Verschiffungen.
I.2.2 ENERGY EUROPE
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Proforma, in Millionen Euro |
Summe1 | Zentralwesteuropa | Süd- und Osteuropa2 | Summe1 | Zentralwesteuropa | Süd- und Osteuropa2 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Umsatzerlöse | 43.479 | 36.355 | 7.124 | 44.418 | 35.804 | 8.614 |
| EBITDA | 3.415 | 2.967 | 560 | 4.180 | 3.429 | 880 |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (1.950) | (1.546) | (399) | (1.670) | (1.200) | (468) |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (14) | (11) | - | (16) | (13) | - |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 1.452 | 1.409 | 161 | 2.494 | 2.215 | 413 |
| Proforma, in Millionen Euro |
Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|
| Umsatzerlöse | -2,1% |
| EBITDA | -18,3% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | -41,8% |
(1) davon Kosten der Firmensitzfunktion der Unternehmenssparte
(2) Sonstiges Europa wurde in Süd- und Osteuropa umbenannt
VON DER UNTERNEHMENSSPARTE VERKAUFTE MENGEN
| in TWh | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe | 684 | 658 | +3,9% |
| Stromverkäufe | 187 | 193 | -3,6% |
Der Beitrag von Energy Europe zu den Erlösen der Gruppe machte 43.479 Mio. € aus, das sind im Jahresvergleich 2,1% weniger. Die Gasverkäufe betrugen 684 TWh, einschließlich 126 TWh an Großkunden. Bei den Stromverkäufen waren es 187 TWh. Per Ende Dezember 2013 hatte Energy Europe mehr als 14,2 Mio. Privatkunden im Gasgeschäft und fast 5,3 Mio. Kunden im Stromgeschäft.
Das EBITDA der Unternehmenssparte für die Periode sank um 18,3% auf 3.415 Mio. €. Abträgliche Einflüsse in der Periode waren gesunkene Verkaufspreise auf dem Strommarkt, Ausfälle der Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange 2 in Belgien bis Anfang Juni 20131 , das Ende der unentgeltlichen Kohlendioxid-Emissionsberechtigungen und der Verkauf von SPP (Slowakei) Anfang 2013. Die Witterungsbedingungen, die Preisanpassungen nach oben in Frankreich für 2011 und 2012 und die Anstrengungen zur Erhöhung der Leistungsfähigkeit konnten diese Auswirkungen nur teilweise auffangen.
Der Absturz des kurzfristigen Betriebsergebnisses um 41,8% spiegelt das gesunkene EBITDA sowie die Nettozuwächse bei den Rückstellungen für die Region Zentralwesteuropa (CWE) wider.
1 Die Rückwirkung der ausgefallenen Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange
2 in Belgien ist im Jahresvergleich leicht negativ. Sie dauerten 2012 für
Doel 3 24 Wochen und für Tihange 2 14 Wochen und hielten in beiden Anlagen bis Anfang Juni 2013 an.
Zentralwesteuropa (CWE)
Der Beitrag von CWE zu den Umsatzerlösen der Gruppe belief sich auf 36.355 Mio. €, eine Steigerung von 1,5% im Jahresvergleich, da die starke Performance in Frankreich den schleppenden Absatz in Belgien mehr als ausglich.
Das EBITDA von CWE ging auf Basis der Berichterstattung um 13,5 % zurück, hauptsächlich wegen der allgemein sinkenden Strommarktpreise in Europa, des Endes der unentgeltlichen Kohlendioxid-Emissionsberechtigungen und geringerer Margen bei Midstream-Gas; dem stehen teilweise günstige klimatische Bedingungen, die Regulierung der Gaspreise in Frankreich nach oben und Anstrengungen für eine bessere Performance gegenüber.
Der Einbruch des kurzfristigen Betriebsergebnisses um 36,4% spiegelt das gesunkene EBITDA sowie die Nettozuwächse bei den Rückstellungen vor allem für bestimmte Verträge wider.
CWE FRANKREICH
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 17.669 | 17.183 | +2,8% |
| EBITDA | 1.523 | 1.175 | +29,6% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (509) | (470) | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (4) | (5) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 1.010 | 700 | +44,3% |
IN FRANKREICH VERKAUFTE MENGEN
| in TWh | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe(1) | 281 | 288 | -2,7% |
| Stromverkäufe | 52 | 50 | +2,8% |
(1) Angaben zum Beitrag der Unternehmenssparte
FRANKREICH - KLIMATISCH BEDINGTE KORREKTUR
| in TWh | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Gesamtveränderung in TWh |
|---|---|---|---|
| Mengen der klimatisch bedingten Anpassung (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kalte Witterung) | 17,3 | (0,9) | +18,2 |
Der Beitrag von CWE Frankreich zu den Erlösen der Gruppe belief sich per 31. Dezember 2013 auf 17.669 Mio. €, das ist ein Plus von 486 Mio. € im Vergleich zur vorherigen Periode.
Der Erdgasabsatz ging im Jahresvergleich um 7,7 TWh zurück, und das günstigere Wetter 2013 konnte die Auswirkungen von verlorenen Kunden und Energieeinsparungen nicht vollständig ausgleichen. GDF SUEZ hält weiterhin etwa 83% des Privatkundenmarkts und etwa 51% des Geschäftskundenmarkts.
Der Stromabsatz stieg durch mehr Verkäufe an Direktkunden und Verkäufe auf dem Markt infolge einer größeren Stromerzeugung um 1,5 TWh. Dank der Inbetriebnahme neuer Windparks und einer außergewöhnlich großen Wasserkraftmenge im Jahr 2013 wuchs er auf 32,6 TWh an (2012: 31,5 TWh), dem stand teilweise ein Produktionsrückgang der Gaskraftwerke gegenüber (ungünstige Marktbedingungen).
Das EBITDA nahm um 348 Mio. € zu, vor allem wegen der sehr günstigen Witterungsverhältnisse 2013 (positive Auswirkung auf den Gasabsatz) und der Gaspreisregulierung nach oben in Frankreich, die sich 2013 mit 150 Mio. € positiv bemerkbar machte. Diesen positiven Faktoren standen teilweise fallende Strommarktpreise gegenüber.
Das kurzfristige Betriebsergebnis lag entsprechend dem EBITDA-Zuwachs 310 Mio. € höher.
CWE Benelux & Deutschland
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 12.555 | 14.210 | -11,6% |
| EBITDA | 1.357 | 1.883 | -28,0% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (794) | (665) | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (6) | (6) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 557 | 1.212 | -54,2% |
Die Erträge aus Benelux & Deutschland beliefen sich auf 12.555 Mio. €, eine Abnahme von 11,6% gegenüber 2012. Die verkauften Strommengen betrugen 96,0 TWh, ein Minus von 7% durch geringeren Absatz in Belgien. Wegen ungünstiger Spreads und Ausfällen von Kohlekraftwerken sank die Stromerzeugung um 1,7 TWh auf 64,7 TWh, dem standen am Jahresende sehr viel geringere Ausfälle bei Kernkraftwerken gegenüber:
| ― | die Stromverkäufe in Belgien und Luxemburg sanken in der Menge um fast 15% auf 72,1 TWh, vor allem wegen geringerer Verkäufe am Markt, die durch Schließungen von alten Kohlekraftwerken und Abwanderung von Kunden negativ beeinflusst waren; |
| ― | die Stromverkäufe in den Niederlanden stiegen um 7,6% auf 9,9 TWh, denn es gab einen größeren Absatz bei Privat- und Geschäftskunden; |
| ― | die Stromverkäufe in Deutschland sprangen dank eines höheren Absatzes am Markt und bei Geschäftskunden um 50% auf 14,1 TWh. |
Die verkaufte Gasmenge stieg um 0,8% bzw. 1,0 TWh, gestützt auf einen positiven Witterungseffekt und stärkeren Absatz am Markt, so dass das Abwandern von Privat- und Geschäftskunden in Belgien und weniger Absatz an Großkunden in Deutschland und den Niederlanden aufgefangen werden konnte.
Das EBITDA für Benelux und Deutschland sank unter dem Einfluss niedrigerer Strompreise und ungünstiger Spreads, des Endes der unentgeltlichen Kohlendioxid-Emissionsberechtigungen und einer zähen Performance in Deutschland um 28%.
Das kurzfristige Betriebsergebnis ging infolge höherer Nettozuwächse bei Rückstellungen für bestimmte Verträge sogar noch stärker als das EBITDA zurück.
Süd- und Osteuropa
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 7.124 | 8.614 | -17,3% |
| EBITDA | 560 | 880 | -36,3% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (399) | (467) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 161 | 413 | -61,1% |
Die Erträge der Region Süd- und Osteuropa sanken wegen des geringeren Absatzes in Italien und der Veräußerung von SPP (Slowakei) um 17,3%.
Das EBITDA für Süd- und Osteuropa fiel wegen des Verkaufs von SPP (Slowakei) Anfang 2013 und niedriger Performances in Italien und Polen aufgrund eines schwierigen regulatorischen Umfelds und trotz einer starken Performance aus Rumänien um 36,3%.
Der Rückgang des kurzfristigen Betriebsergebnisses zeichnete weitgehend das gesunkene EBITDA nach, auch wenn die Verringerung etwas durch niedrigere Belastungen durch Nettozuwächse bei Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen aufgefangen wurde.
I.2.3 GLOBAL GAS & LNG
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 5.685 | 4.759 | +19,5% |
| Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte) | 8.445 | 7.945 | +6,3% |
| EBITDA | 2.124 | 2.377 | -10,6% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (1.182) | (1.255) | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (2) | (3) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 940 | 1.119 | -16,0% |
Der Beitrag von Global Gas & LNG zu den Erträgen der Gruppe per 31. Dezember 2013 belief sich auf 5.685 Mio. €, das ist im Jahresvergleich ein Plus von 19,5% bzw. 926 Mio. €. Das Wachstum auf organischer Basis stieg um 22,3% bzw. 1.033 Mio. €.
Gefördert wurde der Beitrag zu den Erlösen durch:
| ― | eine Zunahme der externen Verkäufe im LNG-Geschäft von 19 TWh mit Mengen von 79 TWh für das Jahr, das sind 87 Verschiffungen, von denen 67 nach Asien gingen (2012: 60 TWh bei 66 Verschiffungen, von denen 39 nach Asien gingen) und die Auswirkung höherer Gasverkaufspreise in Europa und von Arbitragegeschäften in Asien und Europa Anfang 2013; |
| ― | einen höheren Beitrag durch die Kohlenwasserstoffproduktion aus der Explorations- und Fördertätigkeit (45,4 Mboe per Ende Dezember 2013 gegenüber 43,6 Mboe für Ende Dezember 20121 ), wenngleich das wegen einer ungünstigen Entwicklung bei den Öl-Gas-Gemischen ohne Auswirkungen auf die Erlöse blieb. |
Das EBITDA für die Unternehmenssparte Global Gas & LNG belief sich per 31. Dezember 2013 auf Basis der Berichterstattung auf 2.124 Mio. €, verglichen mit 2.377 Mio. € per Ende Dezember 2012 ist das ein Minus von 253 Mio. € bzw. von 10,6%. Hauptsächlich wegen des Produktionsrückgangs im Explorations- und Fördergeschäft vor allem wegen der Ausfallzeiten der Felder Sn0vhit und Njord in der ersten bzw. zweite Hälfte 2013 sank es auf organischer Basis um188 Mio. €.
Das kurzfristige Betriebsergebnis erreichte für das Jahr 940 Mio. €, das ist auf Basis der Berichterstattung ein Minus von 16% bzw. 179 Mio. €, was den geringeren geplanten Abschreibungsbelastungen als Folge des genannten Produktionsrückgangs in Verbindung mit der Aufwertung der Reserven-Bilanz (Book of Reserves) geschuldet ist.
1 Gesamtproduktion: 51,9 Mboe Ende Dezember 2013 gegenüber 54,9 Mboe per Ende Dezember 2012 (weniger gruppeninterne Verkäufe, denen mehr externe Verkäufe gegenüberstanden).
I.2.4 INFRASTRUCTURES
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 2.574 | 2.031 | +26,7% |
| Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte) | 6.792 | 6.216 | +9,3% |
| EBITDA | 3.370 | 3.049 | +10,5% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (1.299) | (1.239) | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (8) | (5) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 2.063 | 1.805 | +14,3% |
Der Gesamtertrag der Unternehmenssparte Infrastructures, einschließlich Dienstleistungen innerhalb der Gruppe, erreichte 2013 6.792 Mio. €, eine Zunahme von 9,3% gegenüber 2012. Triebfeder dafür war hauptsächlich ein Zuwachs bei den Tarifen für den Zugang zur Verteilungs- und Transportinfrastruktur in einem Umfeld, das durch weniger Verkäufe von Speicherkapazität in Frankreich und von kälterem Wetter als 2012 gekennzeichnet war.
Die Trends bei den Erlösen für das ganze Jahr 2013 verdeutlichen:
| ― | eine Steigerung bei den von GrDF verteilten Mengen, die auf ein Wetter zurückzuführen ist, das 2013 kälter als im Vorjahr war (plus 24,0 TWh); |
| ― | die jährliche Überprüfung der Tarife für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur (Erhöhung am 1. Juli 2012 um 8,0% und Erhöhung am 1. Juli 2013 um 4,1%); |
| ― | die jährliche Überprüfung der Tarife für den Zugang zur Fernleitungsinfrastruktur am 1. April 2012 (Erhöhung um 6%) und am 1. April 2013 (Erhöhung um 8,3%). |
In diesem witterungsbedingten und regulatorischen Kontext lag der Beitrag der Unternehmenssparte zu den Erlösen der Gruppe 2013 bei 2.574 Mio. €, im Jahresvergleich ist das eine Zunahme von 26,7%, aus der hervorgeht:
| ― | ein Wachstum von Transport-, Speicher- und Terminalleistungen für Dritte vor dem Hintergrund eines zunehmend deregulierten Marktes; |
| ― | mehr Gaskauf- und -verkaufsgeschäfte, um die Speicherleistung zu erhalten. |
Das EBITDA für die Unternehmenssparte Infrastructures betrug für die Periode 3.370 Mio. €, das ist verglichen mit 2012 ein Plus von 10,5%.
Alle Geschäftsfelder der Unternehmenssparte haben zu dem Wachstum beigetragen, eine Ausnahme bildet die unterirdische Erdgasspeicherung, die sich aufgrund niedrigerer Preise und geringerer Mengen nicht so entwickeln konnte.
Das kurzfristige Betriebsergebnis lag bei 2.063 Mio. € mit einem Plus von 14,3% und Belastungen für planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen, die stabil blieben.
I.2.5 ENERGY SERVICES
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 14.707 | 14.707 | -% |
| EBITDA | 1.068 | 1.018 | +5,0% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (317) | (317) | |
| Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen | (38) | (30) | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (9) | (11) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 705 | 660 | +6,8% |
Im Jahresvergleich blieben die Erträge der Unternehmenssparte Energy Services auf Basis der Berichterstattung mit 14.707 Mio. € stabil.
Auf organischer Basis sanken sie um 0,1% bzw. 15 Mio. € und verdeutlichen damit:
| ― | einen Rückgang bei den Dienstleistungen in Frankreich um 24 Mio. €, weil die Verträge über die mit Gas betriebene Kraft-Wärme-Kopplung auslaufen und Bauvorhaben langsamer vorankommen; |
| ― | einen Rückgang der Installationstätigkeiten in den Niederlanden um 26 Mio. €; |
| ― | einen Einbruch der Installations- und Dienstleistungen im Vereinigten Königreich, in der Schweiz, in Österreich und Spanien von 53 Mio. €, dort sind die Marktbedingungen noch immer sehr hart; |
| ― | geringere Engineering-Geschäfte (9 Mio. € weniger) wegen der Einschnitte bei den Investitionen im europäischen Energiesektor. |
Diesen Punkten standen zum Teil gegenüber:
| ― | für 31 Mio. € mehr Installationstätigkeit in Frankreich; |
| ― | ein Anstieg der Installationstätigkeit in Belgien (23 Mio. € mehr), wenn auch weniger als 2012; |
| ― | ein lebhaftes Installations- und Dienstleistungsgeschäft in Deutschland (31 Mio. € mehr); |
| ― | ein Anstieg von 9 Mio. € bei den Fernwärmeleitungsnetzen in Frankreich, vor allem wegen der positiven Rückwirkung von Preiserhöhungen und wegen der kalten Witterung in den ersten sechs Monaten des Jahres und trotz des Auslaufens der Verträge über die mit Gas betriebene Kraft-Wärme-Kopplung mit CPCU. |
Das EBITDA für Energy Services stieg auf Basis der Berichterstattung um 5,0% (50 Mio. €) auf 1.068 Mio. €.
Das organische Wachstum betrug 3,8% bzw. 39 Mio. €, und das trotz nachteiliger Entwicklungen:
| ― | das Auslaufen der Verträge über die mit Gas betriebene Kraft-Wärme-Kopplung in Frankreich (Negativwirkung von 60 Mio. €); |
| ― | geringere Margen, vor allem in den Engineering- und den lokalen und regionalen Installationsmärkten in Frankreich und Belgien; |
| ― | negative Auswirkungen auf die Volumen, insbesondere bei den Installationsgeschäften in Spanien und den Niederlanden. |
Diese Punkte wurden mehr als ausgeglichen durch:
| ― | kühles Wetter in Frankreich im ersten Quartal 2013; |
| ― | Maßnahmen zur Kosteneinsparung - vor allem bei den Overheads - und Maßnahmen zur Steigerung der operativen Performance; |
| ― | die positiven Auswirkungen des französischen Steuerabzugs für die Förderung des Wettbewerbs und der Beschäftigung ("Crédit d'Impôt pour la Compétitivité et l'Emploi"); |
| ― | die positiven Auswirkungen der Inbetriebnahme neuer Fernwärmeleitungsnetze und -dienstleistungen in Frankreich. |
Das kurzfristige Betriebsergebnis erreichte 705 Mio. € gegenüber 660 Mio. € 2012 und spiegelt das EBITDA-Wachstum für die Unternehmenssparte wider. Die Nettozugänge bei der planmäßigen Abschreibung, Amortisation und den Rückstellungen blieben im Jahresvergleich stabil.
I.2.6 SONSTIGE
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| EBITDA | (430) | (328) | -31,2% |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (76) | (199) | |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (48) | (54) | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS/(VERLUST) | (554) | (581) | +4,6% |
Das EBITDA der Unternehmenssparte Sonstige ergab ein Minus von 430 Mio. € und befand sich auf dem Stand von 2012, was weitgehend der Beilegung eines Rechtsstreits geschuldet war.
Doch das kurzfristige Betriebsergebnis war 2013 wegen der Auflösung einer Rückstellung im Zusammenhang mit dem gleichen Rechtsstreit etwa so hoch wie 2012.
I.3. ANDERE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Kurzfristiges Betriebsergebnis | 7.241 | 8.399 | |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (225) | 105 | |
| Wertminderungsaufwand | (14.947) | (2.387) | |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (288) | (263) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (41) | 110 | |
| Sonstige Einmaleffekte | 536 | 161 | |
| Erträge/(Verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit | (7.724) | 6.124 | (13.848) |
| Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) | (1.754) | (2.341) | 586 |
| Ertragssteueraufwand | (620) | (1.884) | 1.264 |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 513 | 480 | 33 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (9.585) | 2.380 | (11.965) |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen | 152 | 836 | (684) |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) beim Konzernanteil | (9.737) | 1.544 | (11.281) |
Der Ertrag/(Verlust) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit lag bei -7.724 Mio. € und damit vor allem wegen des Einbruchs beim kurzfristigen Betriebsergebnis und der Auswirkung von Wertminderungsaufwendungen bei Geschäfts- oder Firmenwert, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten beim Stand von Ende 2012.
Per 31. Dezember 2013 erfasste die Gruppe Wertminderungsaufwendungen für den Geschäfts- oder Firmenwert von 5.775 Mio. € und für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte von 9.103 Mio. €, die sich hauptsächlich auf die Unternehmenssparten Energy Europe und Infrastructures beziehen.
Der bei der Unternehmenssparte Energy Europe erfasste Wertminderungsaufwand lässt sich wie folgt analysieren:
| ― | 4.438 Mio. € betreffen den Geschäfts- oder Firmenwert (und bestehen im Wesentlichen aus 3.862 Mio. € für die CGU Central Western Europe (CWE), 252 Mio. € für die CGU Südeuropa und 264 Mio. € für die CGU Osteuropa); |
| ― | 5.670 Mio. € betreffen Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (die im Wesentlichen aus 3.765 Mio. € für thermische Kraftwerke in Deutschland, den Niederlanden, Belgien, Luxemburg und Frankreich (CWE) und 1.013 Mio. € für Kraftwerksanlagen in Italien bestehen), der fehlende Betrag betrifft die anderen thermischen Kraftwerke in Europa. |
Diese Wertminderungsaufwendungen sind vor allem der schwierigen Wirtschaftslage in Europa zuzuschreiben, die unsere Midstream- und Downstream-Margen und die Rentabilität unserer Kraftwerke dauerhaft beeinträchtigt. Waren diese Anlagen ursprünglich dafür gebaut, zumindest im Mittellastbereich zu arbeiten, dienen sie heute im Stromversorgungssystem zunehmend als Reserve.
Die Wertminderungsaufwendungen für die Unternehmenssparte Infrastructures betreffen die Geschäfte mit den unterirdischen Erdgasspeichern in Höhe von 1.250 Mio. € und beziehen sich auf den Geschäfts- oder Firmenwert und Speicheranlagen in Frankreich, Deutschland und im Vereinigten Königreich in Höhe von 1.896 Mio. €.
Diese Wertminderungsaufwendungen spiegeln die dauerhafte Rentabilitätsminderung der Speicherstätten am europäischen Markt wider, die vor allem der geringeren Preishöhe saisonaler Spreads geschuldet ist.
Mit dem Erfassen dieser Wertminderungsaufwendungen trägt GDF SUEZ dem deutlichen Umschwung im europäischen Energiesektor Rechnung, bei dem ganze Kategorien von Anlagen in Richtung einer neuen Nutzung gehen, durch die die Strom- und Gasversorgung gewährleistet wird.
Per 31. Dezember 2012 hatte die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 2.387 Mio. € erfasst, die sich hauptsächlich auf Vermögenswerte in den Büchern von GDF SUEZ Energy Europe und GDF SUEZ Energy International beziehen.
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:
| ― | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Commodity-Instrumenten mit einer Negativwirkung von 225 Mio. € auf den Ertrag der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (denn sie spiegelten die Auswirkung von Geschäften wider, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllten) gegenüber einer positiven Wirkung in Höhe von 105 Mio. € per 31. Dezember 2012. Das war vor allem einem negativen Preiseffekt durch Änderungen bei den Forward-Preisen für Commodities als Underlying während der Periode geschuldet, dazu kam die Negativwirkung von aufgelösten Posten mit einem positiven Marktwert per 31. Dezember 2012; |
| ― | Restrukturierungskosten von 288 Mio. € gegenüber 263 Mio. € im Vorjahr; |
| ― | "Änderungen des Konsolidierungskreises" (Gewinne und Verluste aus der Veräußerung von konsolidierten Eigenkapitalanteilen oder aus der Neubewertung von vorher gehaltenen Beteiligungen nach IFRS 3), die zu einem Minus von 41 Mio. € per 31. Dezember 2013 führten, verglichen mit 110 Mio. € am 31. Dezember 2012. |
| ― | "Sonstige Einmaleffekte" mit einem Plus von 536 Mio. € (hauptsächlich durch Auflösen einer Rückstellung für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs in Belgien) gegenüber 161 Mio. € für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr (die im Wesentlichen einem Ertrag aus der Herabsetzung einer Strafe im Zusammenhang mit dem "MEGAL"-Verfahren entsprechen). |
Die Gruppe berichtete Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) von 1.754 Mio. € für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr gegenüber Aufwendungen von 2.341 Mio. € per 31. Dezember 2012. Diese Verbesserung war im Wesentlichen das Ergebnis einer positiven Auswirkung der Zinsen auf die Nettoverschuldung und die Aufholungswirkung einer positiven Marktbewertung Ende 2013, einer Marktbewertung, die Ende 2012 deutlich negativ war (vor allem infolge der Wertsteigerung des in die US-Wandelanleihen von International Power eingebetteten Derivats, das den Aktienpreisbewegungen im Nachgang zu dem Angebot der Gruppe folgte, die restlichen 30% seines Stammkapitals zu kaufen.)
Der wiederkehrende Effektivsteuersatz lag 1,4 Punkte höher als 2012, hauptsächlich im Ergebnis:
| ― | des gekappten latenten Nettosteueranspruchs für bestimmte steuerliche Organkreise in Europa 2013; |
| ― | von 3% Steuern auf Dividendenzahlungen durch französische Unternehmen; |
| ― | dem stand das Erfassen eines einmaligen latenten Steuerertrags in der ersten Hälfte 2012 gegenüber, einschließlich 90 Mio. € aus dem australischen Kraftwerksgeschäft infolge von Änderungen in der Steuergesetzgebung. |
Der Ertrag aus assoziierten Unternehmen lag 33 Mio. € höher als per 31. Dezember 2012.
Der Nettoertrag aus nicht beherrschenden Beteiligungen betrug 152 Mio. € und ist damit geringer als im Jahr zuvor, und zwar im Ergebnis des Erwerbs einer 30%igen nicht beherrschenden Beteiligung an International Power und der Auswirkung von Wertminderungsaufwendungen.
I.4. ÄNDERUNGEN DER NETTOVERSCHULDUNG
Die Nettoverschuldung, die Ende Dezember 2013 bei 29,8 Mrd. € lag, war 6,8 Mrd. € niedriger als im Jahr zuvor und ist vor allem Ausdruck folgender Punkte: (i) Mittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf in Höhe von 13,3 Mrd. €, abzüglich Bruttoinvestitionen für die Periode von 7,5 Mrd. €; (ii) Dividenden von 3,5 Mrd. € an die Aktionäre von GDF SUEZ SA; (iii) Mittelzufluss aus der Ausgabe von Hybridanleihen durch GDF SUEZ Anfang Juli 2013 (1,7 Mrd. €); (iv) Wirkung von Veräußerungen im Rahmen der Asset-Portfolio-Optimierung, einschließlich Verkauf von SPP (Slovakia) und 50% der portugiesischen Energiegeschäfte und (v) die Einstufung bestimmter französischer Windparks und des Konzernanteils am Staudamm Jirau als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte.
Die Änderungen der Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:
Proforma, in Millionen Euro
(1) Die Differenz zwischen der Schuld von 43.914 Mio. € auf Basis der Berichterstattung und der Proforma-Schuld von 36.646 Mio. € entspricht der Auswirkung der geänderten Konsolidierungsmethode für SUEZ Environnement
Die Kennzahl Nettoschuld zu EBITDA betrug per 31. Dezember 2013 2,22. Die Kennzahl wurde wie folgt berechnet:
| Proforma, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Nettoschuld | 29.840 | 36.646 |
| EBITDA | 13.419 | 14.600 |
| Kennzahl Nettoschuld/EBITDA | 2,22 | 2,51 |
I.4.1 Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf
Der Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf in Höhe von 13.307 Mio. € für das am 31. Dezember 2013 abgeschlossene Jahr war 1.283 Mio. € niedriger als 2012 (14.590 Mio. €).
Dieser Rückgang entspricht der EBITDA-Performance.
I.4.2 Änderung des Working-Capital-Bedarfs
Der Working-Capital-Bedarf (53 Mio. €) wirkte sich nur marginal auf die Nettoschuld aus.
I.4.3 Nettoinvestitionen
Die Investitionen machten 2013 7.508 Mio. € aus und umfassten:
| ― | Finanzinvestitionen von 572 Mio. € hauptsächlich im Zusammenhang mit den Erwerben der Unternehmenssparte Energy Services (vor allem Balfour Beatty Workplace); |
| ― | Erschließungsinvestitionen in Höhe von 4.358 Mio. €. Der größte Teil der Mittel wurde von der Unternehmenssparte Energy International in Brasilien und von Exploration -Production (in die Unternehmenssparte B3G) investiert. |
| ― | Instandhaltungsinvestitionen in Höhe von 2.578 Mio. €. |
Die Veräußerungen beliefen sich auf 2.410 Mio. € und bezogen sich mit 1.115 Mio. € hauptsächlich auf SPP (Slowakei) (Veräußerungspreis abzüglich Aufwendungen und eines ausstehenden Restbetrags, der 2015 zu zahlen ist) und auf 50% der portugiesischen Energiegeschäfte, die für 321 Mio. €, abzüglich Aufwendungen, verkauft wurden.
Nach Unternehmenssparten gliedern sich die Investitionsausgaben wie folgt:
Proforma, in Millionen Euro
1.4.4 Aktienrückkauf und Dividenden
Aktienrückkauf und Dividenden machten 2013 4.351 Mio. € aus und umfassten:
| ― | 3.539 Mio. €, die GDF SUEZ SA an ihre Aktionäre zahlte und die sich aus (i) dem offenen Restbetrag der Dividende von 2012 (d. h. 0,67 € je Aktie), gezahlt im April 2013, und (ii) einer Zwischendividende für 2013 (d. h. 0,83 € je Aktie), gezahlt im November 2013, zusammensetzten; |
| ― | die Restbeträge sind Dividenden, die verschiedene Tochtergesellschaften an nicht beherrschende Beteiligungen gezahlt haben, Quellensteuer und Aktienrückkäufe. |
1.4.5 Emission von Hybridanleihen
Am 3. Juli 2013 emittierte GDF SUEZ SA tief nachrangige, ewig laufende Anleihen (Hybridanleihen) für 1.657 Mio. €, die die IFRS-Definition für Equity-Instrumente erfüllen.
1.4.6 Nettoverschuldung per 31. Dezember 2013
Schließt man die fortgeführten Anschaffungskosten aus, aber die Auswirkung von Fremdwährungsderivaten ein, waren per 31. Dezember 2013 67% der Nettoverschuldung in Euro, 15% in US-Dollar und 5% in Pfund Sterling denominiert.
Die Auswirkung von Finanzinstrumenten eingeschlossen, sind 81% der Nettoverschuldung festverzinslich.
Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoverschuldung der Gruppe liegt bei 9,4 Jahren.
Per 31. Dezember 2013 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien (die unter anderem zur Deckung von Commercial-Paper-Programmen verwendet werden können) von 13,5 Mrd. €.
I.5. SONSTIGE POSTEN DER BILANZ
| auf Basis der Berichterstattung, in Millionen Euro |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | Auswirkung der Equity-Bilanzierung von SUEZ Environnement | Nettoveränderung |
|---|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | 106.775 | 145.109 | (16.469) | (21.865) |
| davon Geschäfts- oder Firmenwert | 20.697 | 30.035 | (3.220) | (6.118) |
| davon immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen zu Buchwerten | 72.323 | 99.617 | (12.468) | (14.827) |
| davon Investitionen in assoziierte Unternehmen | 4.636 | 2.961 | 1.400 | 274 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 52.836 | 60.339 | (7.819) | 316 |
| Aktienkapital | 53.490 | 71.303 | (4.676) | (13.136) |
| Rückstellungen | 16.179 | 17.551 | (1.832) | 461 |
| Fremdkapital | 39.914 | 57.209 | (10.113) | (7.182) |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 50.027 | 59.385 | (7.666) | (1.691) |
Die nachstehenden Kommentare beziehen sich auf die Spalte "Nettoveränderung" in der Tabelle oben. Die Auswirkungen der Bilanzierung von SUEZ Environnement nach der Equity-Methode sind in Abschnitt 1.7 dieses Berichts dargestellt.
Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten machte 72,3 Mrd. € aus, verglichen mit dem 31. Dezember 2012 ist das ein Rückgang um 14,8 Mrd. €. Diese Reduzierung war hauptsächlich die Folge von Wertminderungsaufwendungen (Negativwirkung von 9,1 Mrd. €), planmäßiger Abschreibung und Amortisation (Negativwirkung von 5,9 Mrd. €), Währungsumrechnungsdifferenzen (Negativwirkung von 3,1 Mrd. €) und des Negativbetrags von 3,3 Mrd. € durch die Umstufung bestimmter Vermögenswerte als zur Veräußerung gehalten, wobei dem teilweise die positive Auswirkung von Investitionen für die Periode von 7,2 Mrd. € gegenüberstanden.
Der Geschäfts- oder Firmenwert sank um 6,1 Mrd. € auf 20,7 Mrd. € und enthielt 5,8 Mrd. € Wertminderungsaufwendungen, die über die Periode erfasst wurden.
Die Investitionen in assoziierte Unternehmen betrugen 4,6 Mrd. €, das ist eine Zunahme von 0,3 Mrd. €, die hauptsächlich auf Energy International (SAMEA) zurückgeht.
Das Gesamteigenkapital betrug 53,5 Mrd. €, das ist ein Minus von 13,1 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2012, das im Wesentlichen den Nettoverlust für die Periode (ein Minus von 8,9 Mrd. €) und die Auszahlung der Dividenden an Aktionäre von GDF SUEZ SA in bar (Negativwirkung von 3,5 Mrd. €) widerspiegelt.
Aufgrund der kombinierten Auswirkung von Nettozugängen für die Periode, des Unwinding von Abzinsungen bei bestimmten Rückstellungen (positive Auswirkung von 0,6 Mrd. €) und der Auflösung frei gewordener Rückstellungen (negative Auswirkung von 0,6 Mrd. €) stiegen die Rückstellungen um 0,5 Mrd. €.
I.6. ÜBERLEITUNGSRECHNUNG DES ERTRAGS AUF BASIS DER BERICHTERSTATTUNG ZUM PROFORMA-ERTRAG
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 (konsolidiert) | 31. Dez. 2012 (konsolidiert) | Änderung - SUEZ Environnement1 | Änderung -Proforma2 | Änderung -Proforma (%)3 |
|---|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 89.300 | 97.038 | (7.055) | (682) | -0,8% |
| EBITDA | 14.775 | 17.026 | (1.069) | (1.181) | -8,1% |
| Kurzfristiges Betriebsergebnis | 7.828 | 9.520 | (534) | (1.158) | -13,8% |
| Erträge/(Verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit | (6.695) | 7.133 | 20 | (13.848) | -226,1% |
| Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) | (1.977) | (2.775) | 211 | 586 | -25,1% |
| Ertragssteueraufwand | (727) | (2.049) | 58 | 1.264 | -67,1% |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 490 | 433 | 24 | 33 | +6,9% |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-VERLUST) | (8.909) | 2.743 | 313 | (11.965) | -502,8% |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen | 380 | 1.199 | (136) | (684) | -81,8% |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) beim Konzernanteil | (9.289) | 1.544 | 448 | (11.281) | -730,8% |
(1) Die Zahlen in dieser Spalte entstanden aus der Differenz zwischen den Spalten der Überleitungsrechnung "Ausschluss des Beitrags von SUEZ Environnement zur Gruppe und Darstellung als assoziiertes Unternehmen" und "Innerhalb der Gruppe und sonstige" in der Gewinn- und Verlustrechnung 2013 und 2012 (vgl. Abschnitt I.7).
(2) Die Proforma-Änderungen entstehen aus der Differenz der Gewinn- und Verlustrechnungen 2013 und 2012, angepasst um die Auswirkung der Änderung bei SUEZ Environnement.
(3) Die Änderungen der Proforma-Prozentangaben entstehen aus dem konsolidierten Gesamtbetrag für 2012, angepasst aufgrund der Änderung bei SUEZ Environnement 2012 (vgl. Abschnitt I.7).
Die konsolidierten Erträge für das Jahr beliefen sich auf 89,3 Mrd. €. Die Differenz zwischen dieser Zahl und den Erträgen für 2012 bezieht sich im Wesentlichen auf den Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement. Die restliche Proforma-Änderung (Minus von 0,8%) wird in Abschnitt I.1. dieses Berichts erläutert.
Die negativen Änderungen bei der Gegenüberstellung der konsolidierten und der Proforma-Angaben beim EBITDA und dem kurzfristigen Betriebsergebnis von 2,2 Mrd. € bzw. 1,7 Mrd. € sind Folgendem zuzuschreiben:
| ― | dem Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement (hinsichtlich der Erträge); |
| ― | dem Proforma-Rückgang von 8,1% bzw. 13,8%, der in Abschnitt I.1 erläutert wird. |
Die Auswirkung des Verlusts der Beherrschung von SUEZ Environnement auf den "Ertrag/(Verlust) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit", den "Ertragssteueraufwand" und den "Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen" ist nicht wesentlich.
Änderungen bei anderen Posten der Proforma-Gewinn- und -Verlustrechnung werden in Abschnitt I.3 dargelegt.
I.7. PROFORMA-JAHRESABSCHLUSS MIT DEM KONZERNUNTERNEHMEN SUEZ ENVIRONNEMENT ALS ASSOZIIERTEM UNTERNEHMEN
Die Gruppe gab am 5. Dezember 2012 im Einvernehmen mit den anderen Mitgliedern ihre Absicht bekannt, die Aktionärsvereinbarung, die bei der SUEZ Environnement Company besteht und im Juli 2013 ausläuft, nicht zu verlängern.
Gemäß dieser Ankündigung und in Anbetracht der jeweiligen Kündigungen, die von den betroffenen Parteien eingegangen sind, bestätigte der Verwaltungsrat am 22. Januar 2013, dass die Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement nicht erneuert würde und daher für alle betroffenen Parteien am 22. Juli 2013 endet.
Infolge der Beendigung der Aktionärsvereinbarung übte GDF SUEZ mit dem 22. Juli 2013 nicht länger die Beherrschung der SUEZ Environnement Company aus, die ab diesem Tag nach der Equity-Methode bilanziert wird (vgl. Anhang 2.1).
Nach IAS 27 - Konzern- und Einzelabschlüsse - wird die verbliebene Beteiligung an der SUEZ Environnement Company an den Tag zum beizulegenden Zeitwert erfasst, an dem die Beherrschung aufgegeben wurde.
Ausgehend von einem Aktienpreis der SUEZ Environnement Company von 10,26 € am 22. Juli 2013 betrug der Buchwert dieses assoziierten Unternehmens 1.868 Mio. €, und der Nettogewinn 448 Mio. € (dargestellt unter "Änderungen des Konsolidierungskreises" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr) (vgl. Anhang 2.1).
Die Kaufpreisallokation für die Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden der SUEZ Environnement Company war am 31. Dezember 2013 nahezu abgeschlossen, doch können bis 30. Juni 2014 noch geringfügige Anpassungen erforderlich werden.
Die Gruppe hat in den folgenden Tabellen zu Informationszwecken einen Proforma-Abschluss erstellt, der die SUEZ Environnement Company ab 1. Januar 2012 als assoziiertes Unternehmen zeigt, ohne den Gewinn aus der Neubewertung.
Definitionsgemäß ähnelt die Proforma-Bilanz per 31. Dezember 2013 dem veröffentlichten Konzernabschluss wie in Abschnitt II.
Gewinn- und Verlustrechnung für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | Ausschluss des Beitrags von SUEZ Environnement und Darstellung als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen | Innerhalb der Gruppe und sonstige | Pro forma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen |
|---|---|---|---|---|
| Erträge | 89.300 | (8.031) | 9 | 81.278 |
| Käufe | (51.216) | 1.698 | (4) | (49.523) |
| Personalkosten | (11.704) | 2.107 | - | (9.597) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (6.600) | 548 | - | (6.053) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (14.058) | 3.251 | (14) | (10.820) |
| Sonstige betriebliche Erträge | 2.107 | (160) | 10 | 1.956 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.828 | (588) | - | 7.241 |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (226) | 1 | - | (225) |
| Wertminderungsaufwand | (14.943) | (4) | - | (14.947) |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (305) | 17 | - | (288) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises(1) | 406 | 2 | (448) | (41) |
| Sonstige Einmaleffekte | 545 | (10) | - | 536 |
| ERTRÄGE/(VERLUSTE) AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | (6.695) | (581) | (448) | (7.724) |
| Finanzaufwand | (2.487) | 273 | (3) | (2.217) |
| Finanzertrag | 510 | (50) | 3 | 463 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (1.977) | 223 | - | (1.754) |
| Ertragssteueraufwand | (727) | 107 | - | (620) |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 490 | 23 | - | 513 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | (228) | (448) | (9.585) |
| Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | (9.289) | - | (448) | (9.737) |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 380 | (227) | - | 152 |
| EBITDA | 14.775 | (1.356) | - | 13.419 |
(1) Die Auswirkung in Höhe von 448 Mio. € spiegelt den Nettogewinn wider, der im Konzernabschluss verbucht war, als SUEZ Environnement erstmalig nach der Equity-Methode bilanziert wurde. Anmerkung: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen in den Zeilen und Spalten führen, die die Summen ausweisen.
Kapitalflussrechnung für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | Ausschluss des Beitrags von SUEZ Environnement und Darstellung als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen | Innerhalb der Gruppe und sonstige | Pro forma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen |
|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | (227) | (448) | (9.585) |
| - Anteil am Jahresüberschuss aus assoziierten Unternehmen | (490) | (23) | - | (513) |
| + Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden | 280 | 99 | - | 379 |
| - planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen, netto | 20.889 | (516) | - | 20.373 |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte | (481) | 8 | 448 | (25) |
| - Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 226 | (1) | - | 225 |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 93 | (14) | - | 79 |
| - Aufwendungen für Ertragssteuern | 727 | (107) | - | 620 |
| - Finanzaufwendungen, netto | 1.977 | (223) | - | 1.754 |
| Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 14.313 | (1.006) | - | 13.307 |
| + Gezahlte Steuern | (2.103) | 101 | - | (2.002) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | (186) | 238 | - | 53 |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 12.024 | (667) | - | 11.357 |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (7.529) | 594 | - | (6.936) |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (363) | 13 | - | (350) |
| Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures | (166) | 4 | (1) | (162) |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | (143) | 14 | - | (128) |
| Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 280 | (24) | - | 256 |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 496 | (21) | 1 | 477 |
| Veräußerungen von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures | 1.441 | (7) | - | 1.434 |
| Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 174 | (1) | - | 173 |
| Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 67 | 3 | 3 | 73 |
| Dividenden aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten | 137 | (18) | - | 120 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen | (6) | 41 | 143 | 178 |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (5.611) | 599 | 147 | (4.865) |
| Gezahlte Dividende | (4.694) | 348 | - | (4.346) |
| Rückzahlung von Finanzschulden | (5.869) | 519 | - | (5.350) |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | (437) | 28 | - | (408) |
| Gezahlte Zinsen | (1.494) | 230 | (3) | (1.267) |
| Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 117 | (25) | - | 92 |
| Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Kompensationszahlungen aus Derivaten | (184) | (10) | - | (195) |
| Erhöhung von Finanzschulden | 3.617 | (959) | (142) | 2.517 |
| Kapitalerhöhung/-senkung | 2.037 | (2) | - | 2.035 |
| Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile | (5) | - | - | (5) |
| Änderungen des Anteilsbesitzes an beherrschten Unternehmen | (71) | 12 | - | (59) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZTÄTIGKEIT | (6.982) | 141 | (145) | (6.986) |
| Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (2.123) | 2.160 | (2) | 35 |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (2.691) | 2.233 | - | (458) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 11.383 | (2.233) | 9.150 | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.691 | - | - | 8.691 |
Anmerkung: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen in den Zeilen und Spalten führen, die die Summen ausweisen.
Gewinn- und Verlustrechnung für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr
| in Millionen Euro | 31. Dez. 20121 | Ausschluss des Beitrags von SUEZ Environnement und Darstellung als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen | Innerhalb der Gruppe und sonstige | Pro forma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen |
|---|---|---|---|---|
| Erträge | 97.038 | (15.093) | 15 | 81.960 |
| Käufe | (52.177) | 3.481 | (9) | (48.704) |
| Personalkosten | (13.234) | 3.767 | - | (9.467) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (7.113) | 1.036 | - | (6.077) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (17.188) | 5.925 | (24) | (11.288) |
| Sonstige betriebliche Erträge | 2.194 | (238) | 18 | 1.974 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 9.520 | (1.121) | - | 8.399 |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 109 | (4) | - | 105 |
| Wertminderungsaufwand | (2.474) | 87 | - | (2.387) |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (342) | 78 | - | (263) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 155 | (45) | - | 110 |
| Sonstige Einmaleffekte | 165 | (4) | - | 161 |
| ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 7.133 | (1.009) | - | 6.124 |
| Finanzaufwand | (3.433) | 526 | (7) | (2.914) |
| Finanzertrag | 658 | (92) | 7 | 573 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (2.775) | 434 | - | (2.341) |
| Ertragssteueraufwand | (2.049) | 165 | - | (1.884) |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 433 | 47 | - | 480 |
| JAHRESÜBERSCHUSS | 2.743 | (363) | - | 2.380 |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss | 1.544 | - | - | 1.544 |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 1.199 | (364) | - | 836 |
| EBITDA | 17.026 | (2.426) | - | 14.600 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden neu berechnet, um die rückwirkende Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung wiederzugeben (vgl. Anhang 1.1.1).
Anmerkung: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen in den Zeilen und Spalten führen, die die Summen ausweisen.
Kapitalflussrechnung für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr
| in Millionen Euro | 31. Dez. 20121 | Ausschluss des Beitrags von SUEZ Environnement und Darstellung als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen | Innerhalb der Gruppe und sonstige | Pro forma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen |
|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS | 2.743 | (363) | - | 2.380 |
| - Anteil am Jahresüberschuss aus assoziierten Unternehmen | (433) | (47) | - | (480) |
| + Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden | 315 | 79 | - | 394 |
| - planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen, netto | 9.246 | (1.121) | - | 8.125 |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte | (87) | 50 | - | (37) |
| - Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (109) | 4 | - | (105) |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 114 | (24) | - | 90 |
| - Ertragssteueraufwand | 2.049 | (165) | - | 1.884 |
| - Finanzaufwendungen, netto | 2.775 | (434) | - | 2.341 |
| Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 16.612 | (2.022) | - | 14.591 |
| + Gezahlte Steuern | (2.010) | 113 | - | (1.898) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | (995) | (330) | - | (1.325) |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 13.607 | (2.239) | - | 11.368 |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (9.177) | 1.222 | - | (7.955) |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (103) | 5 | - | (98) |
| Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures | (306) | 65 | - | (241) |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | (142) | 21 | - | (121) |
| Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 185 | (35) | - | 151 |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 537 | (74) | - | 462 |
| Veräußerungen von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures | 300 | (3) | - | 297 |
| Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 93 | (32) | - | 61 |
| Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 54 | (1) | 7 | 60 |
| Dividenden aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten | 129 | (19) | - | 110 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und Sonstigen | (21) | 147 | 6 | 132 |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (8.451) | 1.296 | 13 | (7.142) |
| Gezahlte Dividende | (2.117) | 483 | - | (1.634) |
| Rückzahlung von Finanzschulden | (7.558) | 1.485 | - | (6.073) |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | 2.473 | 9 | - | 2.482 |
| Gezahlte Zinsen | (1.915) | 417 | (7) | (1.504) |
| Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 185 | (45) | - | 139 |
| Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Kompensationszahlungen aus Derivaten | (721) | 68 | - | (653) |
| Erhöhung von Finanzschulden | 11.587 | (1.146) | (6) | 10.435 |
| Kapitalerhöhung/-senkung | 229 | - | - | 229 |
| Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile | (358) | - | - | (358) |
| Änderungen des Anteilsbesitzes an beherrschten Unternehmen | (10.125) | (21) | - | (10.147) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZTÄTIGKEIT | (8.321) | 1.250 | (13) | (7.085) |
| Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (126) | (2.541) | - | (2.667) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (3.293) | (2.233) | - | (5.526) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 14.675 | - | - | 14.675 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 11.383 | (2.233) | - | 9.150 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden neu berechnet, um die rückwirkende Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung wiederzugeben (vgl. Anhang 1.1.1).
Anmerkung: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen in den Zeilen und Spalten führen, die die Summen ausweisen.
I.8. JAHRESABSCHLUSS DER MUTTERGESELLSCHAFT
Die nachstehend genannten Zahlen beziehen sich auf den Jahresabschluss der GDF SUEZ SA, erstellt nach dem French GAAP und den dafür geltenden Bestimmungen.
Die Erträge der GDF SUEZ SA beliefen sich 2013 auf 28.608 Mio. €, das ist ein Plus von 2,5% gegenüber 2012, vor allem dank günstigerer Witterungsverhältnisse.
Das Unternehmen gab einen Jahresfehlbetrag von 676 Mio. € gegenüber einem Jahresfehlbetrag von 267 Mio. € für 2012 bekannt, der hauptsächlich die Nettozugänge zu Rückstellungen für bestimmte verlustreiche Verträge widerspiegelt.
Das Unternehmen berichtete einen Nettofinanzertrag von 1.054 Mio. € gegenüber 749 Mio. € im Vorjahr. Dazu gehören vor allem Dividenden aus den Tochterunternehmen in Höhe von 1.778 Mio. € gegenüber 1.734 Mio. € 2012, die Fremdkapitalkosten, die mit 843 Mio. € stabil blieben, und Auflösungen von Rückstellungen für das Zinsrisiko von 167 Mio. € infolge der Marktbewertung von Derivaten, die nicht die Voraussetzungen für Hedge-Accounting erfüllen.
Die Einmaleffekte beinhalteten einmalige Aufwendungen in Höhe von 483 Mio. €, dazu gehören hauptsächlich Wertminderungsaufwendungen bei Wertpapieren, abzüglich der Aufholungen (Aufwand von 254 Mio. €), Vorfälligkeitsentschädigungen für Anleihen (Aufwand 165 Mio. €) und Forderungsverzichte (Aufwand 60 Mio. €), denen teilweise Nettowertaufholungen einer beschleunigten Abschreibung und Amortisation (Ertrag von 112 Mio. €) gegenüberstehen.
Die Ertragssteuer beträgt 768 Mio. € gegenüber 542 Mio. € Ende 2012. Diese beiden Beträge beinhalten das Ergebnis einer Steuerintegration von 441 Mio. € und 381 Mio. € für 2013 bzw. 2012.
Der Jahresüberschuss erreichte 663 Mio. €.
Das Aktienkapital belief sich Ende 2013 auf 43.984 Mio. €, verglichen mit 46.976 Mio. € per 31. Dezember 2012, hier machten sich die ausgezahlten Dividenden bemerkbar, die teilweise vom Periodenergebnis aufgefangen wurden.
Am 31. Dezember 2013 belief sich die Nettoverschuldung (einschließlich unkündbarer und stimmrechtsloser Wertpapiere) auf 27.453 Mio. €. Am gleichen Stichtag betrugen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 6.320 Mio. €.
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 zu zeigen, 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. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Extern | Innerhalb des Konzerns | Summe | Extern | Innerhalb des Konzerns | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Überfällig | 114 | 142 | 256 | 2 | 43 | 45 |
| 30 Tage | 40 | 614 | 654 | 476 | 27 | 503 |
| 45 Tage | 6 | 15 | 21 | 17 | 8 | 25 |
| Mehr als 45 Tage | - | 17 | 17 | 3 | - | 3 |
| SUMME | 160 | 788 | 948 | 498 | 78 | 576 |
I.9. AUSBLICK
Mehr Tempo für die Industriestrategie der Gruppe
GDF SUEZ will die Umsetzung seiner Industriestrategie weiter verfolgen und beschleunigen und hat dabei zwei klare Ziele:
―
der Benchmark-Energie-Player in schnell wachsenden Märkten zu sein:
| ― | bei den starken Positionen in der unabhängigen Stromerzeugung und bei LNG anzusetzen und diese Positionen weiter zu festigen; |
| ― | durch integrierte Positionen entlang der Gaswertschöpfungskette, einschließlich Infrastruktureinrichtungen; |
| ― | durch das Ausbauen von Energiedienstleistungen auf internationaler Ebene |
und
―
bei der Energiewende in Europa führend zu sein:
| ― | bei den erneuerbaren Energien, Heizung und Strom, zentral und als Verteiler; |
| ― | indem es seinen Kunden Dienstleistungen hinsichtlich der Energieeffizienz anbietet; |
| ― | durch den Aufbau neuer Geschäftsfelder (Biogas, Smart Energy und Digitalisierung usw.). |
GDF SUEZ verfolgt in allen seinen Geschäftsbereichen ehrgeizige Ziele für die Industrie:
| ― | Ende 2013 hatte die Gruppe Projekte in der Größenordnung von 15 GW1 im Bau oder in der weit fortgeschrittenen Erschließungsphase, davon 90% in wachstumsstarken Märkten. |
| ― | Bei Erdgas strebt die Gruppe bis 2016 eine Produktion von 59-63 Mio. Barrels Öl-Äquivalent (mboe) an im Vergleich zu 52 mboe für 2013, und bis 2020 will sie ihr LNG-Liefer-Portfolio von 16 Mio. t pro Jahr (mtpa) auf 20 mtpa ausbauen. |
| ― | Bei den Energiedienstleistungen verfolgt GDF SUEZ die ehrgeizigen Ziele, die Umsatzerlöse aus Energieeffizienz in der Zeit von 2013 bis 2018 um 40% zu steigern und den Absatz außerhalb Europas bis 2019 zu verdoppeln. |
Schließlich will GDF SUEZ als Schritt in die Zukunft die Innovation und Forschung intensivieren und sich in neuen Geschäftsfeldern positionieren (Biogas, LNG-Privatkundengeschäft, Bedarfsmanagement, Digitalisierung usw.). Dazu wurde als neues Unternehmen "Innovation and new business" gegründet, um die Innovation in der Gruppe zu fördern und neue Wachstumstreiber aufzuspüren.
Höhere Finanzzielstellungen für 2014
Für 2014 steigert die Gruppe ihre Finanzzielstellungen2 :
| ― | einen Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss3 zwischen 3,3 und 3,7 Mrd. € unter der Voraussetzung durchschnittlicher Witterungsverhältnisse und stabiler Regulierungsbedingungen. |
| ― | Netto-Capex4 von 6 bis 8 Mrd.€ |
| ― | eine Nettoschuld/EBITDA-Kennzahl von kleiner oder gleich 2,5x und ein "A"-Rating für Kredite. |
Da das Ziel, die Nettoschuld bis Ende 2014 unter 30 Mrd. € zu senken, bereits erreicht ist, hat die Gruppe beschlossen:
| ― | das Ziel von 11 Mrd. € für ihre Portfolio-Optimierung zu überprüfen, da 2013 bereits 5 Mrd. € erreicht wurden. |
| ― | dass Veräußerungen von Vermögenswerten nun dazu verwendet werden, ein Capex für zusätzliches Wachstum zu finanzieren. |
Höhere Ziele für den Performance-Plan Perform 2015
Angesichts des 2013 erreichten Fortschritts von Perform 2015 und der anhaltend flauen Wirtschaftslage hat GDF SUEZ beschlossen, die Umsetzung des Plans zu beschleunigen und 800 Mio. € auf seine kumulierten Bruttoziele für Ende 2015 draufzulegen. Die kumulierte Zielstellung für 2015 den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss betreffend wurde auf 0,9 Mrd. € erhöht.
Neue Dividendenpolitik
Auf der Hauptversammlung der Aktionäre am 28. April 2014 wird der Verwaltungsrat den Aktionären eine bar auszuzahlende stabile Dividende von 1,50 € je Aktie für das Geschäftsjahr 2013 vorschlagen.
Für die Periode 2014-2016 engagiert sich die Gruppe für eine Dividendenpolitik, die auf einem Auszahlungsanteil von 65-75%5 mit einem Minimum von 1 € je Aktie, bar auszahlbar, und mit einer Zwischenauszahlung basiert.
Auf der Hauptversammlung der Aktionäre am 28. April 2014 wird der Verwaltungsrat den Aktionären ebenfalls eine Loyalitätsdividende von 10% für Namensaktien vorschlagen, die länger als zwei Jahre eingetragen sind. Diese Maßnahme wird erstmalig bei der Dividendenauszahlung für das Geschäftsjahr 2016 angewandt, sie wird bei 0,5% des Stammkapitals je Inhaber gekappt.
1 (1) bei 100%.
2 Diese Ziele beruhen auf der Annahme durchschnittlicher Witterungsverhältnisse, keinen wesentlichen Änderungen des regulatorischen oder makroökonomischen Umfelds, Annahmen von Rohstoffpreisen gemäß den Marktbedingungen wie Ende Dezember 2013 für den nicht abgesicherten Anteil der Produktion und durchschnittlichen Wechselkursen für 2014 wie folgt: €/$1,38, €/BRL3,38.
3 Nettoergebnis. Ohne Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen, MtM, Wertminderungen, Veräußerung, sonstige Einmaleffekte und damit verbundene steuerliche Auswirkungen und die Atomenergie-Abgabe in Belgien.
4 Netto-Capex = Brutto-Capex - Veräußerungen (Auswirkung auf Zahlungsmittel und Nettoschuld)
5 auf der Grundlage des Konzernanteils am periodischen Jahresüberschuss
Höhere Ziele im sozialen Bereich und im Umweltschutz
GDF SUEZ liegt auch bei seinen zusätzlichen finanziellen Zielen bis 2015 gut im Rennen, denn das Weiterbildungsziel ist mit 69% der Mitarbeiter, die sich 2013 fortgebildet haben, bereits erreicht:
| ― | CO2 -spezifische Emissionen: für 2012 bis 2020 eine Reduzierung der Emission um 10%; |
| ― | erneuerbare Energie: eine Zunahme der installierten Kapazität gegenüber 2009 um 50% |
| ― | Gesundheitsschutz und Arbeitssicherheit: Erreichen einer Unfallhäufigkeitsrate von unter 4 |
| ― | Biodiversität: Umsetzen eines Aktionsplans für jeden sensiblen Standort in der Europäischen Union |
| ― | Diversität: 25% Frauenanteil in Führungspositionen |
| ― | jährliche Weiterbildung von mindestens zwei Dritteln der Beschäftigten der Gruppe |
| ― | Teilhabe der Mitarbeiter: 3% des Konzernkapitals wird von Beschäftigten der Gruppe gehalten |
Mit 74.000 Beschäftigten ist GDF SUEZ einer der größten Arbeitgeber Frankreichs. Weltweit ist GDF SUEZ in über 70 Ländern vertreten und hat fast 150.000 Mitarbeiter; in den Jahren 2014-2015 sollen 15.000 Beschäftigte pro Jahr weltweit eingestellt werden, davon 9.000 jährlich in Frankreich.
II Konzernabschluss
Gewinn- und Verlustrechnung
| in Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|---|
| Erträge | 4 | 89.300 | 97.038 |
| Käufe | (51.216) | (52.177) | |
| Personalkosten | 4 | (11.704) | (13.234) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | 4 | (6.600) | (7.113) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (14.058) | (17.188) | |
| Sonstige betriebliche Erträge | 2.107 | 2.194 | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.828 | 9.520 | |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (226) | 109 | |
| Wertminderungsaufwand | (14.943) | (2.474) | |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (305) | (342) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 406 | 155 | |
| Sonstige Einmaleffekte | 545 | 165 | |
| ERTRÄGE/(VERLUSTE) AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 5 | (6.695) | 7.133 |
| Finanzaufwand | (2.487) | (3.433) | |
| Finanzertrag | 510 | 658 | |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | 6 | (1.977) | (2.775) |
| Ertragssteueraufwand | 7 | (727) | (2.049) |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 13 | 490 | 433 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | 2.743 | |
| Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | (9.289) | 1.544 | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 380 | 1.199 | |
| UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | 9 | (3,94) | 0,68 |
| VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | 9 | (3,91) | 0,67 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
GESAMTERGEBNISRECHNUNG
| in Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2013 Eigentümer Mutterunternehmen | 31. Dez. 2013 Nicht-beherrschende Beteiligungen | 31. Dez. 20121 | 31. Dez. 2012 Eigentümer Mutterunternehmen |
|---|---|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | (9.289) | 380 | 2.743 | 1.544 | |
| Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 15 | (51) | (45) | (6) | 309 | 273 |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | 375 | 327 | 48 | (76) | (66) | |
| Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente) | 16 | 537 | 450 | 87 | (304) | (326) |
| Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse | 16 | (261) | (255) | (6) | (445) | (469) |
| Latente Steuern auf die obigen Posten | 7 | (212) | (181) | (31) | 276 | 272 |
| Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, ohne Steuern | 128 | 95 | 33 | (28) | (8) | |
| Umrechnungsanpassungen | (2.043) | (1.591) | (451) | (372) | (452) | |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (1.527) | (1.201) | (326) | (640) | (777) | |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 633 | 598 | 35 | (661) | (567) | |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 7 | (200) | (189) | (11) | 222 | 196 |
| Nicht umgliederbare Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, die auf assoziierte Unternehmen entfallen, nach Steuern | (12) | (12) | (1) | |||
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 420 | 397 | 24 | (440) | (371) | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (10.016) | (10.093) | 77 | 1.664 | 396 |
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2012 Nicht beherrschende Beteiligungen1 |
|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 1.199 |
| Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 36 |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | (10) |
| Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente) | 22 |
| Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse | 25 |
| Latente Steuern auf die obigen Posten | 4 |
| Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, ohne Steuern | (20) |
| Umrechnungsanpassungen | 80 |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | 137 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (94) |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 26 |
| Nicht umgliederbare Posten aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, die auf assoziierte Unternehmen entfallen, nach Steuern | (1) |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | (68) |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 1.268 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
Bilanz
VERMÖGENSGEGENSTÄNDE
| in Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |||
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 11 | 7.286 | 13.020 |
| Geschäfts- oder Firmenwert | 10 | 20.697 | 30.035 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 12 | 65.037 | 86.597 |
| Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere | 15 | 3.015 | 3.398 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 15 | 2.368 | 3.541 |
| Derivate | 15 | 2.351 | 3.108 |
| Investitionen in assoziierte Unternehmen | 13 | 4.636 | 2.961 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 27 | 723 | 962 |
| Latente Steueransprüche | 7 | 662 | 1.487 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 106.775 | 145.109 | |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |||
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 15 | 1.078 | 1.630 |
| Derivate | 15 | 3.825 | 4.280 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen, zu Buchwerten | 15 | 21.318 | 25.034 |
| Vorräte | 27 | 5.070 | 5.423 |
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 27 | 8.229 | 9.012 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 15 | 1.004 | 432 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 15 | 8.691 | 11.383 |
| Vermögenswerte, die als zur Veräußerung verfügbar eingestuft sind | 2 | 3.620 | 3.145 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 52.836 | 60.339 | |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 159.611 | 205.448 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
VERBINDLICHKEITEN
| in Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|---|
| Aktienkapital | 47.955 | 59.834 | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 5.535 | 11.468 | |
| SUMME EIGENKAPITAL | 17 | 53.490 | 71.303 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 18 | 14.129 | 15.480 |
| Langfristiges Fremdkapital | 15 | 29.424 | 45.247 |
| Derivate | 15 | 2.101 | 2.751 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 15 | 158 | 343 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 27 | 1.187 | 2.063 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 7 | 9.792 | 11.959 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 56.792 | 77.843 | |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 18 | 2.050 | 2.071 |
| Langfristiges Fremdkapital | 15 | 10.490 | 11.962 |
| Derivate | 15 | 4.062 | 4.092 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 15 | 16.599 | 19.481 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 27 | 13.606 | 16.820 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit zur Veräußerung verfügbaren Vermögenswerten verbunden sind | 2 | 2.521 | 1.875 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 49.329 | 56.302 | |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 159.611 | 205.448 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden neu berechnet, um die rückwirkende Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung wiederzugeben (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
EIGENKAPITALVERÄNDERUNGSRECHNUNG
| in Millionen Euro | Anzahl Anteile | Stammkapital | Kapitalrücklage | Konsolidierte Rücklagen | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige | Umrechnungsanpassungen |
|---|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011 | 2.252.636.208 | 2.253 | 29.716 | 31.205 | 240 | 447 |
| Auswirkung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung (vgl. Anhang 1.1.1) | 78 | |||||
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 20121 | 2.252.636.208 | 2.253 | 29.716 | 31.283 | 240 | 447 |
| Jahresüberschuss1 | 1.544 | |||||
| Sonstiges Ergebnis1 | (371) | (325) | (452) | |||
| SUMME GESAMTERGEBNIS1 | 1.174 | (325) | (452) | |||
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 4.604.700 | 5 | 68 | 102 | ||
| Dividendenauszahlung in Aktien | 155.583.181 | 156 | 2.438 | (2.593) | ||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17) | (767) | |||||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile | (83) | |||||
| Geschäfte zwischen Eigentümern (International Power-Geschäft - vgl. Anhang 2.5) | (2.304) | (157) | 240 | |||
| Wandelanleihen von International Power (vgl. Anhang 2.5) | (288) | |||||
| Sonstige Geschäfte zwischen Eigentümern | (102) | |||||
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | ||||||
| Sonstige Änderungen | (15) | 6 | ||||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 20121 | 2.412.824.089 | 2.413 | 32.207 | 26.427 | (242) | 235 |
| in Millionen Euro | Eigene Anteile | Aktienkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Summe |
|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2011 | (930) | 62.931 | 17.340 | 80.270 |
| Auswirkung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung (vgl. Anhang 1.1.1) | 78 | 6 | 84 | |
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 20121 | (930) | 63.009 | 17.346 | 80.354 |
| Jahresüberschuss1 | 1.544 | 1.199 | 2.743 | |
| Sonstiges Ergebnis1 | (1.148) | 68 | (1.080) | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS1 | 396 | 1.268 | 1.664 | |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 175 | 8 | 183 | |
| Dividendenauszahlung in Aktien | - | - | ||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17) | (767) | (1.352) | (2.119) | |
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile | (276) | (359) | (359) | |
| Geschäfte zwischen Eigentümern (International Power-Geschäft - vgl. Anhang 2.5) | (2.221) | (5.841) | (8.062) | |
| Wandelanleihen von International Power (vgl. Anhang 2.5) | (288) | (288) | ||
| Sonstige Geschäfte zwischen Eigentümern | (102) | (175) | (277) | |
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | 156 | 156 | ||
| Sonstige Änderungen | (10) | 59 | 49 | |
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 20121 | (1.206) | 59.834 | 11.468 | 71.303 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden neu berechnet, um die rückwirkende Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung wiederzugeben (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
| in Millionen Euro | Anzahl Anteile | Stammkapital | Kapitalrücklage | Konsolidierte Rücklagen | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige | Umrechnungsanpassungen |
|---|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 20121 | 2.412.824.089 | 2.413 | 32.207 | 26.427 | (242) | 235 |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag) | (9.289) | |||||
| Sonstiges Ergebnis | 397 | 391 | (1.591) | |||
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (8.893) | 391 | (1.591) | |||
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 88 | |||||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17) | (3.539) | |||||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 17) | (101) | |||||
| Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement (vgl. Anhang 2.1) | ||||||
| Emission von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 17.7) | 1.657 | |||||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | 19 | 3 | ||||
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | ||||||
| Sonstige Änderungen | (8) | |||||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2013 | 2.412.824.089 | 2.413 | 32.207 | 15.650 | 152 | (1.356) |
| in Millionen Euro | Eigene Aktien | Aktienkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Summe |
|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 20121 | (1.206) | 59.834 | 11.468 | 71.303 |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag) | (9.289) | 380 | (8.909) | |
| Sonstiges Ergebnis | (804) | (303) | (1.107) | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (10.093) | 77 | (10.016) | |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 88 | 5 | 93 | |
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17) | (3.539) | (1.071) | (4.610) | |
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 17) | 97 | (5) | - | (5) |
| Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement (vgl. Anhang 2.1) | - | (5.152) | (5.152) | |
| Emission von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 17.7) | 1.657 | - | 1.657 | |
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | 22 | (187) | (165) | |
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | - | 379 | 379 | |
| Sonstige Änderungen | (8) | 15 | 7 | |
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2013 | (1.109) | 47.955 | 5.535 | 53.490 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden neu berechnet, um die rückwirkende Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung wiederzugeben (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
KAPITALFLUSSRECHNUNG
| in Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | 2.743 | |
| - Anteil am Jahresüberschuss aus assoziierten Unternehmen | (490) | (433) | |
| + Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden | 280 | 315 | |
| - planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen, netto | 20.889 | 9.246 | |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte | (481) | (87) | |
| - Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 226 | (109) | |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 93 | 114 | |
| - Ertragssteueraufwand | 727 | 2.049 | |
| - Finanzaufwendungen, netto | 1.977 | 2.775 | |
| Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 14.313 | 16.612 | |
| + Gezahlte Steuern | (2.103) | (2.010) | |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 27 | (186) | (995) |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 12.024 | 13.607 | |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 3.4.3 | (7.529) | (9.177) |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 3.4.3 | (363) | (103) |
| Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures | 3.4.3 | (166) | (306) |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 3.4.3 | (143) | (142) |
| Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 280 | 185 | |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 496 | 537 | |
| Veräußerungen von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures | 1.441 | 300 | |
| Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 174 | 93 | |
| Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 67 | 54 | |
| Dividenden aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten | 137 | 129 | |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und Sonstigen | 3.4.3 | (6) | (21) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (5.611) | (8.451) | |
| Gezahlte Dividenden | (4.694) | (2.117) | |
| Rückzahlung von Finanzschulden | (5.869) | (7.558) | |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | (437) | 2.473 | |
| Gezahlte Zinsen | (1.494) | (1.915) | |
| Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 117 | 185 | |
| Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Kompensationszahlungen aus Derivaten | (184) | (721) | |
| Erhöhung von Finanzschulden | 3.617 | 11.587 | |
| Kapitalerhöhung/-senkung | 17,7 | 2.037 | 229 |
| Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile | (5) | (358) | |
| Änderungen des Anteilsbesitzes an beherrschten Unternehmen | 3.4.3 | (71) | (10.125) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZTÄTIGKEIT | (6.982) | (8.321) | |
| Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (2.123) | (126) | |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (2.691) | (3.291) | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 11.383 | 14.675 | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.691 | 11.383 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2012 wurden neu berechnet, um die rückwirkende Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung wiederzugeben (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
III Anhänge zum Konzernabschluss
GDF SUEZ SA, die Muttergesellschaft der GDF SUEZ Gruppe, ist eine französische Aktiengesellschaft (société anonyme) mit einem Verwaltungsrat, 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. Der Hauptsitz der Gruppe befindet sich in 1 place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie (Frankreich).
Die Aktien von GDF SUEZ sind an den Börsen in Paris, Brüssel und Luxemburg gelistet.
Die Gruppe gehört zu den weltweit führenden Energieversorgern und ist entlang der kompletten Energiewertschöpfungskette - upstream wie auch downstream - sowohl bei Strom als auch bei Erdgas aktiv. Sie entfaltet ihre Geschäftsfelder (Energie und Energiedienstleistungen) entlang eines verantwortungsbewussten Wachstumsmodells, um den Herausforderungen zu begegnen, die sich aus der Deckung des Energiebedarfs, sicheren Lieferungen, der Bekämpfung des Klimawechsels und der optimierten Ressourcennutzung stellen.
Am 26. Februar 2014 wurde der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2013 vom Verwaltungsrat genehmigt und zur Veröffentlichung freigegeben.
ANHANG 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 2012 und 2013) 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 2013 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 2013 zugrunde gelegt wurden, sind mit denen konsistent, die angewandt wurden, um den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2012 beendete Jahr zu erstellen, mit den Ausnahmen, die in den folgenden Abschnitten 1.1.1 bis 1.1.3 beschrieben sind.
1.1.1 IAS 19 in der überarbeiteten Fassung - Leistungen an Arbeitnehmer, am 1. Januar 2013 in Kraft getreten
Für die Gruppe ergeben sich in Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung folgende Änderungen der Bilanzierungsgrundsätze:
―
nach der überarbeiteten Fassung von IAS 19 wird der Nettozinsaufwand (-ertrag) für die Nettoschuld (den Nettovermögenswert) aus einem leistungsorientierten Plan ermittelt, indem der Abzinsungssatz angewandt wird, mit dem sich die Verpflichtung aus dem leistungsorientierten Plan zur Nettoschuld (zum Nettovermögenswert) aus einem leistungsorientierten Plan bemisst. Dieser Nettozinsaufwand (-ertrag) wird in der Gewinn- und Verlustrechnung als "Finanzaufwendungen" ("Finanzerträge") dargestellt. Bis 31. Dezember 2012 wurden in der Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe zwei separate Finanzkomponenten für die leistungsorientierten Pläne erfasst:
| ― | ein Zinsaufwand ("Finanzaufwendung"), der dem Unwinding des Abzinsungssatzes für den Barwert der Verpflichtung aus dem leistungsorientierten Plan entspricht; |
| ― | ein Zinsertrag ("Finanzertrag") als erwarteter Ertrag auf Planvermögen; |
―
gemäß dem geänderten Standard werden Verwaltungskosten für Pläne erfasst, wenn die Verwaltungsleistungen erbracht werden. Vor der Überarbeitung des Standards waren die Verwaltungskosten Teil der versicherungsmathematischen Annahmen, mit denen die Verpflichtung aus dem leistungsorientierten Plan bewertet wurde;
―
nach dem überarbeiteten IAS 19 wird der verfallbare nachzuverrechnende Dienstzeitaufwand sofort ausgewiesen, während er zuvor über die Anwartschaftsdauer erfasst worden ist.
Die rückwirkende Anwendung des überarbeiteten Standards auf den Jahresabschluss 2012 hat folgende Auswirkungen:
| ― | für die Bilanz per Dezember 2012 bedeutet die Änderung eine Verringerung der Rückstellung für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses von 146 Mio. €, eine Verringerung der latenten Steueransprüche um 50 Mio. € und eine Erhöhung des Eigenkapitals um 96 Mio. €. Diese Neuberechnungen ergeben sich hauptsächlich aus der Bilanzierung der Kosten für die Verwaltung des Plans; |
| ― | per Dezember 2012 verringern sich der Nettofinanzaufwand und der Nettofinanzertrag um 19 Mio. € bzw. 12 Mio. €, während das unverwässerte Ergebnis je Aktie und das verwässerte Ergebnis je Aktie unverändert bleiben. Das Gesamtergebnis per 31. Dezember 2012 sank um 22 Mio. € (umgliederbare Posten - versicherungsmathematische Gewinne und Verluste und latente Steuern auf diese Bestandteile); |
| ― | das Eigenkapital per 1. Januar 2012 steigt um 84 Mio. €. |
1 Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_en.htm.
1.1.2 Sonstige IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die 2013 anzuwenden sind
| ― | IFRS 13 - Bemessung des beizulegenden Zeitwerts: Dieser Standard hat keine erhebliche Auswirkung auf das Gesamtergebnis oder die Bilanz. Anhang 15 "Finanzinstrumente" enthält die neuen Angaben, die IFRS 13 zum beizulegenden Zeitwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten verlangt; |
| ― | Änderungen an IAS 12 - Ertragssteuern - Latente Steuern: Rückgewinnung zugrundeliegender Vermögenswerte. Diese Änderungen treffen auf die Gruppe nicht zu; |
| ― | Änderungen an IFRS 7 - Angaben - Aufrechnung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten: Informationen über Rechte zur Aufrechnung und entsprechende Vereinbarungen im Zusammenhang mit finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten sind in Anhang 15 "Finanzinstrumente" enthalten; |
| ― | Jährliche Verbesserungen an IFRS 2009-2011. Diese Änderungen wirken sich nicht auf die Gruppe aus. |
| ― | IFRIC 20 - Abraumkosten in der Produktionsphase einer über Tagebau erschlossenen Mine. Diese Interpretation betrifft die Gruppe nicht. |
1.1.3 Ab 2014 geltende Änderung, deren vorzeitige Anwendung für 2013 die Gruppe gewählt hat
| ― | Änderungen an IAS 36 - Angaben zum erzielbaren Betrag für nicht finanzielle Vermögenswerte. Diese Änderungen beschränken Angaben zum erzielbaren Betrag einer CGU, der den Geschäfts- oder Firmenwert oder immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmten Nutzungsdauer umfasst, auf solche CGUs, für die ein Wertminderungsaufwand oder die Aufholung eines Wertminderungsaufwands erfasst worden ist. |
1.1.4 2014 geltende IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die die Gruppe nicht 2013 vorzeitig anwenden will
| ― | IFRS 10 - Konzernabschlüsse; |
| ― | IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen; |
| ― | Änderung an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures; |
Die Anwendung dieser Standards und Änderungen wird sich nicht wesentlich auf den Konzernabschluss der Gruppe per 1. Januar 2014 auswirken.
| ― | IFRS 12 - Angaben zu Beteiligungen an anderen Unternehmen; |
| ― | Änderungen an IAS 32 - Darstellung - Aufrechnung finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten; |
| ― | IFRS 9 Hedge accounting - Änderungen an IFRS 9, IFRS 7 und IAS 391 ; |
| ― | Änderungen an IAS 39 - Novationen von Derivaten und Fortsetzung der Sicherungsbilanzierung |
| ― | IFRIC 21 - Abgaben1 . |
Die potenzielle Auswirkung der Anwendung dieser Standards, Änderungen und Interpretationen auf die Gruppe per 1. Januar 2014 wird zurzeit bewertet.
1.1.5 Nach 2014 geltende Standards und Änderungen
| ― | IFRS 9 - Finanzinstrumente: Klassifizierung und Bewertung1; |
| ― | Änderungen an IAS 19 - Leistungsorientierte Pläne - Arbeit-nehmerbeiträge1 |
| ― | Jährliche Verbesserungen an IFRSs 2010-20121 ; |
| ― | Jährliche Verbesserungen an IFRSs 2011-20131 ; |
Die Auswirkung der Anwendung dieser Standards und Änderungen wird zurzeit bewertet.
1.1.6 Hinweis auf Übergangsoptionen für IFRS 1
Die Gruppe 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: Die Gruppe hat entschieden, die kumulativen Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen zum 1. Januar 2004 in das konsolidierte Eigenkapital umzuklassifizieren. |
| ― | Unternehmenszusammenschlüsse: Die Gruppe hat gemäß IFRS 3 die Möglichkeit gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden. |
1.2 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 bilanziert sind.
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen
Nach IFRS 5 "Zu Veräußerungszwecken gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche" werden zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen zu dem niedrigeren Wert von Buchwert oder beizulegendem Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, als eigene Posten in der Bilanz dargestellt.
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 zum Abschluss zu bringen. Um zu beurteilen, ob ein Verkauf höchstwahrscheinlich ist, betrachtet die Gruppe unter anderem Interessenbekundungen und Angebote potenzieller Käufer und spezielle Risiken für die Durchführung bestimmter Transaktionen.
1 Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.
1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen
Die Wirtschafts- und Finanzkrise veranlasste die Gruppe, ihre Verfahren zur Risikoüberwachung zu verbessern und eine Risikoabschätzung in die Bewertung ihrer Finanzinstrumente und die Werthaltigkeitstests aufzunehmen. Die Schätzungen der Gruppe, die für Businesspläne und Abzinsungssätze für Werthaltigkeitstests und zur Berechnung von Rückstellungen benutzt werden, berücksichtigen die Krisensituation und die daraus entstehende erhebliche Marktvolatilität. Ende 2013 nahm die Gruppe auch eine Strukturveränderung in die mittel- und langfristigen Energiegleichgewichtsmodelle für Europa auf und trug so einem deutlichen Umschwung Rechnung, der sich in einigen ihrer Geschäftsbereiche bemerkbar macht.
1.3.1 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 berichtet wurden.
Aufgrund der Unsicherheiten, die einer Schätzung innewohnen, überprüft die Gruppe regelmäßig ihre Schätzungen vor dem Hintergrund der aktuell verfügbaren Informationen. Die Endergebnisse könnten anders als geschätzt ausfallen.
Die wichtigsten Schätzungen zur Erstellung des Konzernabschlusses beziehen sich hauptsächlich auf:
| ― | Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden; |
| ― | Bewertung des erzielbaren Betrags für den Geschäfts- oder Firmenwert und sonstige immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen (vgl. Abschnitte 1.4.4 und 1.4.5); |
| ― | Bewertung von Rückstellungen, insbesondere für die Behandlung und Lagerung von radioaktiven Abfällen, Verpflichtungen zur Demontage, Rechtsstreitigkeiten, Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer (vgl. Abschnitt 1.4.15); |
| ― | Finanzinstrumente (vgl. Abschnitt 1.4.11); |
| ― | Bewertung noch nicht gemessener Umsatzerlöse, so genannter ungemessener Umsatzerlöse; |
| ― | Bewertung erfasster steuerlicher Verlustvorträge. |
1.3.1.1 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.
1.3.1.2 Erzielbarer Betrag von Geschäfts- oder Firmenwert, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten
Der erzielbare Betrag von Geschäfts- oder Firmenwert, Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten beruht auf Schätzungen und Annahmen insbesondere hinsichtlich der erwarteten Marktaussichten, Änderungen des regulatorischen Umfelds -deren Sensibilität sich je nach Tätigkeitsfeld unterscheidet - für die Bewertung von Cashflow und die Ermittlung des Abzinsungssatzes. Änderungen dieser Annahmen können einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Berichtigungen von anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen führen.
Die Grundannahmen bei Werthaltigkeitstests für wesentliche CGUs, denen ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist, und für CGUs, für die 2013 wesentliche Wertminderungsaufwendungen erfasst worden waren (vgl. Anhang 5.2 "Wertminderungsaufwendungen" und 10.3 "Werthaltigkeitstests für CGUs, denen ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist"), sind folgende:
| ― | CGU Energy - Central Western Europe (CWE) (Unternehmenssparte Energy Europe der GDF SUEZ). |
Die Cashflow-Projektionen für die Strom- und Gasaktivitäten in der Region CWE beruhen auf einer großen Zahl von Grundannahmen, wie den langfristigen Preisen für Brennstoffe und CO2 , erwarteten Trends bei der Nachfrage von Gas und Strom und den Strompreisen, den Marktaussichten sowie Änderungen des regulatorischen Rahmens (insbesondere im Hinblick auf die Kernkraftkapazitäten in Belgien, die Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte für französische Kernkraftwerke und die Schaffung eines Stromkapazitätsmarkts) und die Aussicht auf eine Verlängerung der Wasserkraftkonzessionen der Gruppe in Frankreich. Zu den Grundannahmen gehört auch der Abzinsungssatz, mit dem der Nutzungswert dieser goodwilltragenden CGU berechnet wird.
| ― | CGU Speicherstätten (Unternehmenssparte Infrastructures der GDF SUEZ) |
Zu den Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest gehören der Stand saisonbedingter Erdgas-Spreads in Frankreich und Deutschland, Prognosen der Gaspreisvolatilität im Vereinigten Königreich, Änderungen des regulatorischen Rahmens für den Zugang Dritter zu französischer Speicherkapazität sowie die Abzinsungssätze.
| ― | CGU Energy - Southern Europe (Unternehmenssparte Energy Europe der GDF SUEZ). |
Die Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf die erwarteten Trends bei der Nachfrage für Strom und Gas und geänderte Prognosen für den Preis von Brennstoff, CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus sowie die Abzinsungssätze.
| ― | CGU Distribution (Unternehmenssparte Infrastructures der GDF SUEZ) |
Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasverteilungsnetze erstellt (unter der Bezeichnung "ATRD 4" bekannt), der für die Dauer von vier Jahren am 1. Juli 2012 in Kraft trat, und nach der Höhe der Gesamtinvestitionen, die mit der französischen Regulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) als Teil ihres Beschlusses zum ATRD-4-Tarif vereinbart worden ist. Der Schlusswert, der für das Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2019. Die RAB ist der Wert, den der Regulator den Vermögenswerten zuweist, die der Verteiler betreibt.
| ― | CGU Global Gas & LNG |
Die Grundannahmen und -schätzungen enthalten vor allem die Abzinsungssätze, erwartete Trends für die Kohlenwasserstoffpreise, Wechselkursänderungen Euro/US-Dollar, die erwarteten Trends für Angebot und Nachfrage bei Flüssigerdgas sowie die Marktaussichten.
| ― | Energy - North America (Unternehmenssparte Energy International der GDF SUEZ). |
Die Grundannahmen und -schätzungen enthalten vor allem die Werte, die langfristigen Strom- und Brennstoffpreisen zugeordnet wurden, die Marktaussichten und die Abzinsungssätze.
1.3.1.3 Schätzungen von Rückstellungen
Kennzahlen mit einem signifikanten Einfluss auf die Höhe der Rückstellungen 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 Behandlung und Lagerung verbrauchter nuklearer Brennelemente); |
| ― | den Zeitplan für Ausgaben (vor allem für Tätigkeiten der Stromerzeugung in Kernkraftwerken, den Zeitplan für die Behandlung abgebrannter radioaktiver Brennelemente und für den Abriss der Anlagen sowie im Hinblick auf die Gasinfrastrukturunternehmen in Frankreich den Zeitplan zur Beendigung der Gasgeschäfte); |
| ― | und den auf den Cashflow angewandten Abzinsungssatz. |
Diese Kenngrößen basieren auf Informationen und Schätzungen, die der Gruppe zum gegenwärtigen Zeitpunkt als geeignet erscheinen.
Die Modifizierung bestimmter Kennzahlen könnte eine signifikante Berichtigung dieser Rückstellungen nach sich ziehen. Doch gibt es nach dem besten Wissen der Gruppe keine Information, die nahe legt, dass die angewandten Kennzahlen insgesamt nicht angemessen wären. Zudem ist sich die Gruppe keiner Entwicklungen bewusst, die eine wesentliche Auswirkung auf die eingebuchten Rückstellungen haben könnten.
1.3.1.4 Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer
Pensionszusagen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Die Gruppe geht davon aus, dass die Annahmen zur Bemessung ihrer Verpflichtungen geeignet und dokumentiert sind. Änderungen dieser Annahmen können jedoch wesentliche Auswirkungen auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.
1.3.1.5 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 dieser Annahmen können eine wesentliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.
1.3.1.6 Umsatzerlöse
Umsatzerlöse, die bei Kundengruppen generiert werden, deren Energieverbrauch während der Bilanzierungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die mit Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas versorgt 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 der Gruppe 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 Umsatzerlöse nur geschätzt werden können. Doch hat die Gruppe Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es gestatten, die Umsatzerlöse mit einem zufriedenstellenden Grad an Genauigkeit zu schätzen und auf diese Weise sicherzustellen, dass Fehlerrisiken in Verbindung mit der Schätzung verkaufter Mengen und den daraus resultierenden Umsatzerlösen als nicht wesentlich anzusehen sind. In Frankreich wird geliefertes, noch nicht in Rechnung gestelltes Erdgas ("Gas auf dem Gaszähler") mit einer direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch durch die Kunden seit der letzten, noch nicht in Rechnung gestellten Ablesung berücksichtigt. Diese Schätzungen entsprechen dem von den Netzmanagern in der gleichen Periode zugeteilten Energievolumen. Zur Bewertung des "Gases auf dem Zähler" wird der Durchschnittspreis genommen. Der angesetzte Durchschnittspreis berücksichtigt die Kundenkategorie und den Zeitraum, über den das gelieferte und noch nicht in Rechnung gestellte Gas "auf dem Gaszähler" ist. Diese Schätzungen schwanken je nach Annahmen zur Bestimmung des Anteils nicht in Rechnung gestellter Umsatzerlöse am Jahresende.
1.3.1.7 Bewertung von Vermögenswerten aus steuerlichen Verlustvorträgen
Latente Steueransprüche werden als steuerliche Verlustvorträge erfasst, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerbaren Gewinn gibt, gegen den der steuerliche Verlustvortrag verwendet werden kann. Die Wahrscheinlichkeit, dass es einen steuerbaren Gewinn gibt, gegen den die nicht genutzten steuerlichen Verluste verwendet werden können, basiert auf besteuerbaren temporären Differenzen in Verbindung mit der gleichen Steuerbehörde und dem gleichen zu besteuernden Unternehmen und auf Schätzungen künftiger steuerbarer Gewinne. Diese Schätzungen und Verwendungen steuerlicher Verlustvorträge wurden auf der Grundlage von Gewinn- und Verlusterwartungen erstellt, die im mittelfristigen Businessplan enthalten sind, und nötigenfalls auf der Basis zusätzlicher Prognosen.
1.3.2 Ermessensentscheidungen
So wie das Management der Gruppe auf Schätzungen vertraut, trifft es auch Ermessensentscheidungen, 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.
Die Gruppe nutzt insbesondere ihren Ermessensspielraum, um die bilanzielle Behandlung von Konzessionsverträgen, die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten, die Erfassung von Erwerben von Minderheitsbeteiligungen 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 festzulegen.
Nach IAS 1 werden die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Schulden der Gruppe getrennt in der Konzernbilanz ausgewiesen. Für die meisten Geschäftstätigkeiten der Gruppe beruht die Zuordnung zu kurzfristigen und langfristigen Posten darauf, wann zu erwarten ist, dass Vermögenswerte realisiert oder eine Schuld erfüllt 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.
1.4 Wesentliche Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
1.4.1 Konsolidierungskreis und -methoden
Die Gruppe wandte die Vollkonsolidierung, die Quotenkonsolidierung und die Equity-Methode als Konsolidierungsmethoden an:
| ― | Tochtergesellschaften (Unternehmen unter dem alleinigen Einfluss der Gruppe) sind voll konsolidiert; |
| ― | Gesellschaften, die die Gruppe gemeinschaftlich führt, sind entsprechend dem Anteil der Gruppe quotenkonsolidiert; |
| ― | die Equity-Methode wird auf alle assoziierten Unternehmen angewandt, auf die der Konzern erheblichen Einfluss ausübt. Nach dieser Methode erfasst die Gruppe ihren 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 der Gruppe werden bei der Konsolidierung eliminiert.
Eine Aufstellung der wichtigsten voll konsolidierten Unternehmen ist in Anhang 30 "Liste der wichtigsten Unternehmen des Konzerns per 31. Dezember 2013" zum Konzernabschluss enthalten.
1.4.2 Umrechnungsmethoden für Fremdwährung
1.4.2.1 Berichtswährung im Gruppenabschluss
Der Konzernabschluss ist in Euro (€) aufgestellt.
1.4.2.2 Funktionale Währung
Die funktionale Währung ist jene Währung, die im primären Wirtschaftsumfeld, in dem das jeweilige Unternehmen tätig ist, vorherrscht. Sie ist in den meisten Fällen die lokale Währung. Unternehmen können jedoch eine funktionale Währung haben, die nicht die lokale ist, wenn diese andere Währung für die wichtigen Transaktionen des Unternehmens verwendet wird und sein wirtschaftliches Umfeld besser widerspiegelt.
1.4.2.3 Fremdwährungstransaktionen
Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung zu dem Wechselkurs verbucht, der am Tag der Transaktion gilt. An jedem Abschlussstichtag:
| ― | werden monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die damit verbundenen Gewinne und Verluste werden im Konzernabschluss für das Jahr verbucht, auf das sie sich beziehen; |
| ― | nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen werden zu den Anschaffungskosten erfasst, die am Transaktionstag gelten. |
1.4.2.4 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 sonstiges Ergebnis verbucht.
Berichtigungen des Geschäfts- oder Firmenwerts 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.
1.4.3 Unternehmenszusammenschlüsse
Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem 1. Januar 2010 stattgefunden haben, sind nach IFRS 3 vor seiner Überarbeitung bilanziert worden. Gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 wurden diese Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu berechnet.
Seit dem 1. Januar 2010 wendet die Gruppe die Erwerbsmethode nach dem überarbeiteten IFRS 3 an, die im Ausweis der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbszeitpunkt sowie von Minderheitsbeteiligungen an dem erworbenen Unternehmen besteht. Minderheitsbeteiligungen werden entweder zum beizulegenden Zeitwert oder in Höhe des Anteils der Gesellschaft an den identifizierbaren Nettovermögenswerten des erworbenen Unternehmens bewertet. Die Gruppe entscheidet je nach Fall, welche Bewertungsoption sie nutzt, um Minderheitsbeteiligungen auszuweisen.
1.4.4 Immaterielle Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibungen und Wertminderungsaufwands, angesetzt.
1.4.4.1 Geschäfts- oder Firmenwert
Erfassen des Geschäfts- oder Firmenwerts Durch die Geltung des überarbeiteten IFRS 3 ab 1. Januar 2010 muss die Gruppe Unternehmenszusammenschlüsse vor oder nach diesem Datum getrennt kenntlich machen.
Vor dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlüsse
Der Geschäfts- oder Firmenwert 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 des erworbenen Unternehmens zum Erwerbszeitpunkt dar (sofern nicht der Unternehmenszusammenschluss stufenweise erfolgt).
Bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss - d. h. wenn die Gruppe eine Tochtergesellschaft durch aufeinander folgende Anteilskäufe erwirbt - wird die Höhe des Geschäfts- oder Firmenwerts für jede Transaktion separat bestimmt, ausgehend von den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden des erworbenen Unternehmens zum Zeitpunkt jeder Transaktion.
Nach dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlüsse
Der Geschäfts- oder Firmenwert ist der Überschuss der Summe aus:
(i) der übertragenen Gegenleistung;
(ii) die Höhe der Minderheitsbeteiligung 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 Geschäfts- oder Firmenwert darf nach dem Ende der Bewertungsperiode nicht berichtigt werden.
Der Geschäfts- oder Firmenwert bezüglich der Anteile an assoziierten Unternehmen wird als "Investitionen in assoziierte Unternehmen" verbucht.
Bewertung des Geschäfts- oder Firmenwerts
Der Geschäfts- oder Firmenwert 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 Kapitalzufluss generierenden Vermögenswerten bilden, die weitgehend unabhängig von Mittelzuflüssen anderer Zahlungsmittel generierenden Einheiten sind.
Die Methoden zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests sind in Abschnitt 1.4.8 "Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" beschrieben.
Ein Wertminderungsaufwand beim Geschäfts- oder Firmenwert kann nicht aufgeholt werden, er wird unter "Wertminderungsaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns ausgewiesen.
1.4.4.2 Sonstige immaterielle Vermögenswerte
Entwicklungskosten
Kosten für Forschung werden als Aufwand verbucht, wie sie anfallen.
Entwicklungskosten werden aktiviert, wenn die Kriterien für die Erfassung des Vermögenswerts gemäß IAS 38 erfüllt sind. Aktivierte Entwicklungskosten werden über die Nutzungsdauer des erfassten immateriellen Vermögenswerts abgeschrieben. Für die Aktivitäten der Gruppe sind aktivierte Entwicklungskosten nicht wesentlich.
Sonstige intern generierte oder erworbene immaterielle Vermögenswerte
Zu den sonstigen immateriellen Vermögenswerte gehören hauptsächlich:
| ― | Beträge, die als Gegenleistung für Rechte im Zusammenhang mit Konzessionsverträgen oder Verträgen über öffentliche Dienstleistungen gezahlt oder empfangen wurden; |
| ― | Kundenportfolios, die bei Unternehmenszusammenschlüssen erworben wurden; |
| ― | Rechte an Kraftwerkskapazitäten: Die Gruppe 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, die aber 40 Jahre nicht übersteigen darf; |
| ― | Konzessionsvermögenswerte; |
| ― | 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 | ||
|---|---|---|
| Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre) | Minimum | Maximum |
| --- | --- | --- |
| Konzessionsrechte | 10 | 30 |
| Kundenportfolios | 10 | 40 |
| Sonstige immaterielle Vermögenswerte | 1 | 40 |
Einige immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmten Nutzungsdauer, wie Warenzeichen, werden nicht abgeschrieben.
1.4.5 Sachanlagen
1.4.5.1 Erstmaliger Ansatz und nachfolgende Bewertung
Posten der Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich etwaiger kumulierter planmäßiger Abschreibung und etwaigen kumulierten Wertminderungsaufwands erfasst.
Der Buchwert dieser Posten wird nicht neu bewertet, da die Gruppe die Wahl getroffen hat, die zulässige alternative Methode nicht anzuwenden, die darin besteht, regelmäßig eine oder mehrere Kategorien von Sachanlagen neu zu bewerten.
Subventionen für Investitionen werden vom Bruttowert der jeweiligen Vermögenswerte abgezogen.
Gemäß IAS 16 enthalten die 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 die Gesellschaft gesetzlich oder faktisch dazu verpflichtet ist, den Posten abzubauen oder den Standort wiederherzustellen. Eine entsprechende Rückstellung für diese Verpflichtung wird in Höhe des Bestandteils des Vermögenswerts angesetzt.
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 nach den gleichen Methoden und Nutzungsdauern wie unten dargestellt abgeschrieben.
Die Gruppe wendet IAS 23 an, wonach Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zuzuordnen sind, als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert werden.
Kissengas
In die unterirdischen Speicher injiziertes "Kissen"-Gas ist entscheidend um zu sichern, dass Speicher effizient betrieben werden können und ist daher untrennbar von diesen Speichern. Anders als "Arbeits"-Gas, das zu den Vorräten gehört, wird Kissengas in die Sachanlagen gebucht. Es wird zum durchschnittlichen Einkaufspreis zuzüglich Kosten für Wiederverdampfung, Transport und Injektion bewertet.
1.4.5.2 Planmäßige Abschreibung
Gemäß dem Komponenten-Ansatz wird jede maßgebliche Komponente einer Sachanlage mit einer anderen Nutzungsdauer als der des Hauptvermögenswerts, auf den sie sich bezieht, separat über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.
Sachanlagen werden zumeist nach der linearen Abschreibungsmethode jeweils über die folgende Nutzungsdauer abgeschrieben:
| Nutzungsdauer | ||
|---|---|---|
| Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre) | Minimum | Maximum |
| --- | --- | --- |
| Anlagen und Maschinen | ||
| Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung | 5 | 60* |
| Installation - Instandhaltung | 3 | 10 |
| Hydraulische Anlagen und Maschinen | 20 | 65 |
| Sonstige Sachanlagen | 2 | 33 |
* Ohne Kissengas
Die Spanne der Nutzungsdauer ergibt sich aus der Unterschiedlichkeit der Vermögenswerte jeder Kategorie. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausrüstung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktureinrichtungen und Speicherstätten geht. Im Einklang mit dem von der belgischen Abgeordnetenkammer am 31. Januar 2003 verabschiedeten Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die industrielle Stromerzeugung wurde die Nutzungsdauer von Kernkraftwerken überprüft und prospektiv auf 40 Jahre von 2003 an angepasst.
Die Betriebsausstattung des Wasserkraftwerks, das die Gruppe betreibt, wird über die Vertragslaufzeit oder die Nutzungsdauer der Vermögenswerte abgeschrieben in Abhängigkeit davon, welche die kürzere ist, wobei die Verlängerung der Konzessionslaufzeit berücksichtigt wird, sofern es eine solche Verlängerung angemessen sicher ist.
1.4.6 Vermögenswerte in Bezug auf Exploration und Förderung von Bodenschätzen
Die Gruppe wendet IFRS 6 - Exploration und Evaluierung von Bodenschätzen - an.
Geologische und geophysikalische Untersuchungen werden in dem Jahr als Aufwand gebucht, in dem sie angefallen sind.
Explorationskosten (bei denen es sich nicht um geologische und geophysikalische Studien handelt) werden vorübergehend in den "vorläufig aktivierten Kosten" aktiviert, 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 produzierende Bohrung zu rechtfertigen, wenn die erforderlichen Investitionen getätigt sind; |
| ― | die Gruppe 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 die Gruppe auf entsprechende Genehmigungen für das Projekt von der Regierung oder von Dritten oder auf verfügbare Transportkapazität oder Verarbeitungskapazität in bestehenden Anlagen warten muss. |
Nach dieser als "successful efforts" bekannten Methode werden die entsprechenden Kosten, wenn die Explorationsphase mit dem Nachweis wirtschaftlich nutzbarer Reserven endet, bei den Sachanlagen verbucht und über den Zeitraum, in dem die Vorräte abgebaut werden, abgeschrieben. Andernfalls werden die Kosten verbucht, wie sie anfallen.
Die planmäßige Abschreibung setzt ein, wenn das Ölfeld die Produktion aufnimmt.
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.
1.4.7 Konzessionsvereinbarungen
SIC 29 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen: Diese Angaben schreiben die Informationen vor, die in den Anhängen zum Jahresabschluss eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers enthalten sein müssen, während es in IFRIC 12 darum geht, wie der Konzessionsnehmer bestimmte Konzessionsvereinbarungen behandeln muss.
Diese Interpretationen nennen die allgemeinen Merkmale von Konzessionsvereinbarungen:
| ― | Konzessionsvereinbarungen betreffen die Bereitstellung öffentlicher Dienstleistungen und das Betreiben der damit verbundenen Infrastruktureinrichtung, die dem Betreiber übertragen werden, zusammen mit speziellen Verpflichtungen zu Kapitalerneuerung und Wiederbeschaffung; |
| ― | der Konzessionsgeber ist vertraglich verpflichtet, der Öffentlichkeit diese Dienstleistungen anzubieten (dieses Kriterium muss erfüllt sein, damit die Übereinkunft als Konzession gilt); |
| ― | der Konzessionsnehmer ist für mindestens einen Teil des Managements der Infrastruktureinrichtung verantwortlich und agiert nicht lediglich als Vertreter des Konzessionsgebers; |
| ― | der Vertrag legt die Ausgangspreise fest, die der Konzessionsnehmer als Abgabe zu zahlen hat, und regelt Preisrevisionen über die Laufzeit der Konzession. |
Damit eine Konzessionsvereinbarung in den Rahmen von IFRIC 12 fällt, muss die Verwendung der Infrastruktureinrichtung unter dem maßgeblichen Einfluss des Konzessionsgebers stehen. Diese Forderung 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 maßgeblichen Einfluss auf die Infrastruktureinrichtung hat, d. h. er hat nach Ablauf der Konzession das Recht, die Infrastruktureinrichtung zurückzunehmen. |
Nach IFRIC 12 müssen die Rechte des Konzessionsnehmers an einer Infrastruktureinrichtung, die aufgrund einer Konzessionsvereinbarung betrieben wird, ausgehend von der Art der Vergütung bilanziert werden. Demnach:
| ― | wird das Modell des "finanziellen Vermögenswerts" angewandt, wenn der Konzessionsnehmer das unbedingte Recht darauf hat, Zahlungsmittel oder sonstige 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); |
| ― | gilt andernfalls das Modell des "immateriellen Vermögenswertes": der Konzessionsnehmer ist berechtigt, Kosten für die Nutzung des Vermögenswertes des öffentlichen Sektors geltend zu machen. |
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 erfasst, denn GrDF betreibt sein Netz aufgrund langfristiger Konzessionsvereinbarungen, die gemäß dem französischen Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 größtenteils bei Ablauf verlängert werden.
1.4.8 Wertminderung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten
Im Einklang mit IAS 36 werden Werthaltigkeitstests an Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten durchgeführt, wenn es Anzeichen dafür gibt, dass die Werte wertgemindert sein können. Derartige Hinweise können auf Ereignissen oder Veränderungen des Marktumfelds oder internen Informationsquellen beruhen. Immaterielle Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, werden jährlich auf ihre Werthaltigkeit getestet.
Indikatoren für Wertminderung
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte mit bestimmter Nutzungsdauer werden nur auf Werthaltigkeit getestet, wenn es Anzeichen für ihre Wertminderung gibt. Im Allgemeinen sind sie das Ergebnis signifikanter Änderungen des Umfelds, in dem die Vermögenswerte betrieben werden, oder wenn die Wirtschaftsleistung schlechter als erwartet ist.
Die wichtigsten Indikatoren für Wertminderung, die die Gruppe verwendet, sind im Folgenden beschrieben:
―
externe Informationsquellen:
| ― | signifikante Veränderungen des wirtschaftlichen, technologischen, politischen oder Marktumfelds, in dem die Gesellschaft tätig ist, oder das Zweck des Vermögenswerts ist, |
| ― | Rückgang der Nachfrage; |
| ― | Änderungen der Energiepreise und des Wechselkurses des US-Dollars; |
―
interne Informationsquellen:
| ― | Nachweis von Veralten oder physischer Beschädigung, die im Abschreibungsplan nicht eingeplant sind; |
| ― | schlechtere Leistung als erwartet; |
| ― | fehlende Mittel für Explorations- & Förderaktivitäten. |
Wertminderung
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte werden für jeden einzelnen Vermögenswert oder gegebenenfalls für 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 verbucht wird. Wird ein Wertminderungsaufwand angesetzt, muss der Abschreibungsbetrag und möglicherweise die Nutzungsdauer der entsprechenden Vermögenswerte berichtigt werden.
Der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte verbuchte Wertminderungsaufwand kann nachfolgend aufgeholt werden, sobald der erzielbare Betrag der Vermögenswerte wieder höher als ihr Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage, der der Aufholung eines Wertminderungsaufwands zuzuschreiben ist, darf nicht den Buchwert übersteigen, der ermittelt worden wäre (abzüglich planmäßiger Abschreibung/Amortisation), wäre in früheren Perioden kein Wertminderungsaufwand erfasst worden.
Bewertung des erzielbaren Betrags
Um den erzielbaren Betrag von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten prüfen zu können, werden die Vermögenswerte je nach Zweckmäßigkeit in Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) zusammengefasst, und der Buchwert jeder Einheit wird ihrem erzielbaren Betrag gegenübergestellt.
Bei Geschäftsbereichen, die die Gruppe auf langfristiger und fortgeführter Basis halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts seinem beizulegenden Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, oder seinem Nutzungswert, in Abhängigkeit davon, welches der höhere Betrag ist. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts des künftigen operativen Cashflows und eines Endwerts bestimmt. Standardbewertungsmethoden bedienen sich der folgenden wichtigen Wirtschaftsdaten:
| ― | Abzinsungssätze, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen Geschäftsbereiche basieren; |
| ― | Endwerte entsprechend 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 Geschäftsbereichen, für die die Gruppe 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 der Gruppe unter "Wertminderungsaufwendungen" verbucht.
1.4.9 Leasingverhältnisse
Die Gruppe hält Vermögenswerte aus Leasing-Verträgen für ihre verschiedenen Aktivitäten. 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.
Die Gruppe zieht folgende wichtige Faktoren in Betracht um zu bewerten, ob ein Leasing-Verhältnis alle maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten überträgt: ob (i) der Leasinggeber am Ende der Laufzeit des Leasingverhältnisses dem Leasingnehmer das Eigentum an dem Vermögenswert überträgt; (ii) der Leasingnehmer die Option hat, den Vermögenswert zu erwerben und, wenn das zutrifft, welche Bedingungen für die Ausübung dieser Option gelten; (iii) die Laufzeit des Leasingverhältnisses den überwiegenden Teil der wirtschaftlichen Nutzungsdauer des Vermögenswertes umfasst; (iv) der Vermögenswert eine spezielle Beschaffenheit hat und (v) der Barwert der Mindestleasingzahlungen zumindest substanziell den gesamten beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts ausmacht.
1.4.9.1 Rechnungslegung für Finanzierungsleasing
Bei der Ersterfassung werden die als Finanzierungsleasing gehaltenen Vermögenswerte als Sachanlagen ausgewiesen, und die entsprechende Schuld als Fremdkapital erfasst. Bei Beginn des Leasing-Verhältnisses wird das Finanzierungsleasing mit Beträgen verbucht, die dem beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts entsprechen, oder, wenn sie niedriger sind, dem Barwert der Mindestleasingzahlungen.
1.4.9.2 Rechnungslegung bei Operating-Leasing
Zahlungen für ein Operating-Leasing werden für die Dauer des Leasingvertrags bei linearer Abschreibung als Aufwand erfasst.
1.4.9.3 Rechnungslegung für Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten
In IFRIC 4 geht es um die Identifizierung 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 Finanzierungsforderungen so erfasst werden, dass sie die Finanzierung widerspiegeln, die als von der Gruppe gewährt erscheint, wo sie als Leasinggeber handelnd gilt und ihre Kunden als Leasingnehmer.
Diese Interpretation betrifft die Gruppe hauptsächlich in folgendem Zusammenhang:
| ― | einige Energiekauf- und Verkaufsverträge, insbesondere, wenn der Vertrag dem Käufer von Energie ein exklusives Recht auf Nutzung einer Produktionsanlage einräumt; |
| ― | bestimmte Verträge mit Industriekunden in Verbindung mit Vermögenswerten, die die Gruppe hält. |
1.4.10 Vorräte
Vorräte werden nach den Kosten oder dem erzielbaren Nettowert bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher der niedrigere ist. Der erzielbare Nettowert entspricht dem geschätzten Verkaufspreis im gewöhnlichen Geschäftsbetrieb, abzüglich der geschätzten Fertigstellungskosten und der geschätzten Kosten, die nötig sind, damit der Verkauf zustande kommt.
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 Brennelementevorrats wird auf der Grundlage von Schätzungen der erzeugten Strommenge je Brennelementeeinheit verbucht.
Gasvorräte
In die Untergrundspeicher injiziertes Gas umfasst Arbeitsgas, das entnommen werden kann, ohne dem Betrieb des Speichers abträglich zu sein, und Kissengas, das untrennbar zu den Speichern gehört und wesentlich für deren Betrieb ist (vgl. Abschnitt 1.4.5 "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 der Gruppe werden nach dem Prinzip der Durchschnittsmethode bewertet.
Ein Wertminderungsaufwand wird erfasst, wenn der Nettoveräußerungswert von Vorräten geringer als ihre gewichteten Durchschnittskosten ist.
Treibhausgasemissionszertifikate
Ausgehend von der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft wurden mehreren Industriestandorten der Gruppe kostenfrei Treibhausgas-(THG)-Emissionszertifikate gewährt. Laut Richtlinie müssen die betroffenen Standorte jedes Jahr eine Anzahl Zertifikate in Höhe der Gesamtemissionen der Anlagen während des vorhergehenden Kalenderjahrs abgeben. Daher muss die Gruppe möglicherweise Emissionszertifikate auf den Märkten für Verschmutzungsrechte kaufen, um fehlende Zertifikate, die für die Rückgabe erforderlich sind, abzudecken.
Da es nach den IFRS keine speziellen Regeln für die buchhalterische Behandlung von THG-Emissionszertifikaten gibt, hat die Gruppe 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 zu den Anschaffungskosten erfasst. |
Am Jahresende weist die Gruppe eine Schuld aus, wenn sie nicht genug Emissionszertifikate hat, um ihre THG-Emissionen während der Periode abzudecken. Diese Schuld wird zum Marktwert der Zertifikate bewertet, die nötig sind, um ihre Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen.
1.4.11 Finanzinstrumente
Finanzinstrumente werden nach IAS 32 und IAS 39 erfasst und bewertet.
1.4.11.1 Finanzielle Vermögenswerte
Zu den finanziellen Vermögenswerten gehören zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere, 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 in kurzfristige und langfristige Vermögenswerte untergliedert.
Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere
Zu den "zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren" gehören Investitionen der Gruppe 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.
Beim erstmaligen Ansatz werden diese Posten zum beizulegenden Zeitwert bewertet, der allgemein den Anschaffungskosten zuzüglich Transaktionskosten entspricht.
Zu jedem Abschlussstichtag werden zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere 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 sonstigen Ergebnis verbucht, es sei denn, der Wert der Investition sinkt so signifikant oder anhaltend unter ihre Anschaffungskosten, dass ein Wertminderungsaufwand erfasst werden muss. In diesem Falle wird der Verlust als "Wertminderungsaufwand" im Erlös erfasst. Nur Wertminderungsaufwand, der für Schuldinstrumente ausgewiesen ist (Gläubigerpapiere/Schuldverschreibungen), kann durch Erlöse aufgeholt werden.
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten
Dieser Posten enthält hauptsächlich Kredite und Vorauszahlungen an assoziierte oder nicht konsolidierte Unternehmen, Kautionen und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen.
Beim erstmaligen Ansatz werden diese Kredite und Forderungen zum beizulegenden Zeitwert zuzüglich Transaktionskosten verbucht. An jedem Bilanzstichtag werden sie zu den fortgeführten Anschaffungskosten mit der Effektivzinssatzmethode bewertet.
Beim erstmaligen Ansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert verbucht, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach dem geschätzten Risiko der Nichteinziehung verbucht. In diesen Posten gehören 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 zur Handelszwecken gehaltene Wertpapiere und kurzfristige Investitionen, die die Kriterien für die Einstufung als Zahlungsmittel oder Zahlungsmitteläquivalente nicht erfüllen (vgl. Abschnitt 1.4.12). Die finanziellen Vermögenswerte werden am Bilanzstichtag zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts werden in der Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe ausgewiesen.
1.4.11.2 Finanzielle Verbindlichkeiten
Finanzielle Verbindlichkeiten enthalten Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, derivative Finanzinstrumente und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten.
In der konsolidierten Bilanz werden die finanziellen Verbindlichkeiten in kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten untergliedert. Zu den kurzfristigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören:
| ― | finanzielle Verbindlichkeiten, die innerhalb von 12 Monaten ab Abschlussstichtag beglichen oder fällig werden; |
| ― | finanzielle Verbindlichkeiten, bezüglich derer die Gruppe 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 Commodity-Trading-Derivate, 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 werden bei der Berechnung des Effektivzinssatzes berücksichtigt und daher über die Laufzeit des Fremdkapitals nach dem Verfahren der fortgeführten Anschaffungskosten in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns verbucht.
Bei strukturierten Schuldinstrumenten ohne Eigenkapitalbestandteil kann die Gruppe aufgefordert werden, ein "eingebettetes" Derivat aus dem Basisvertrag herauszulösen. Die Bedingungen, unter denen diese Instrumente zu trennen sind, werden im Folgenden dargelegt. 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 erstmaligen Ansatz verursacht keine Gewinne oder Verluste.
Späterhin wird die Schuld zu den fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinsverfahren verbucht, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in die Erträge eingehen.
Verkaufsoptionen bei Minderheitsbeteiligungen
Zu den sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören vor allem Verkaufsoptionen, die die Gruppe in Bezug auf Minderheitsbeteiligungen gewährt.
Vor dem 1. Januar 2010 gewährte Verkaufsoptionen bei Minderheitsbeteiligungen
Da die IFRS keine speziellen Hinweise enthalten, hat die Gruppe gemäß den Empfehlungen der AMF für die Berichtsperiode 2009 entschieden, Instrumente, die vor dem 1. Januar 2010 erfasst worden waren, weiterhin nach ihrer früheren Rechnungslegungspolitik zu bilanzieren.
| ― | Wird die Verkaufsoption erstmalig gewährt, wird der Barwert des Ausübungspreises als finanzielle Verbindlichkeit mit einer entsprechenden Verringerung der Minderheitsbeteiligungen ausgewiesen. Ist der Wert der Verkaufsoption höher als der Buchwert der Minderheitsbeteiligungen, wird die Differenz als Geschäfts- oder Firmenwert erfasst; |
| ― | zu jedem Abschlussstichtag wird die Höhe der finanziellen Verbindlichkeit geprüft, und alle Änderungen des Betrags werden mit einer entsprechenden Berichtigung beim Geschäfts- oder Firmenwert verbucht; |
| ― | Dividendenzahlungen an Minderheitsbeteiligungen führen zu einer Erhöhung des Geschäfts- oder Firmenwerts; |
| ― | in der Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe wird den Minderheitsbeteiligungen ihr Anteil am Erlös zugeordnet. Im Konzernabschluss mindert der den Minderheitsbeteiligungen zugeordnete Ertragsanteil den Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts. Bei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Verbindlichkeiten, die beim Geschäfts- oder Firmenwert erfasst sind, werden keine Finanzierungskosten ausgewiesen. |
1.4.11.3 Derivate und Hedge Accounting
Die Gruppe setzt Finanzinstrumente ein, um ihre Gefährdung durch Marktrisiken zu handhaben und zu verringern, die aus Schwankungen von Zinssätzen, Wechselkursen und Rohstoffpreisen, vor allem bei Gas und Strom, entstehen. Die Nutzung von Derivaten wird durch die Politik der Gruppe zum Umgang mit Risiken durch Zinssätze, Devisen und Rohstoffe 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 wesentlichen Anfangsnettoinvestition erfordern und die (iii) 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, nicht-finanzielle Vermögenswerte zu kaufen oder zu verkaufen, bei denen es um die physische Lieferung des Basiswerts geht.
Bei Käufen und Verkäufen von Strom und Erdgas analysiert die Gruppe systematisch, ob der Vertrag innerhalb der "gewöhnlichen" Geschäftstätigkeit geschlossen wurde und daher nicht in die Geltung von IAS 39 fällt. Diese Analyse besteht zunächst darin zu zeigen, dass der Vertrag zu dem Zweck geschlossen und gehalten wird, die physische Lieferung der Waren vorzunehmen oder entgegenzunehmen, je nach dem erwarteten Bedarf der Gruppe an Kauf, Verkauf oder Verwendung.
Der zweite Schritt ist der Nachweis, dass
| ― | es nicht Praxis der Gruppe ist, derartige Verträge auf Nettobasis zu begleichen. Insbesondere sieht die Gruppe Terminkäufe oder -verkäufe mit der physischen Lieferung des Basiswerts, die dem alleinigen Zweck dienen, die Energievolumen der Gruppe auszugleichen, nicht als netto zu begleichende Verträge an; |
| ― | der Vertrag nicht mit dem Ziel ausgehandelt wird, eine finanzielle Arbitrage zu realisieren; |
| ― | der Vertrag kein Äquivalent für eine geschriebene Option ist. Insbesondere bei den Strom- und Gasverkäufen, die dem Käufer eine gewisse Flexibilität hinsichtlich der gelieferten Volumen gestatten, unterscheidet die Gruppe zwischen Verträgen, die ein Äquivalent für Umsätze von Kapazität sind - die als Transaktionen angesehen werden, die in die gewöhnliche Geschäftstätigkeit fallen -, und solchen, die ein Äquivalent für geschriebene Finanzoptionen sind, die als derivative Finanzinstrumente bilanziert werden. |
Nur Verträge, die alle oben genannten Bedingungen erfüllen, unterliegen nicht IAS 39. Eine entsprechende spezielle Dokumentation wird zusammengestellt, um diese Analyse zu stützen.
Eingebettete Derivate
Ein eingebettetes Derivat ist ein Bestandteil eines hybriden (kombinierten) Instruments, das auch einen nicht-derivativen Basisvertrag enthält - mit dem Effekt, dass sich manche Zahlungsströme des kombinierten Instruments ähnlich verhalten wie die eines freistehenden Derivats.
Die wichtigsten Verträge der Gruppe, die eingebettete Derivate enthalten können, sind Verträge mit Klauseln oder Optionen zu Vertragspreis, Volumen oder Fälligkeit. 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 angepasst 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 derivatives Instrument erfüllt (Vorhandensein eines Basiswerts, keine wesentliche Nettoerstinvestition, Begleichung zu einem späteren Zeitpunkt) und |
| ― | seine Merkmale nicht eng mit denen des Basisvertrags verbunden sind. Ob die Merkmale des Derivats "eng" mit dem Basisvertrag verbunden sind, wird bei Vertragsunterzeichnung geprüft. |
Eingebettete Derivate, die aus dem Basisvertrag herausgelöst sind, werden in der Gruppenbilanz zum beizulegenden Zeitwert erfasst, wobei die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts bei den Erlösen ausgewiesen sind (sofern nicht das eingebettete Derivat Teil einer designierten Sicherungsbeziehung ist).
Sicherungsinstrumente: Erfassung und Darstellung
Derivate, die die Voraussetzung eines Sicherungsinstruments erfüllen, werden in der Gruppenbilanz erfasst und zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Doch unterscheidet sich ihre bilanzielle Behandlung in Abhängigkeit davon, ob sie eingestuft sind als:
| ― | Absicherung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit; |
| ― | Cashflow-Absicherung; |
| ― | Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb. |
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts
Eine Absicherung eines beizulegenden Zeitwerts wird als Sicherung gegen Änderungen des beizulegenden Zeitwerts eines erfassten Vermögenswerts oder einer erfassten Schuld definiert, wie Festzinsdarlehen oder Fremdkapital oder von Vermögenswerten, Verbindlichkeiten oder einer nicht erfassten vertraglichen Verpflichtung in einer Fremdwährung.
Der Gewinn oder Verlust aus der Neubewertung des Sicherungsinstruments zum beizulegenden Zeitwert wird im Ertrag erfasst. Gewinn oder Verlust bei dem abgesicherten Gegenstand, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert des abgesicherten Gegenstands und wird auch im Ertrag ausgewiesen, wenn sich der abgesicherte Posten in einer Kategorie befindet, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts als sonstiges Ergebnis erfasst werden. Diese beiden Anpassungen werden netto in der Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe ausgewiesen, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Absicherung entspricht.
Cashflow-Absicherungen
Ein Cash Flow Hedge ist die Absicherung gegen das Risiko schwankender Zahlungsströme, das Auswirkungen auf den Erlös der Gruppe haben könnte. Der abgesicherte Cashflow kann einem besonderen Risiko gelten in Verbindung mit einem erfassten 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 sonstiges Ergebnis nach Steuern erfasst, während der unwirksame Teil beim Ertrag ausgewiesen wird. Die Gewinne oder Verluste, die im Eigenkapital akkumuliert sind, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns unter den gleichen Titel umklassifiziert 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 aufgegeben, insbesondere weil die Absicherung nicht länger als wirksam gilt, steht der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument weiterhin separat im Eigenkapital, bis es zu dem erwarteten Geschäft kommt. Ist jedoch das Geschäft nicht länger zu erwarten, wird der kumulative Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument im Ertrag 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 sonstiges Ergebnis zu erfassen, abzüglich Steuern, während der unwirksame Teil beim Erlös ausgewiesen wird. Die Gewinne oder Verluste, die im sonstigen Ergebnis kumuliert wurden, werden in die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns übertragen, wenn die Investition verkauft wird.
Identifizierung und Dokumentation von Sicherungsverhältnissen
Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Gegenstände werden zu Beginn des Sicherungsverhältnisses designiert. Das Sicherungsverhältnis wird in jedem Fall unter Angabe der Sicherungsstrategie, des abgesicherten Risikos und der Bewertungsmethode für die Wirksamkeit der Sicherung formell dokumentiert. Nur Derivatkontrakte mit externen Gegenparteien gelten als für das Hedge Accounting in Frage kommend.
Die Wirksamkeit der Absicherung wird zu Beginn des Sicherungsverhältnisses bewertet und dokumentiert und dann fortlaufend während der Perioden, für die die Sicherung designiert war. Absicherungen werden als wirksam 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.
Derivative Instrumente, die nicht die Kriterien des 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 Hedge Accounting 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 erfasst, wenn nicht-finanzielle Vermögenswerte den Basiswert bilden, und bei den Finanzerträgen oder -aufwendungen für Währungs-, Zins- und Eigenkapitalderivate.
Derivate, die die Gruppe in Verbindung mit unternehmenseigenen Energiehandelstätigkeiten und Energiehandel im Auftrag von Kunden einsetzt, und sonstige Derivate mit einer Laufzeit von weniger als 12 Monaten werden in der konsolidierten Bilanz 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 Verweis 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 Devisen- und Zinsoptionen wird mit 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 ausgehend von internen Annahmen evaluiert werden; |
| ― | im Falle komplexer Verträge mit unabhängigen Finanzinstitutionen verwendet die Gruppe ausnahmsweise Werte, die ihre Gegenparteien festgelegt haben. |
Diese Instrumente werden auf Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt, sofern sich die 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.
Sofern es keine rechtswirksamen Aufrechnungsverträge oder ähnliche Vereinbarungen gibt, ist das Gegenparteirisiko im beizulegenden Zeitwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit derivativen Finanzinstrumenten enthalten. Es wird nach der Methode des "erwarteten Verlusts" berechnet und berücksichtigt das ausstehende Obligo im Verzugsfall, die Ausfallwahrscheinlichkeit und die Verlustquote.
Die Ausfallwahrscheinlichkeit wird auf der Grundlage von Kredit-Ratings bestimmt, die jeder Gegenpartei zugeordnet werden (Ansatz der "historischen Ausfallwahrscheinlichkeit").
1.4.12 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Zu diesen Posten gehören Zahlungsmitteläquivalente ebenso wie kurzfristige Investitionen, die leicht in eine bekannte Zahlungsmittelmenge umgewandelt werden können und bei denen die Gefahr einer Änderung ihres Werts nach den Maßstäben in IAS 7 vernachlässigbar scheint.
Kontokorrentkredite fallen nicht in die Berechnung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten. Sie werden im "Kurzfristigen Fremdkapital" verbucht.
1.4.13 Eigene Anteile
Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten erfasst und vom Eigenkapital abgezogen. Gewinne und Verluste bei Veräußerungen von eigenen Anteilen werden direkt im Eigenkapital verbucht und wirken sich daher nicht auf den Ertrag für die Periode aus.
1.4.14 Anteilsbasierte Vergütung
Nach IFRS 2 werden anteilsbasierte Vergütungen, die als Gegenleistung für Dienste gezahlt werden, als Personalkosten erfasst. Diese Dienste werden nach dem beizulegenden Zeitwert der bewilligten Instrumente bewertet.
Die Gruppe zahlt eine anteilsbasierte Vergütung in Form einer Abgeltung durch Eigenkapitalinstrumente (gegenwärtig macht die Gruppe von einer Barabgeltung keinen Gebrauch).
Eigenkapitalinstrumente: Aktien und Performance Shares für Mitarbeiter
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 die Gruppe ihre Leistungsziele erfüllen wird. Die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts berücksichtigt auch die Nichtübertragbarkeitszeit bei diesen Instrumenten. Die Kosten für den Mitarbeitern zugeteilte Aktien werden über den Erdienungszeitraum der Rechte als Aufwand gebucht und mit dem Eigenkapital verrechnet.
Ein Monte-Carlo-Preismodell wird für Performance-Aktien benutzt, die nach freiem Ermessen gewährt werden und externen Leistungskriterien unterliegen.
1.4.15 Rückstellungen
1.4.15.1 Rückstellungen für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen für Arbeitnehmer
Je nach geltender Gesetzgebung und Praxis in den Ländern, in denen GDF SUEZ tätig ist, haben die Unternehmen der Gruppe Verpflichtungen im Hinblick auf Pensionen, Vorruhestandszahlungen, Ruhestandsprämien und sonstige Leistungspläne. Solche Verpflichtungen gelten generell gegenüber allen Arbeitnehmern in den jeweiligen Unternehmen.
Die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer werden nach IAS 19 in der überarbeiteten Fassung erfasst und bewertet (vgl. Abschnitt 1.1.1).
Demnach:
| ― | werden die Kosten für beitragsorientierte Pläne nach der Höhe der Beiträge, die in der Periode zu zahlen sind, als Aufwand erfasst; |
| ― | werden die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer aus den leistungsorientierten Plänen versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. Diese Berechnungen basieren auf Annahmen zu Mortalität, Personalfluktuation und geschätzten künftigen Lohnsteigerungen sowie den Wirtschaftsbedingungen für jedes Land oder jede Tochtergesellschaft der Gruppe. 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 verbucht, wenn Verpflichtungen aus diesen Plänen den beizulegenden Zeitwert des Planvermögens übersteigen. 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.
Für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses gilt, dass versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Änderungen der versicherungsmathematischen Annahmen und aus erfahrungsbedingten Anpassungen im sonstigen Ergebnis erfasst werden. Falls erforderlich, werden Berichtigungen aus der Anwendung der Obergrenze auf die Nettovermögenswerte bei überfinanzierten Plänen auf ähnliche Weise behandelt. Jedoch werden versicherungsmathematische Gewinne und Verluste bei sonstigen langfristigen Leistungen wie Treueprämien weiterhin unmittelbar im Erlös erfasst.
Der Nettozins auf die Nettoschuld (den Nettovermögenswert) aus einem leistungsorientierten Plan wird als Nettofinanzaufwendung (-ertrag) dargestellt.
1.4.15.2 Sonstige Rückstellungen
Die Gruppe nimmt eine Rückstellung vor, wenn sie eine bestehende Verpflichtung hat (gesetzlich oder faktisch), von deren Abgeltung zu erwarten ist, dass sie zu einem Abfluss von Mitteln führt, die wirtschaftlichen Nutzen ohne entsprechende Gegenleistung verkörpern.
Eine Rückstellung für die Kosten einer Umstrukturierung wird verbucht, wenn die allgemeinen Kriterien für das Bilden einer Rückstellung erfüllt sind, d. h. wenn die Gruppe einen detaillierten förmlichen Plan für die Umstrukturierung hat und angemessene Erwartungen bei denen auslöst, die die Umstrukturierungsmaßnahmen durchführen, indem sie den Plan umzusetzen beginnen, oder indem die Betroffenen 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 der Gruppe sind Rückstellungen für die Aufarbeitung und Lagerung von radioaktiven Abfällen, Rückstellungen für den Abbruch von Anlagen und Rückstellungen für die Kosten zur Wiederherstellung des Standorts. 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 erfasst, wenn die Gruppe eine bestehende gesetzliche oder faktische Verpflichtung hat, Anlagen abzubauen oder Flächen zu sanieren. Gleichzeitig wird ein Vermögenswert verbucht, indem diese Abbruchverpflichtung in den Buchwert der entsprechenden Anlagen aufgenommen wird. Berichtigungen 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 des Unwindings der Abzinsung werden für die Periode als Aufwand erfasst.
1.4.16 Erlöse
Die Erlöse der Gruppe (wie in IAS 18 definiert) werden in der Hauptsache wie folgt generiert:
| ― | Energieverkäufe; |
| ― | Erbringen von Dienstleistungen; |
| ― | Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge. |
Erlöse aus dem Verkauf von Waren werden bei Lieferung erfasst, d. h. wenn die maßgeblichen Risiken und Chancen am Eigentum auf den Käufer übergehen. Bei Dienstleistungen und Fertigungsaufträgen werden die Erlöse nach der Methode zur Teilgewinnrealisierung erfasst. In beiden Fällen werden die Erlöse erst angesetzt, wenn der Transaktionspreis feststeht oder zuverlässig ermittelt werden kann und die Erlangung der Beträge wahrscheinlich ist.
Erlöse werden zum beizulegenden Zeitwert der empfangenen oder geforderten Gegenleistung bewertet. Hat eine aufgeschobene Zahlung eine wesentliche Auswirkung auf die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts dieser Gegenleistung, wird das durch Abzinsung künftiger Eingänge berücksichtigt.
1.4.16.1 Energieverkauf
Diese Umsatzerlöse 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 die Gruppe 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 Erlöse aus solchen Komponenten auf der Grundlage der linearen Abschreibung erfasst, weil sich der beizulegende Zeitwert der erbrachten Dienstleistungen von einer Periode zur nächsten im Wesentlichen nicht ändert.
Nach IAS 1 und IAS 18 werden sowohl die unternehmenseigenen Energiehandelstransaktionen als auch der Energiehandel im Auftrag von Kunden nach Aufrechnung von Verkäufen und Käufen in den "Erlösen" verbucht. Bei Verrechnung von Verkaufsverträgen mit ähnlichen Kaufverträgen oder Abschluss von Verkaufsverträgen als Teil einer Aufrechnungsstrategie 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 Erlösen angesetzt.
1.4.16.2 Erbringen von Dienstleistungen
Diese Erlöse beziehen sich hauptsächlich auf Installation, Instandhaltung und Energiedienstleistungen und werden nach IAS 18 erfasst, der verlangt, dass Dienstleistungen nach der Methode der Teilgewinnrealisierung bilanziert werden.
1.4.16.3 Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge
Erlöse aus Fertigungsaufträgen werden mit der Methode der Teilgewinnrealisierung und allgemein nach den Festlegungen in IAS 11 ermittelt. Je nach Vertrag kann der Stand der Fertigstellung entweder nach dem Anteil ermittelt werden, den die bis zu diesem Zeitpunkt anfallenden Kosten an den geschätzten Gesamtkosten der Transaktion haben, oder nach dem physischen Fortschritt des Vertrages aufgrund von Faktoren wie vertraglich vereinbarten Phasen.
Die Erlöse enthalten auch Erlöse aus finanziellen Konzessionsvermögenswerten (IFRIC 12) und Forderungen aus Finanzierungsleasings (IFRIC 4).
1.4.17 Kurzfristiges Betriebsergebnis
Das kurzfristige Betriebsergebnis ist ein Indikator, den die Gruppe 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 Empfehlung 2013-03 der ANC - Autorité des normes comptables - zum Format von Jahresabschlüssen für Unternehmen, die sie nach IFRS erstellen). 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 wegen ihres ungewöhnlichen, irregulären oder außergewöhnlichen Wesens schwer vorherzusagen sind. Bei GDF SUEZ geht es bei diesen Elementen um die Marktbewertung für Commodity-Verträge, die keine Trading-Instrumente sind, um Wertminderungsaufwand, Kosten von Umstrukturierungsmaßnahmen, Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte; sie sind wie folgt definiert:
―
Die Marktbewertung für Commodity-Verträge, die keine Trading-Instrumente sind, entspricht Änderungen des beizulegenden Zeitwerts (Marktbewertung) von Finanzinstrumenten für Commodities, Gas und Strom, die weder die Voraussetzungen für Trading - noch die für Hedge-Instrumente erfüllen. Diese Verträge werden zur wirtschaftlichen Absicherung des laufenden Geschäfts 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.
―
Die Wertminderungsaufwendungen schließen Wertminderungsaufwendungen des Geschäfts- oder Firmenwerts, materielle und immaterielle Vermögenswerte, assoziierte Unternehmen und zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere ein;
―
Restrukturierungsaufwand betrifft Kosten für ein Restrukturierungsprogramm, das vom Management geplant und überwacht wird, das entweder den Zweck eines von der Gesellschaft ausgeführten Geschäfts oder die Art, in der das Geschäft geführt wird, wesentlich verändert, wenn man die Kriterien aus IAS 37 zugrunde legt;
―
Änderungen des Konsolidierungskreises. Diese Zeile enthält:
| ― | Kosten bei Erwerben von Mehrheitsbeteiligungen; |
| ― | 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 Einmaleffekte umfassen hauptsächlich Kapitalgewinne und -verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte und zur Veräußerung verfügbarer Wertpapiere.
1.4.18 Konsolidierte Kapitalflussrechnung
Die konsolidierte Kapitalflussrechnung wird mit der indirekten Darstellung ausgehend vom Jahresüberschuss (-fehlbetrag) 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" erscheinen als Bestandteil der Finanzierungstätigkeit, denn mit den Zinsen kann der Fremdkapitalaufwand verringert werden. Diese Klassifizierung ist mit der internen Organisation der Gruppe konsistent, bei der Schulden und Zahlungsmittel zentral von der Finanzabteilung verwaltet werden.
Da Wertminderungsaufwand bei kurzfristigen Vermögenswerten als endgültiger Verlust gilt, werden Änderungen bei kurzfristigen Vermögenswerten abzüglich Wertminderung dargestellt.
Cashflow im Zusammenhang mit der Zahlung von Ertragssteuern wird in einer separaten Zeile der konsolidierten Kapitalflussrechnung dargestellt.
1.4.19 Ertragssteueraufwand
Die Gruppe berechnet Steuern gemäß der geltenden Gesetzgebung in den Ländern, in denen Ertrag steuerpflichtig ist.
Nach IAS 12 werden latente Steuern mit der Verbindlichkeitsmethode 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 erfasst, die sich aus dem Geschäfts- oder Firmenwert ergeben, bei dem ein Wertminderungsaufwand für steuerliche Zwecke nicht abzugsfähig ist, oder aus dem Erstansatz eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit in einer Transaktion, die (i) kein Unternehmenszusammenschluss ist und sich (ii) zum Zeitpunkt der Transaktion weder auf die Bilanzierung des Ertrags noch des steuerbaren Ertrags auswirkt. Zudem werden latente Steueransprüche nur in dem Maße erfasst, wie es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerbaren Ertrag gibt, für den die abzugsfähige temporäre Differenz genutzt werden kann.
Temporäre Differenzen aus Neuberechnungen von Finanzierungsleasings führen zur Erfassung latenter Steuern.
Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerbaren zeitlichen Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, Zweigniederlassungen und assoziierte Unternehmen und Beteiligungen an Gemeinschaftsunternehmen erfasst, es sei denn, die Gruppe 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 Salden latenter Steuern werden ausgehend vom steuerlichen Status jedes Unternehmens oder vom Gesamtertrag der Unternehmen, die zur Konzernorganschaft gehören, errechnet und mit ihrem Nettobetrag je steuerliche Einheit als Vermögenswerte oder Schulden 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.
1.4.20 Ergebnis je Aktie
Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird als Quotient aus dem Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) (Konzernanteil) und dem gewichteten Durchschnitt der während des Geschäftsjahres in Umlauf befindlichen Stammaktienzahl ermittelt. Die Durchschnittszahl von während des Jahres in Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der Stammaktien, die im Laufe des Jahres zurückgekauft oder ausgegeben wurden.
Die gewichtete durchschnittliche Anzahl von Aktien und das unverwässerte Ergebnis je Aktie werden so berichtigt, dass die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung von potenziell verwässernden Stammaktien (Optionen, Optionsscheinen und Wandelanleihen usw.) berücksichtigt ist.
ANHANG 2 WICHTIGE ÄNDERUNGEN DER KONZERNSTRUKTUR
2.1 Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement
2.1.1 Beendigung der Aktionärsvereinbarung
Nach den Ankündigungen vom 5. Dezember 2012 und 22. Januar 2013 (vgl. Anhang 2.2 "Ankündigung der Nichtverlängerung der Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement Company" und Anhang 28.3 "Bestätigung der Nichtverlängerung der Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement Company" zum Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2012) endete die Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement Company am 22. Juli 2013 für alle beteiligten Parteien.
Infolge der Beendigung der Aktionärsvereinbarung hat GDF SUEZ keinen maßgeblichen Einfluss mehr auf die SUEZ Environnement Company. Ab 22. Juli 2013 wird die Beteiligung der Gruppe an der SUEZ Environnement Company im Konzernabschluss nach der Equity-Methode bilanziert.
2.1.2 Auswirkung auf den Jahresabschluss der GDF SUEZ-Gruppe
Nach IAS 27 - Konzern- und Einzelabschlüsse - wurde die verbliebene Beteiligung an der SUEZ Environnement Company an den Tag zum beizulegenden Zeitwert erfasst, an dem die Beherrschung aufgegeben wurde. Bei einem Preis von 10,26 € für die Aktie der SUEZ Environnement Company per 22. Juli 2013 lag der Buchwert des assoziierten Unternehmens bei 1.868 Mio. €, und der Gewinn aus der Neubewertung des beizulegenden Zeitwerts betrug 476 Mio. € (basierend auf dem Abschluss per 22. Juli 2013). Der Nettogewinn und der Verlust durch die neue Zuordnung der Gesamtergebnisrechnung von SUEZ Environnement Company zum Ertrag aus umgliederbaren Posten in Höhe von 448 Mio. €, abzüglich der Aufwendungen, wird bei den "Änderungen des Konsolidierungskreises" dargestellt.
Nach den Festlegungen in IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen - hat die Gruppe die identifizierbaren Vermögenswerte und Verbindlichkeiten von SUEZ Environnement zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Die Abschreibung der Berichtigungen des beizulegenden Zeitwerts, die den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von SUEZ Environnement zugeordnet sind, hatte keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss von GDF SUEZ für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr. Wenngleich der beizulegende Zeitwert der identifizierbaren Vermögenswerte und Verbindlichkeiten nur vorläufig bewertet worden ist, erwartet die Gruppe doch keine maßgebliche Änderung der Höhe des Betrags.
Der Beitrag von SUEZ Environnement zur Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns und zur Kapitalflussrechnung für die Geschäftsjahre 2013 und 2012 und zur Bilanz per 31. Dezember 2012 wird nachstehend dargestellt, während die von SUEZ Environnement verbuchten wichtigen Finanzindikatoren in Anhang 13.2 dargelegt sind.
GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG
| in Millionen Euro | Beitrag von SUEZ Environnement zur Gruppe per 22. Juli 2013 | Neubewertung des Nettogewinns per 22. Juli 2013 | SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen per 22. Juli 2013 | Gesamtbeitrag von SUEZ Environnement per 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|---|---|---|
| Erträge | 8.031 | - | - | 8.031 | 15.093 |
| Käufe | (1.698) | - | - | (1.698) | (3.481) |
| Personalkosten | (2.107) | - | - | (2.107) | (3.767) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (548) | - | - | (548) | (1.036) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (3.251) | - | - | (3.251) | (5.925) |
| Sonstige betriebliche Erträge | 160 | - | - | 160 | 238 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 588 | - | - | 588 | 1.121 |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (1) | - | - | (1) | 4 |
| Wertminderungsaufwand | 4 | - | - | 4 | (87) |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (17) | - | - | (17) | (78) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (2) | 448 | - | 447 | 45 |
| Sonstige Einmaleffekte | 10 | - | - | 10 | 4 |
| ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 581 | 448 | - | 1.029 | 1.009 |
| Finanzaufwand | (273) | - | - | (273) | (527) |
| Finanzertrag | 50 | - | - | 50 | 94 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (223) | - | - | (223) | (434) |
| Ertragssteueraufwand | (107) | - | - | (107) | (177) |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 17 | - | 62 | 80 | 22 |
| JAHRESÜBERSCHUSS | 268 | 448 | 62 | 778 | 422 |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss | 41 | 448 | 62 | 551 | 58 |
| Minderheitsbeteiligungen | 227 | - | - | 227 | 364 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
BILANZ
| in Millionen Euro | 31. Dez. 20121 |
|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 4.056 |
| Geschäfts- oder Firmenwert | 3.257 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 8.867 |
| Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere | 393 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 703 |
| Derivate | 257 |
| Investitionen in assoziierte Unternehmen | 490 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 80 |
| Latente Steueransprüche | 761 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 18.865 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 215 |
| Derivate | 5 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 3.763 |
| Vorräte | 291 |
| Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | 1.111 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 24 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 2.233 |
| Vermögenswerte, die als zur Veräußerung verfügbar eingestuft sind | - |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 7.643 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 26.508 |
| Aktienkapital | 1.451 |
| Minderheitsbeteiligungen | 5.388 |
| SUMME EIGENKAPITAL | 6.839 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | |
| Rückstellungen | 1.408 |
| Langfristiges Fremdkapital | 8.392 |
| Derivate | 91 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 3 |
| Andere langfristige Verbindlichkeiten | 640 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 578 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 11.112 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |
| Rückstellungen | 560 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 1.488 |
| Derivate | 9 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 2.834 |
| Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten | 3.666 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit zur Veräußerung verfügbaren Vermögenswerten verbunden sind | - |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 8.557 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 26.508 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. ln bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentllchen Abweichungen bei den Summen führen.
KAPITALFLUSSRECHNUNG
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS | 778 | 434 |
| Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 1.125 | 2.140 |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | (239) | 330 |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 785 | 2.358 |
| CASHFLOW FÜR INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (600) | (1.297) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (259) | (1.369) |
| Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (2.160) | 56 |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (2.233) | (251) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 2.233 | 2.485 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | - | 2.233 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
2.2 Veräußerungen im Jahre 2013
2013 führte die Gruppe ihr Programm zur Portfoliooptimierung fort, um die konsolidierte Nettoschuld zu verringern.
Die im Rahmen dieses Programms vorgenommenen Veräußerungen führten zu einem Abbau der Nettoschuld um 3.429 Mio. € im Vergleich zum 31. Dezember 2012.
Die Tabelle unten zeigt die kumulative Auswirkung dieser Veräußerungen auf die Nettoverschuldung der Gruppe per 31. Dezember 2013. Die einzelnen und aggregierten Gewinne/Verluste) aus Veräußerungen waren per 31. Dezember 2013 nicht wesentlich.
| in Millionen Euro | Veräußerungspreis | Abbau der Nettoschuld | Nettogewinn (-verlust) aus Veräußerungen und Änderungen des Kreises, die im Ertrag erfasst sind | Im Aktienkapital erfasste Auswirkungen |
|---|---|---|---|---|
| 2013 abgeschlossene Transaktionen bezüglich der per 31. Dezember 2012 "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" | 1.283 | (1.168) | 2 | - |
| Veräußerung der Beteiligung von 24,5% an SPP (Slowakei) | 1.242 | (1.127) | - | - |
| Veräußerung von 80% von IP Maestrale (Italien und Deutschland) | 28 | (28) | - | - |
| Veräußerung von 10% der Beteiligung an der Sohar Power Company SAOG (Oman) | 13 | (13) | 2 | - |
| 2013 durchgeführte Transaktionen | 1.000 | (1.960) | 30 | (11) |
| Verkauf von 50% des Portfolios von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Portugal | 328 | (567) | (22) | - |
| Zugang von 28% eines Minderheitsaktionärs zum Portfolio von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Australien | 301 | (301) | - | (11) |
| Veräußerung von thermischen Kraftwerken in den Vereinigten Staaten | 82 | (809) | 34 | - |
| davon Barmittel, die aus dem restlichen Veräußerungspreis für das Choctaw-Kraftwerk zugeflossen sind - eine 2012 abgeschlossene Transaktion | - | (130) | - | - |
| davon Veräußerung des Kraftwerks Red Hills | - | (226) | 34 | - |
| davon Verkauf von 20,6% von Astoria Energy, Kraftwerk der Phase I | 82 | (453) | - | - |
| Verkauf eines Anteils von 33,2% an NOGAT (Niederlande) | 182 | (177) | 14 | - |
| Veräußerung der 36%igen Beteiligung an KAPCO (Pakistan) | 107 | (106) | 4 | - |
| Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind | 201 | (301) | 74 | - |
| SUMME | 2.484 | (3.429) | 106 | (11) |
IP Maestrale, Sohar Power Company SAOG und die 24,5%ige Beteiligung der Gruppe an SPP wurden per 31. Dezember 2012 als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" eingestuft. Bereits diese Einstufung führte zu einem Abbau der Nettoschuld per 31. Dezember 2012 von 946 Mio. €. Berücksichtigt man die 1.168 Mio. €, die 2013 zugeflossen sind, haben diese drei Transaktionen die konsolidierte Nettoschuld um 2.114 Mio. € verringert.
2.2.1 Veräußerung der Beteiligung von 24,5% an SPP (Slowakei)
Am 23. Januar 2013 schlossen GDF SUEZ und E.ON den Verkauf ihrer Beteiligungen an der Slovak Gas Holding (SGH) - an der beide gleiche Anteile gehalten hatten - an die Energetický a Prumyslový Holding (EPH) ab. SGH ist eine Holding mit einer Beteiligung von 49% am slowakischen Gasnetzbetreiber Slovenský Plynárenský Priemysel a.s. (SPP).
Diese Veräußerung bewertete die 24,5%ige Beteiligung der Gruppe an SPP mit 1.301 Mio. €. Die Gruppe erhielt am 23. Januar 2013 eine Zahlung von 1.127 Mio. €, die dem Verkaufspreis von 1.301 Mio. €, abzüglich 59 Mio. € Dividenden, die im Dezember 2012 gezahlt worden waren, und einer garantierten aufgeschobenen Zahlung von 115 Mio. € entspricht, die 2015 geleistet wird.
Der Gewinn aus der Veräußerung ist nicht wesentlich. Dieses Geschäft beendet auch das Schiedsverfahren, das GDF SUEZ und E.ON vor der ICSID gegen den slowakischen Staat angestrengt haben (vgl. Anhang 27.1 "Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren" zum Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2012).
2.2.2 Veräußerung von 80% von IP Maestrale (Italien und Deutschland)
Am 13. Februar 2013 schloss die Gruppe den Verkauf ihrer 80%igen Mehrheitsbeteiligung an IP Maestrale - einer Tochtergesellschaft, die ein Portfolio von Windkraftanlagen in Italien und Deutschland managte - für 28 Mio. € an die ERG Group ab.
Die Festlegungen des mit ERG geschlossenen Vertrags sehen vor, dass die 20%ige Beteiligung, die GDF SUEZ weiter an IP Maestrale hält, als finanzieller Vermögenswert von 7 Mio. € erfasst wird.
Diese Transaktion wirkte sich nicht wesentlich auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns per 31. Dezember 2013 aus.
2.2.3 Verkauf von 50% des Portfolios von Stromerzeugungsvermögen in Portugal
Am 13. Oktober 2013 verkaufte die Gruppe 50% ihres Portfolios an Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung und der Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie in Portugal für 328 Mio. € an die Marubeni Corporation.
Teil des Verkaufs waren Vermögenswerte von GDF SUEZ Energy Europe (100% des Windparkbetreibers Eurowind; 42,5% von Generg, einem Stromproduzenten aus erneuerbarer Energie) und Vermögenswerte von GDF SUEZ Energy International (100% von Turbogas und 50% von Elecgas, die beide Gas- und Dampf-Kombikraftwerke betreiben; 50% von Tejo Energia, einem Betreiber eines Kohlekraftwerks). Im Konzernabschluss per 31. Dezember 2012 waren Eurowind und Turbogas voll konsolidiert, Elecgas war quotenkonsolidiert und Generg und Tejo Energia wurden nach der Equity-Methode bilanziert.
Nach dem Verkauf an Marubeni wurden der verbleibende 50%-Anteil an Eurowind und Turbogas und der 25%-Anteil an Elecgas quotenkonsolidiert. Die restlichen Beteiligungen an Generg und Tejo Energia von 21,25% bzw. 25% werden nach der Equity-Methode bilanziert. Gemäß IAS 27 wurden die verbleibenden Anteile an Eurowind und Turbogas am Tag der Transaktion zum beizulegenden Zeitwert neu bewertet. Nach Einbeziehung der Transaktionskosten von 8 Mio. € verursachte diese Transaktion einen Verlust aus Veräußerung von 22 Mio. €.
Das Geschäft verringerte auch die Nettoschuld der Gruppe per 31. Dezember 2013 um 567 Mio. € (d. h. Anrechnung von zugeflossenen 328 Mio. €, abzüglich Transaktionskosten von 8 Mio. € zuzüglich Auswirkung der Ausbuchung von 50% der Nettoschuld von 494 Mio. €, die zuvor in den Büchern der am Geschäft beteiligten Gesellschaften standen).
Diese portugiesischen Vermögenswerte trugen 2013 101 Mio. € zum "Jahresüberschuss (-fehlbetrag) des Konzernanteils" bei (dabei sind die Einnahmen aus der Veräußerung nicht eingerechnet), 2012 waren es 56 Mio. €.
2.2.4 Zugang von 28% eines Minderheitsaktionärs zum Portfolio von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Australien
Am 31. Oktober 2013 übernahm Mitsui & Co. Ltd. eine Minderheitsbeteiligung von 28% an einem Portfolio australischer Vermögenswerte der Stromproduktion und des Energieverkaufs, die zuvor zu 100% von der Gruppe gehalten worden sind.
Diese Transaktion schloss das Kohlekraftwerk Hazelwood, die Gaskraftwerke Synergen und Pelican Point, den Windpark Canunda und das Strom- und Gasvertriebsunternehmen Simply Energy ein.
Der Vorgang hatte die Form einer von Mitsui & Co. Ltd. vollständig gezeichneten Kapitalerhöhung. Mitsui bezahlte 416 Mio. AUD (301 Mio. €) für 127.623.432 neue Aktien, die 28% des Kapitals der IP Australia Holdings Pty Ltd darstellen, die die fünf betroffenen Anlagen zu 100% besitzt. Da es sich um einen Geschäftsvorfall zwischen Eigentümern handelte, wurde die Differenz zwischen dem Veräußerungspreis und dem Buchwert der Investition, d. h. 11 Mio. €, in das Aktienkapital gebucht. Per 31. Dezember 2013 machten die 28% der bilanzierten Minderheitsbeteiligung von Mitsui & Co. Ltd. am australischen Energiegeschäftsportfolio 289 Mio. € aus.
2.2.5 Veräußerung von thermischen Kraftwerken in den Vereinigten Staaten
2.2.5.1 Veräußerung des Kraftwerks Red Hills
Am 28. Februar 2013 verkaufte die Gruppe ihre Tochtergesellschaft Red Hills, ein 440-MW-Kohlekraftwerk in Mississippi.
Die Veräußerung generierte einen Kapitalgewinn von 34 Mio. € und verringerte die Nettoschuld um 226 Mio. €.
2.2.5.2 Verkauf von 20,6% von Astoria Energy, Kraftwerk (Phase I)
Am 31. Oktober 2013 schloss die Gruppe die Vertragsverhandlungen über den Verkauf von 20,6% des Kapitalanteils an Astoria Energy, Phase I - einem Tochterunternehmen, das im Staat New York ein Gas- und Dampf-Kombikraftwerk von 575 MW betreibt - für insgesamt 109 Mio. USD (82 Mio. €) an Mizuho ab.
Die restlichen 44,8% Eigenkapitalanteil der Gruppe an Astoria Energy, Phase I, (die 36,8% der Stimmrechte entsprechen), werden nach der Equity-Methode bilanziert werden. Per 31. Dezember 2013 betrug der Buchwert 178 Mio. €.
Diese Transaktion erbrachte im Jahresabschluss der Gruppe eine Verringerung der Nettoschuld um 453 Mio. € (d. h. Anrechnung von 82 Mio. €, die zugeflossen sind, plus Auswirkung einer ausgebuchten Nettoschuld von 371 Mio. € aus den Büchern von Astoria Energy, Phase I).
2.2.6 Verkauf eines Anteils von 33,2% an NOGAT (Niederlande)
Am 31. Oktober 2013 schloss die Gruppe die Vertragsverhandlungen über den Verkauf von 33,2% ihrer Anteile an NOGAT BV für 182 Mio. € an den deutschen Pensionsfonds PGGM ab. NOGAT BV betreibt ein Offshore-Pipeline-Netz, das Gas aus der Nordsee in eine niederländische Onshore- Aufbereitungsanlage transportiert.
Da es unter gemeinschaftlicher Führung bleibt, wird die restliche 15%ige Beteiligung der Gruppe an NOGAT BV weiterhin quotenkonsolidiert. Per 31. Dezember 2013 wurde ein Veräußerungsgewinn von 14 Mio. € verbucht.
2.2.7 Veräußerung von KAPCO (Pakistan)
Im Juli 2013 verkaufte die Gruppe ihren gesamten Anteil von 36% an der Kot Addu Power Company Ltd (KAPCO), einem unabhängigen Stromproduzenten in Pakistan, für 14,6 Mrd. pakistanische Rupien (107 Mio. €). Diese Transaktion wirkte sich nicht wesentlich auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns per 31. Dezember 2013 aus.
2.3 Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2013 belief sich die Summe der "Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind" und die Summe der "Verbindlichkeiten, die in direktem Zusammenhang mit Vermögenswerten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind" stehen, auf 3.620 Mio. € bzw. 2.521 Mio. €.
Nachfolgend die Hauptkategorien von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die in diese zwei Zeilen der Bilanz umgruppiert wurden:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 3.279 | 2.282 |
| Sonstige Vermögenswerte | 342 | 864 |
| SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN EINGESTUFT SIND | 3.620 | 3.145 |
| Fremdkapital und Schulden | 2.175 | 1.259 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 347 | 616 |
| SUMME VERBINDLICHKEITEN, DIE IN DIREKTEM ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN STEHEN, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN EINGESTUFT SIND | 2.521 | 1.875 |
Zu den "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten" gehörten per 31. Dezember 2013 die 60%ige Eigenkapitalbeteiligung an Energia Sustentável do Brasil (Jirau) und die französische Tochtergesellschaft Futures Energies Investissement Holding. Diese Umgruppierung verringert die konsolidierte Nettoschuld um weitere 2.146 Mio. €.
Die Gruppe schloss den Verkauf von Energia Sustentável do Brasil im Januar 2014 ab und geht davon aus, dass der Verkauf eines Teils ihrer Anteile an Futures Energies Investissement Holding in der ersten Hälfte 2014 vollzogen sein wird.
Alle per 31. Dezember 2012 als "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" (SPP in der Slowakei, IP Maestrale in Italien und Deutschland und Sohar Power Company SAOG in Oman) wurden 2013 verkauft (vgl. Anhang 2.2. "Veräußerungen im Jahre 2013").
2.3.1 Energia Sustentável do Brasil - "Jirau" (Brasilien)
Am 13. Mai 2013 kündigte die Gruppe eine Vereinbarung mit Mitsui & Co. Ltd. über das Wasserkraftwerk Jirau in Brasilien an. Aufgrund dieser Vereinbarung würde die Gruppe an Mitsui & Co. Ltd. eine 20%ige Eigenkapitalbeteiligung an Energia Sustentável do Brasil (ESBR) verkaufen, die mit dem Ziel gegründet worden war, das Wasserkraftwerk Jirau mit einer Leistung von 3.750 MW zu bauen, zu besitzen und zu betreiben.
Am 31. Dezember 2013 waren die Voraussetzungen für den Abschluss der Transaktion (einschließlich Genehmigung durch die Kartellbehörde und die Regulierungsbehörde für Energie) nicht erfüllt. Demzufolge wurden die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten der 60%igen quotenkonsolidierten Beteiligung an ESBR den "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten" zugeordnet. Diese Umstufung führte zu einem Abbau der Nettoschuld der Gruppe um 1.894 Mio. € per 31. Dezember 2013.
Die Veräußerung war am 16. Januar 2014 abgeschlossen. Als Gegenwert erhielt die Gruppe 1.024 Mio. BRL (318 Mio. €). An dem Tag, an dem der Konzernabschluss 2013 zur Veröffentlichung freigegeben wurde, verringerte diese Transaktion die Nettoschuld der Gruppe um 2.212 Mio. € (d. h. Ausbuchen von 1.894 Mio. € Nettoschuld von ESBR zuzüglich 318 Mio. € als empfangene Gegenleistung).
Nach dieser Transaktion wird die restliche 40%ige Beteiligung von GDF SUEZ an ESBR nach der Equity-Methode bilanziert.
2.3.2 Futures Energies Investissement Holding (Frankreich)
Am 9. Dezember 2013 kündigte die Gruppe an, dass sie mit Crédit Agricole Assurances (über ihr Tochterunternehmen Predica) eine Vereinbarung über den Verkauf von 50% des Aktienkapitals der Futures Energies Investissement Holding erreicht habe, eine Transaktion, die zum Verlust des maßgeblichen Einflusses auf die Tochtergesellschaft führen wird. Diese Gesellschaft betreibt ein Portfolio an Windenergieanlagen in Frankreich mit einer installierten Gesamtkapazität von 426 MW.
Am 31. Dezember 2013 waren die Voraussetzungen für den Abschluss der Transaktion nicht erfüllt. Demzufolge wurden die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten der Futures Energies Investissement Holding den "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten" zugeordnet. Diese Umstufung führte zu einem Abbau der Nettoschuld der Gruppe um 252 Mio. € per 31. Dezember 2013.
Die Gruppe geht davon aus, dass dieses Geschäft in der ersten Hälfte 2014 abgeschlossen ist.
2.4 Sonstige Transaktionen 2013
2.4.1 Erwerb von Balfour Beatty Workplace
Am 13. Dezember 2013 brachte die Gruppe den Erwerb von Balfour Beatty Workplace zum Abschluss, der das Facility Management-Unternehmen der Balfour Beatty Group im Vereinigten Königreich umfasst.
Per 31. Dezember 2013 wurde der vorläufige Geschäfts- oder Firmenwert für diesen Erwerb mit 145 Mio. € verbucht, die Kaufpreisallokation wird 2014 abgeschlossen sein.
2.4.2 Sonstige Transaktionen
2013 fanden verschiedene sonstige Erwerbe, Eigenkapitaltransaktionen und Veräußerungen statt (insbesondere der Erwerb einer Mehrheitsbeteiligung an Meenakshi Energy, das ein Kohlekraftwerk in Indien betreibt, und der Erwerb eines polnischen Portfolios an Wärmeversorgungsnetzen). Die Einzel- und Gesamtwirkungen dieser Geschäfte auf den Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2013 sind nicht wesentlich.
2.5 International Power - die wichtigsten Transaktionen 2012
2.5.1 Erwerb einer Minderheitsbeteiligung an International Power
Am 29. Juni 2012 schloss die Gruppe den Erwerb der 30,26%igen Minderheitsbeteiligung an International Power ab, nachdem die zuständigen britischen Behörden der Transaktion zugestimmt hatten. GDF SUEZ hält nun 100% der Stimmrechte bei der International Power Group.
Der Kaufpreis für die 1.542 Mio. International Power plc-Stammaktien, die noch nicht von der Gruppe gehalten wurden, betrug 7.974 Mio. € (6.445 Mio. GBP). Am 12. Juli 2012 erfolgte eine Barzahlung von 7.875 Mio. €, und Schuldscheine mit einem Nennwert von 99 Mio. € wurden ausgestellt.
2.5.2 Kauf von International Power plc-Aktien aus der Umwandlung von Wandelanleihen in International Power plc-Aktien
Im dritten Quartal 2012 kaufte die Gruppe 346 Millionen International Power plc-Aktien, die zwischen dem 1. Juli und dem 28. August 2012 infolge von Umwandlungen aufgelegt worden sind, die Inhaber von Wandelanleihen in International Power plc-Aktien vorgenommen haben. Die gezahlte Gesamtgegenleistung betrug 1.828 Mio. €, und die Gruppe kaufte alle im Umlauf befindlichen nicht gewandelten Anleihen zum Nennwert für 25 Mio. € zurück.
2.5.3 Auswirkung auf den Konzernabschluss per 31. Dezember 2012
Die nachstehende Tabelle fasst die einzelne und Gesamtauswirkung der unter 2.5.1 und 2.5.2 beschriebenen Transaktionen auf Cashflow, Nettoschuld und das Eigenkapital zusammen.
| in Millionen Euro | Geleistete Auszahlungen | Erhöhung der Nettoschuld | Im Aktienkapital ausgewiesene Wirkung | Erfasste Auswirkung auf Minderheitsbeteiligungen | Wirkung auf das Gesamteigenkapital |
|---|---|---|---|---|---|
| Erwerb von 30,26% Minderheitsbeteiligung an International Power | 7.875 | 7.974 | (2.133) | (5.841) | (7.974) |
| Transaktionsentgelte | 112 | 112 | (88) | - | (88) |
| Kauf der International Power plc-Aktien, aufgelegt nach der Umwandlung von Wandelanleihen in International Power plc-Aktien | 1.828 | 723 | (288) | (288) | |
| Rückkauf der restlichen Anleihen, die in Aktien von International Power plc wandelbar sind, zum Nennwert | 25 | ||||
| SUMME | 9.840 | 8.809 | (2.509) | (5.841) | (8.350) |
Erwerb der 30,26%igen Minderheitsbeteiligung an International Power
Da das Geschäft zwischen Eigentümern stattfand, wurde die Differenz von 2.133 Mio. € zwischen dem Kaufpreis von 7.974 Mio. € und dem Buchwert der 30,26%igen Minderheitsbeteiligung als Abzug vom Aktienkapital ausgewiesen.
Schließt man die Transaktionsentgelte von 112 Mio. € ein, die auch als Abzug vom Aktienkapital erfasst worden waren, führte dieses Geschäft per 31. Dezember 2012 zu einer Gesamtverringerung des Eigenkapitals um 8.062 Mio. €.
Kauf der International Power plc-Aktien aus Wandelanleihen und Rückkauf von im Umlauf befindlichen Wandelanleihen
Der Kauf von International Power plc-Aktien für 1.828 Mio. € und der Rückkauf von im Umlauf befindlichen Wandelanleihen für 25 Mio. € erhöhten die Nettoschuld um 723 Mio. €, da 1.130 Mio. € aus dem Fremdkapital und den Schulden für gewandelte oder zurückgekaufte Anleihen ausgebucht wurden.
Diese Negativwirkung von 288 Mio. € auf das Aktienkapital entspricht der Differenz zwischen dem Kaufpreis 1.828 Mio. €, dem Buchwert der entsprechenden Wandelanleihen (1.635 Mio. €) und den dazugehörigen latenten Steueransprüchen (95 Mio. €) in der Bilanz vor dem Abschluss dieser Transaktionen. Der Gesamtbuchwert dieser Wandelanleihen beinhaltete folgende Posten: Fremdkapital und Schulden von 1.105 Mio. €, eine derivative Verbindlichkeit von 505 Mio. €, die dem Options-Bestandteil der in US-Dollar denominierten Wandelanleihen von International Power plc entspricht, und den Options-Bestandteil der in Euro denominierten Wandelanleihen, die mit 25 Mio. € als Minderheitsbeteiligung bilanziert wurden.
2.6 Sonstige Änderungen der Konzernstruktur 2012
| in Millionen Euro | Veräußerungspreis | Abbau der Nettoschuld | Nettogewinn(-verlust) aus Veräußerungen und im Ertrag erfasste Änderungen des Kreises |
|---|---|---|---|
| Veräußerung von 60% der kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie | 351 | (952) | 136 |
| Veräußerung von thermischen Kraftwerken in den Vereinigten Staaten | |||
| darunter Veräußerung des Kraftwerks Choctaw | 200 | (74) | 4 |
| darunter Veräußerung des Kraftwerks Hot Spring | 200 | (196) | (3) |
| darunter Veräußerung sonstiger Vermögenswerte | 45 | (41) | (5) |
| Veräußerung der Beteiligung an Sibelga - Strom- und Gasverteilung in Belgien | 211 | (209) | 105 |
| Veräußerung von 40% an der Hidd Power Company (Bahrain) | 87 | (87) | - |
| Veräußerung von Eurawasser (Deutschland) | 95 | (89) | 34 |
| Veräußerung von Breeze II (Deutschland/Frankreich) | 30 | (283) | (35) |
| Veräußerung der Beteiligung von 17,44% an HUBCO (Pakistan) | 52 | (52) | (9) |
| Sonstige | 48 | (42) | (3) |
| SUMME | (2.026) | 222 |
2.6.1 Veräußerung von 60% der kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie
Am 14. Dezember 2012 verkaufte GDF SUEZ 60% seines kanadischen Portfolios im Bereich erneuerbare Energie an Mitsui & Co. Ltd. und ein Konsortium, an dessen Spitze Fiera Axium Infrastructure Inc. steht, für 451 Mio. CAD (351 Mio. €). Die übrigen 40% Beteiligung der Gruppe an den kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie werden jetzt nach der Equity-Methode bilanziert.
2.6.2 Veräußerung von thermischen Kraftwerken in den Vereinigten Staaten
2.6.2.1 Veräußerung des Kraftwerks Choctaw
Am 7. Februar 2012 schloss die Gruppe den Verkauf des 746-MW-Kombikraftwerks Choctaw in Mississippi für insgesamt 259 Mio. USD (200 Mio. €) ab. Eine erste Zahlung von 96 Mio. USD (74 Mio. €) erfolgte im Februar 2012, der Restbetrag wurde im Januar 2013 beglichen (vgl. Anhang 2.2 "Veräußerungen im Jahre 2013")
2.6.2.2 Veräußerung des Kraftwerks Hot Spring
Am 10. September 2012 schloss die Gruppe den Verkauf des 746-MW-Kombikraftwerks Hot Spring in Arkansas für insgesamt 257 Mio. USD (200 Mio. €) ab.
2.6.3 Veräußerung der Beteiligung an Sibelga (Strom- und Gasverteilung in Belgien)
Am 31. Dezember 2012 verkaufte Electrabel ihre 30%ige Beteiligung an Sibelga, dem Gas- und Stromnetzbetreiber in Brüssel, an Interfin, das öffentliche Unternehmen im Kommunalverbund, für 211 Mio. €.
Dieses Geschäft stand im Einklang mit den zuvor zwischen der Gruppe und dem öffentlichen Sektor geschlossenen Vereinbarungen als Teil der Deregulierung der Energiemärkte und mit dem Wunsch der Europäischen Union und der belgischen Regierung, die Unabhängigkeit der Fernleitungs- und Versorgungsnetzbetreiber zu stärken.
ANHANG 3 SEGMENTBERICHTERSTATTUNG
3.1 Geschäftssegmente
Die nachstehend dargestellten Geschäftssegmente bilden die Segmente ab, die das Direktorium des Konzerns verwendet, um den Segmenten Mittel zuzuweisen und ihre Ertragskraft zu bewerten. Es wurden keine Segmente zusammengefasst. Das Direktorium der Gruppe ist der "Hauptentscheidungsträger" der Gruppe im Sinne von IFRS 8.
Seit der Beendigung der Aktionärsvereinbarung bei SUEZ Environnement am 22. Juli 2013 bilanziert die Gruppe ihren Anteil nach der Equity-Methode (vgl. Anhang 2.1 "Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement").
Die Gruppe ist nun um folgende fünf Geschäftssegmente herum organisiert: GDF SUEZ Energy International, GDF SUEZ Energy Europe, GDF SUEZ Global Gas & LNG, GDF SUEZ Infrastructures und GDF SUEZ Energy Services.
| ― | Die Unternehmenssparte GDF SUEZ Energy International: Diese Tochtergesellschaften erzeugen und vermarkten Strom in Nordamerika, Lateinamerika, Asien-Pazifik, im Vereinigten Königreich und dem sonstigen Europa und im Nahen Osten. Sie verteilen und vermarkten auch Gas in Nordamerika, Lateinamerika, Asien und der Türkei. GDF SUEZ Energy International ist im LNG-Import und bei der Regasifizierung in Nordamerika und Chile und der Meereswasserentsalzung auf der arabischen Halbinsel aktiv. |
| ― | Die Unternehmenssparte GDF SUEZ Energy Europe ist in der Stromerzeugung und im Energieabsatz in Kontinentaleuropa aktiv. Sie betreibt die Vermögenswerte der Gruppe in Kontinentaleuropa auf den Gebieten Gas (mit Ausnahme der von der Unternehmenssparte GDF SUEZ Infrastructures verwalteten Infrastruktureinrichtungen) und Strom (mit Ausnahme bestimmter Vermögenswerte, die traditionell von GDF SUEZ Energy International vor allem in Italien und den Niederlanden betrieben werden). |
| ― | Die Unternehmenssparte Global Gas & LNG betreibt die Upstream-Aktivitäten der Erdgaswertschöpfungskette. Im Bereich Explorations- & Förderaktivitäten engagiert sich die Unternehmenssparte bei der Exploration, bei der Erschließung und beim Betreiben von Öl- und Gasfeldern. Entlang der LNG-Kette managt die Unternehmenssparte ein Portfolio langfristiger Gaslieferverträge und Beteiligungen an Verflüssigungsanlagen, betreibt eine LNG-Flotte und besitzt Regasifizierungskapazitäten in LNG-Terminals. Global Gas & LNG verkauft einen Teil ihrer LNG-Lieferverträge an andere Unternehmen der Gruppe, insbesondere an das Geschäftsfeld "Gaslieferung" der Unternehmenssparte GDF SUEZ Energy Europe. |
| ― | Die Unternehmenssparte GDF SUEZ Infrastructures: Tochtergesellschaften dieses Segments betreiben den Transport, die Speicherung und Verteilungsnetze für Erdgas sowie LNG-Terminals im Wesentlichen in Frankreich und Deutschland. Sie verkaufen auch Zugangsrechte zu dieser Infrastruktur an Dritte. |
| ― | Die Unternehmenssparte GDF SUEZ Energy Services: Diese Tochterunternehmen entwickeln Umweltschutz- und Energieeffizienz-Lösungen durch multitechnische Dienstleistungen in den Bereichen Engineering, Installationen und Energiedienstleistungen und setzen sie um. |
| ― | SUEZ Environnement war bis 22. Juli 2013 eine eigenständige Unternehmenssparte. Als solche wird ihr Beitrag zu den wichtigen Kennzahlen der Gewinn- und Verlustrechnung in den Abschlüssen für 2013 (bis zur Aufgabe des maßgeblichen Einflusses) und 2012 weiterhin in einer speziellen Zeile der Segmentberichterstattung dargestellt. Von nun an erscheint der Beitrag von SUEZ Environnement zu den wichtigen Kennzahlen der Gewinn- und Verlustrechnung in der Zeile "Sonstige". |
Die Tochtergesellschaften von SUEZ Environnement 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 Müllabfuhr und Müllbehandlung, einschließlich Sortieren, Recycling, Kompostierung, Deponierung, Energierückgewinnung und Sondermüllbehandlung. |
Die Zeile "Sonstige" in der folgenden Tabelle enthält Beiträge aus Unternehmensgruppen und Gesellschaften, bei denen der Finanzierungsbedarf der Gruppe zentralisiert ist.
Die vom Direktorium des Konzerns benutzten Methoden zur Erfassung und Bewertung dieser Segmente für die interne Berichterstattung sind die gleichen wie die zur Erstellung des Konzernabschlusses. Das EBITDA, das eingesetzte Industriekapital und Investitionsausgaben (CAPEX) sind mit dem Konzernabschluss abgestimmt.
Die wichtigsten Beziehungen zwischen operativen Segmenten -ohne den Übergang der Lieferverträge von GDF SUEZ Global Gas & LNG an GDF SUEZ Energy Europe - betreffen die Unternehmenssparte GDF SUEZ Infrastructures und GDF SUEZ Energy Europe.
Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Nutzung der Gasinfrastruktur der Gruppe in Frankreich werden nach regulierten Tarifen abgerechnet, die für alle Netznutzer gelten, mit Ausnahme der Speicherinfrastruktur. Die Preise für Vorhaltung und Nutzung von Speicherstätten werden von den Betreibern der Speicher festgelegt und basieren vor allem auf Versteigerungen der verfügbaren Kapazität.
Angesichts der Bandbreite ihrer Unternehmenssparten und deren geografischer Verteilung bedient die Gruppe 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 der Gruppe auf sich.
3.2 Schlüsselindikatoren nach Geschäftssegment
ERTRÄGE
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Externe Erträge | Erträge innerhalb der Gruppe | Summe | Externe Erträge | Erträge innerhalb der Gruppe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Energy International | 14.833 | 818 | 15.651 | 16.044 | 435 | 16.480 |
| Energy Europe | 43.479 | 1.530 | 45.010 | 44.418 | 1.666 | 46.084 |
| Global Gas & LNG | 5.685 | 2.760 | 8.445 | 4.759 | 3.186 | 7.945 |
| Infrastructures | 2.574 | 4.218 | 6.792 | 2.031 | 4.184 | 6.216 |
| Energy Services | 14.698 | 229 | 14.927 | 14.693 | 230 | 14.923 |
| Eliminierung interner Transaktionen | 9 | (9.556) | (9.547) | 15 | (9.702) | (9.687) |
| SUMME DER ERTRÄGE (OHNE SUEZ ENVIRONNEMENT) | 81.278 | 81.278 | 81.960 | 81.960 | ||
| SUEZ Environnement1 | 8.031 | 6 | 8.037 | 15.093 | 10 | 15.103 |
| Eliminierung interner Transaktionen | (9) | (6) | (15) | (15) | (10) | (25) |
| SUMME ERTRÄGE | 89.300 | - | 89.300 | 97.038 | - | 97.038 |
(1) SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 vollkonsolidiert
EBITDA
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Energy International1 | 3.871 | 4.304 |
| Energy Europe | 3.415 | 4.180 |
| Global Gas & LNG | 2.124 | 2.377 |
| Infrastructures | 3.370 | 3.049 |
| Energy Services | 1.068 | 1.018 |
| Sonstige1 | (430) | (328) |
| SUMME EBITDA (OHNE SUEZ ENVIRONNEMENT) | 13.419 | 14.600 |
| SUEZ Environnement2 | 1.356 | 2.426 |
| SUMME EBITDA | 14.775 | 17.026 |
(1) wegen Neuzuordnung von Konzernaufwendungen, die vorher zu den "Sonstigen" gehörten, neu berechnet
(2) SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 vollkonsolidiert
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (COI)
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Energy International1 | 2.635 | 2.902 |
| Energy Europe | 1.452 | 2.494 |
| Global Gas & LNG | 940 | 1.119 |
| Infrastructures | 2.063 | 1.805 |
| Energy Services | 705 | 660 |
| Sonstige1 | (554) | (581) |
| SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS (OHNE SUEZ ENVIRONNEMENT) | 7.241 | 8.399 |
| SUEZ Environnement2 | 588 | 1.121 |
| SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.828 | 9.520 |
(1) wegen Neuzuordnung von Konzernaufwendungen, die vorher zu den "Sonstigen" gehörten, neu berechnet
(2) SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 vollkonsolidiert
PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Energy International | (1.142) | (1.391) |
| Energy Europe | (1.491) | (1.567) |
| Global Gas & LNG | (931) | (1.202) |
| Infrastructures | (1.285) | (1.233) |
| Energy Services | (321) | (335) |
| Sonstige | (110) | (111) |
| SUMME PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION (OHNE SUEZ ENVIRONNEMENT) | (5.281) | (5.840) |
| SUEZ Environnement1 | (613) | (1.101) |
| SUMME PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION | (5.895) | (6.941) |
(1) SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 vollkonsolidiert
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| Energy International | 21.588 | 27.827 |
| Energy Europe | 15.373 | 24.018 |
| Global Gas & LNG | 4.569 | 4.967 |
| Infrastructures | 19.168 | 20.877 |
| Energy Services | 3.534 | 3.141 |
| Sonstige | 3.561 | 973 |
| davon Eigenkapitalwert von SUEZ Environnement per 31. Dezember 2013 | 1.S91 | - |
| SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 67.793 | 81.804 |
| ÜBERLEITUNGSRECHNUNG FÜR DAS PER 31. DEZEMBER 2012 EINGESETZTE INDUSTRIEKAPITAL | ||
| SUEZ Environnement2 | 13.677 | |
| SUMME INDUSTRIEKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2012 | 95.480 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
(2) SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 vollkonsolidiert
INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Energy International | 2.178 | 12.947 |
| Energy Europe | 1.584 | 2.408 |
| Global Gas & LNG | 1.041 | 710 |
| Infrastructures | 1.959 | 1.752 |
| Energy Services | 810 | 535 |
| Sonstige | 81 | 77 |
| SUMME INVESTITIONSAUSGABEN (OHNE SUEZ ENVIRONNEMENT) | 7.652 | 18.427 |
| SUEZ Environnement1 | 677 | 1.495 |
| SUMME INVESTITIONSAUSGABEN | 8.329 | 19.923 |
(1) SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 vollkonsolidiert
2012 war der Unternehmenssparte Energy International ein Mittelabfluss von 9.815 Mio. € im Zusammenhang mit dem Erwerb der Minderheitsbeteiligung an International Power zugeordnet.
3.3 Schlüsselindikatoren nach geografischem Gebiet
Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:
| ― | dem Bestimmungsort für Erzeugnisse und Dienstleistungen, die verkauft wurden, um Umsatzerlöse zu erzielen; |
| ― | geografischer Lage von Unternehmen des Konsolidierungskreises in Bezug auf das eingesetzte Industriekapital |
| Umsatzerlöse | Eingesetztes Industriekapital | |||
|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012(1) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Frankreich | 34.969 | 35.914 | 30.342 | 33.990 |
| Belgien | 10.884 | 11.110 | 2.701 | 3.943 |
| Sonstige EU-Länder | 24.436 | 28.978 | 12.591 | 27.537 |
| Sonstige europäische Länder | 1.058 | 1.040 | 1.131 | 1.426 |
| Nordamerika | 4.638 | 5.469 | 5.479 | 9.118 |
| Asien, Naher Osten und Ozeanien | 8.372 | 8.633 | 7.772 | 9.155 |
| Südamerika | 4.314 | 4.951 | 7.132 | 10.091 |
| Afrika | 627 | 941 | 645 | 219 |
| SUMME | 89.300 | 97.038 | 67.793 | 95.480 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Die Verringerung des eingesetzten Industriekapitals geht hauptsächlich auf Änderungen des Konsolidierungskreises zurück (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"). Die wichtigsten geographischen Gebiete, die betroffen sind, sind:
| ― | die sonstigen EU-Länder mit dem Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement (Agbar), die Veräußerung von SPP in der Slowakei, von IP Maestrale in Italien und einer 50%igen Beteiligung am Portfolio von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Portugal; |
| ― | Nordamerika mit dem Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement (United Water) und auf Astoria Energy, dem Kraftwerk der Phase I, und der Veräußerung des Kraftwerks Red Hills; |
| ― | Südamerika mit der Einstufung von Energia Sustentável do Brasil (Jirau) als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte". |
Die Auswirkungen auf Frankreich sind weniger stark, denn die Gesellschaften von SUEZ Environnement werden durch ihren Eigenkapitalwert ersetzt, der vereinbarungsgemäß für dieses Gebiet dargestellt wird.
3.4 Abgleich von Indikatoren mit dem Konzernabschluss
3.4.1 Abstimmung von EBITDA und kurzfristigem Betriebsergebnis
Die Brücke zwischen EBITDA und kurzfristigem Betriebsergebnis wird wie folgt erklärt:
| ln Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.828 | 9.520 |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | 6.600 | 7.113 |
| Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2) und sonstige | 99 | 118 |
| Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen | 247 | 275 |
| EBITDA | 14.775 | 17.026 |
3.4.2 Abstimmung von eingesetztem Industriekapital und Posten der Bilanz
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| (+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto | 72.323 | 99.617 |
| (+) Geschäfts- oder Firmenwert | 20.697 | 30.035 |
| (-) Geschäfts- oder Firmenwert aus der Fusion Gaz de France - SUEZ2 | (8.562) | (11.592) |
| (-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Power2 | (2.406) | (2.750) |
| (+) Forderungen nach lFRlC 4 und lFRlC 12 | 1.715 | 2.682 |
| (+) Investitionen in assoziierte Unternehmen | 4.636 | 2.961 |
| (+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | 21.318 | 25.034 |
| (-) Margenausgleich2 und 3 | (992) | (800) |
| (+) Vorräte | 5.070 | 5.423 |
| (+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte | 8.952 | 9.974 |
| (+) Latente Steuern | (9.130) | (10.472) |
| (+) Buchwert von Gesellschaften, die als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert sind | 1.099 | 1.271 |
| (-) Anteil am Nettoeigenkapital, das in Geschäften mit Dritten abfließt4 | (392) | (1.271) |
| (-) Rückstellungen | (16.179) | (17.552) |
| (+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Aktienkapital (nach latenten Steuern)2 | 962 | 1.316 |
| (-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (16.599) | (19.481) |
| (-) Margenausgleich2 und 3 | 243 | 302 |
| (-) Sonstige Verbindlichkeiten | (14.961) | (19.219) |
| EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 67.793 | 95.480 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
(2) Zur Errechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für diese Positionen verbuchten Beträge gegenüber den in der Bilanz erscheinenden berichtigt worden.
(3) 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 die Gruppe getroffen hat, um bei Commodity-Transaktionen seine Gefährdung durch Gegenparteirisiken zu verringern.
(4) Die entsprechenden Geschäfte werden in Anhang 2.3 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beschrieben. Die Definition des eingesetzten Industriekapitals umfasst den Buchwert des Anteils am Nettoeigenkapital, der der Gruppe nach der Transaktion verbleibt. Dagegen wird der Anteil am Nettoeigenkapital, der in Geschäften mit Dritten abfließt, ausgeschlossen.
3.4.3 Abstimmung von Investitionsausgaben (CAPEX) mit Posten der Kapitalflussrechnung
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 7.529 | 9.177 |
| Erwerb von Mehrheitsbeteiligungen an Tochterunternehmen, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 363 | 103 |
| (+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 52 | 60 |
| Erwerbe von Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures | 166 | 306 |
| (+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | 12 |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 143 | 142 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und Sonstigen | 6 | 21 |
| (+) Sonstige | (1) | 1 |
| Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen | 71 | 10.125 |
| (+) erhaltene Zahlungen für die Veräußerung von Minderheitsbeteiligungen | - | (24) |
| SUMME INVESTITIONSAUSGABEN | 8.329 | 19.923 |
ANHANG 4 KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS
Der Beitrag von SUEZ Environnement wird in Anhang 2.1 "Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement" dargestellt.
4.1 Erträge
Die Erträge der Gruppe gliedern sich wie folgt:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Energieverkäufe | 64.485 | 65.241 |
| Erbringen von Dienstleistungen | 23.543 | 29.750 |
| Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge | 1.272 | 2.047 |
| ERTRÄGE | 89.300 | 97.038 |
2013 beliefen sich die Erlöse aus Leasing-Verträgen und Fertigungsaufträgen auf 918 Mio. € bzw. 354 Mio. € (2012 waren es 1.128 Mio. € bzw. 919 Mio. €).
4.2 Personalaufwand
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | (11.107) | (12.627) |
| Anteilsbasierte Vergütungen (vgl. Anhang 24) | (93) | (114) |
| Kosten für leistungsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.3.4) | (381) | (340) |
| Kosten für beitragsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.4) | (123) | (153) |
| PERSONALAUFWAND | (11.704) | (13.234) |
4.3 Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation (vgl. Anhänge 11 und 12) | (5.895) | (6.941) |
| Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten | (298) | (194) |
| Nettoänderung bei Rückstellungen (vgl. Anhang 18) | (408) | 22 |
| PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG, AMORTISATION UND RÜCKSTELLUNGEN | (6.600) | (7.113) |
Die planmäßige Abschreibung und Amortisation gliedert sich in 973 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 4.940 Mio. € für Sachanlagen. Eine Gliederung nach Art des Vermögenswerts findet sich in den Anhängen 11 "Immaterielle Vermögenswerte" bzw. 12 "Sachanlagen".
ANHANG 5 ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.828 | 9.520 |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (226) | 109 |
| Wertminderungsaufwand | (14.943) | (2.474) |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (305) | (342) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 406 | 155 |
| Sonstige Einmaleffekte | 545 | 165 |
| ERGEBNIS AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | (6.695) | 7.133 |
5.1 Marktbewertung von Commodity-Verträgen, ohne Trading-Instrumente
2013 stellt dieser Posten einen Nettoverlust von 226 Mio. € dar (gegenüber einem Nettogewinn von 109 Mio. € 2012) und veranschaulicht hauptsächlich:
| ― | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von (i) Strom- und Erdgasverkaufs- und -kaufverträgen, die in den Geltungsbereich von IAS 39 fallen, und (ii) als Sicherungsinstrumente genutzte Finanzinstrumente, die aber nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllen, die zu einem Nettoverlust von 228 Mio. € führen (gegenüber einem Nettogewinn von 138 Mio. € 2012). Dieser Verlust ist im Wesentlichen dem negativen Preiseffekt aufgrund der Änderungen der Terminpreise der als Basiswert dienenden Commodities während der Periode geschuldet. Darin enthalten ist auch die negative Auswirkung der Begleichung von Positionen mit einem positiven Marktwert per 31. Dezember 2012; |
| ― | den unwirksamen Bestandteil von Cashflow-Absicherungen, der einen Gewinn von 2 Mio. € darstellt (gegenüber einem Verlust von 29 Mio. € 2012). |
5.2 Wertminderungsaufwand
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Wertminderungsaufwand: | ||
| Geschäfts- oder Firmenwert | (5.775) | (294) |
| Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte | (9.103) | (1.899) |
| Finanzielle Vermögenswerte | (88) | (212) |
| Investitionen in assoziierte Unternehmen | - | (144) |
| SUMME WERTMINDERUNGSAUFWAND | (14.966) | (2.549) |
| Aufholungen von Wertminderungsaufwand: | ||
| Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte | 12 | 67 |
| Finanzielle Vermögenswerte | 11 | 8 |
| SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWAND | 23 | 75 |
| SUMME | (14.943) | (2.474) |
Wertminderungsaufwendungen von 14.943 Mio. € beziehen sich auf die Unternehmenssparten GDF SUEZ Energy Europe (10.108 Mio. €) und GDF SUEZ Infrastructures (3.146 Mio. €).
Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils von Wertminderungsaufwendungen, die Minderheitsbeteiligungen zuzuschreiben sind, beläuft sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf das Nettoergebnis des Konzernanteils für 2013 auf 12.821 Mio. €.
Die Wertminderungsaufwendungen, die für den Geschäfts- oder Firmenwert, die Sachanlagen und die immateriellen Vermögenswerte per 31. Dezember 2013 erfasst werden, lassen sich wie folgt analysieren:
| in Millionen Euro | Land | Wert- minderungs- aufwand bei Geschäfts- oder Firmenwert |
Wert- minderungs- aufwand bei Sachanlagen und immateriellen Vermögens- werten |
Summe Wert- minderungs- aufwand |
Bewertungsmethode | Abzinsungssatz |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Energy - Central Western Europe | (3.862) | (4.219) | (8.081) | Nutzungswert - DCF | 6,5-9,0% | |
| davon Wert- minderungsaufwand bei thermischen Kraftwerken | (3.765) | |||||
| davon | Deutschland | (1.252) | Nutzungswert - DCF | 6,6%-8,6% | ||
| davon | Niederlande | (1.171) | Nutzungswert - DCF | 7,5%-8,6% | ||
| davon | Belgien/Luxemburg | (887) | Nutzungswert - DCF | 8,6% | ||
| davon | Frankreich | (455) | Nutzungswert - DCF | 7,5%-8,1% | ||
| davon Wert- minderungsaufwand bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (454) | |||||
| Goodwilltragende CGU Speicherung | (1.250) | (1.896) | (3.146) | Nutzungswert - DCF | 5,2%-9,2% | |
| davon Wertminderungsaufwand bei Gasspeicherstätten in Europa: | (1.896) | |||||
| davon | Frankreich | (1.083) | Nutzungswert - DCF | 6,5% | ||
| davon | Deutschland | (415) | Nutzungswert - DCF | 5,2%-9,2% | ||
| davon | Vereinigtes Königreich | (398) | Nutzungswert - DCF | 8,5% | ||
| Goodwilltragende CGU Energy - Southern Europe | (252) | (1.195) | (1.447) | Nutzungswert - DCF | 6,8%-13,0% | |
| davon Wert- minderungsaufwand bei Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung: | Italien | (1.013) | Nutzungswerf - DCF | 7,5% | ||
| davon Wert- minderungsaufwand bei Kundenbindung | Italien | (144) | Nutzungswerf - DCF | 9,0% | ||
| davon sonstige thermische Vermögenswerte | Griechenland | (38) | Nutzungswert - DCF | 11,9% | ||
| Goodwilltragende CGU Energy - Eastern Europe | (264) | (178) | (442) | Nutzungswert - DCF | 8,5%-12,3% | |
| davon sonstige thermische Vermögenswerte | (123) | Nutzungswert - DCF | 11,3% | |||
| davon sonstige | (55) | |||||
| Goodwilltragende CGU Energy - Spain | (60) | (78) | (138) | Nutzungswert - DCF | 6,8%-8,4% | |
| davon Wertminderungsaufwand bei thermischen Kraftwerken | (78) | Nutzungswert - DCF | 7,8% | |||
| Sonstiger Wertminderungsaufwand in Europa | (459) | (459) | ||||
| davon Wertminderungsaufwand bei thermischen Kraftwerken | Vereintes Königreich | (459) | Nutzungswert - DCF | 8,2%-8,7% | ||
| SUMME WERTMINDERUNGS- AUFWAND FÜR DAS EUROPA-GESCHÄFT | (5.688) | (8.025) | (13.713) | |||
| Sonstiger Wertminderungsaufwand : | (87) | (1.079) | (1.166) | |||
| Offshore-Terminal LNG-Regasifizierung | USA | (263) | Beizulegender Zeitwert | |||
| Sonstige | (87) | (816) | ||||
| SUMME GRUPPE | (5.775) | (9.103) | (14.878) |
In Europa sieht sich die Gruppe einem schwierigen wirtschaftlichen Umfeld gegenüber, das die Rentabilität seiner Stromerzeugungsaktivitäten und das Geschäft mit den unterirdischen Erdgasspeichern dauerhaft beeinträchtigt.
2013 haben sich die Marktkennzahlen in den Ländern, in denen die Gruppe aktiv ist, weiter verschlechtert, wobei vor allem die Nachfrage nach Gas und Strom noch weiter sank, die Inbetriebnahme neuer Kapazitäten für erneuerbare Energien sorgte für zusätzliche Überkapazitäten und setzte einen weiteren Rückgang der Betriebszeiten der thermischen Kraftwerke in Gang, wobei die Strompreise sehr niedrig blieben.
In diesem Kontext sind die Gaskraftwerke die Stromerzeuger, die am schlimmsten von dieser miserablen Situation betroffen sind: Ihre Lastfaktoren sinken beständig, in der Klemme zwischen einer zähen Nachfrage, den schnell wachsenden erneuerbaren Energien und dem ständigen Wettbewerb mit den Kohlekraftwerken.
Die Lastfaktoren für Gas- und Dampf-Kombikraftwerke in Frankreich lagen 2013 bei etwa 15%, ein Niedergang von seinerzeit fast 50%. Dieser Trend lässt sich für jedes europäische Land beobachten, in dem die Gruppe aktiv ist.
Die Margen bei Marketing und Absatz und im Midstream-Bereich für Gas werden durch den Wettbewerbsdruck im Zusammenhang mit dem Angebot von Gas und der Nachfrage nach Lösungen geschmälert, die an Marktgaspreise gekoppelt sind.
Der Absatz von Kapazitäten für unterirdische Gasspeicher war ebenfalls von den bereits beschriebenen niedrigen Marktkennzahlen beeinträchtigt. Im Sommer 2013 sind die TTF-Forward-Marktpreise der saisonbedingten Spreads für Erdgas wiederum gefallen und liegen bei etwa 1 € je MWh. Das ist der niedrigste Stand, den es je gab. Dieses Schrumpfen saisonaler Spreads beeinflusst die Verkaufspreise in Frankreich wie auch die Verkaufsvolumen bestimmter Kapazitätsverkaufsverträge (deren Preise eng an die saisonalen Spreads gekoppelt sind). Das Volumen nicht verkaufter Kapazität in Frankreich machte 2013 18,3 TWh (12 TWh waren es 2011 und 2012) bzw. 17% der gesamten vermarktbaren Kapazität in Frankreich aus.
Angesichts dieses Marktumfelds in Europa und fehlender Anzeichen für eine kurz- oder mittelfristige Erholung beschloss die Gruppe Ende 2013 ein neues Referenz-Szenarium für den Zeitraum 2014-2035. Die Vision der Gruppe in diesem Szenarium richtet sich auf thermische Kraftwerke, die zunehmend die Kapazitätslücke füllen und innerhalb des Stromversorgungssystems für Liefersicherheit sorgen, indem sie das Angebot in den Zeiten der Nachfrage anpassen, in denen die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien gering ist (eine Stromproduktion aus erneuerbaren Energien ist an sich ungleichmäßig).
Die jährlichen Werthaltigkeitstests, die 2013 bei den europäischen CGUs vorgenommen wurden, berücksichtigen diese strukturellen Entwicklungen wie auch den anhaltenden Niedergang der Strompreise und der saisonalen Erdgas-Spreads.
Die Gruppe erfasste Wertminderungsaufwendungen von insgesamt 13.713 Mio. € für ihre europäischen Unternehmen, einschließlich 5.688 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert, 5.476 Mio. € für die Vermögenswerte der thermischen Stromerzeugung und 2.549 Mio. € für sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte.
5.2.1 Zusätzliche Information über den 2013 verbuchten Wertminderungsaufwand
Die Preisprognosen für die Bestimmung des Nutzungswerts von CGUs entstehen auf der Grundlage des Referenz-Szenariums der Gruppe für den Zeitraum 2014-2035. Im Dezember 2013 hat das Direktorium der Gruppe die verschiedenen Prognosen genehmigt, die für das Referenz-Szenarium der Gruppe kennzeichnend sind. Die Prognosen und Projektionen in diesem Szenarium wurden wie folgt bestimmt:
| ― | Prognosen für 2014-2016 wurden unter Verwendung von Forward-Marktpreisen für Brennstoff, CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode hin errechnet; |
| ― | mittel- und langfristige Energiepreise über diesen Zeitraum hinaus hat die Gruppe ausgehend von makroökonomischen Annahmen und grundlegenden Modellen des Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage bestimmt, deren Ergebnisse regelmäßig mit den Prognosen verglichen werden, die externe Spezialisten des Energiesektors erstellen. Genauer gesagt hat die Gruppe mittel- und langfristige Strompreise bestimmt, indem sie Prognosemodelle für den Strombedarf, mittel- und langfristige Prognosen der Brennstoff- und CO2 -Preise und die erwarteten Trends bei der installierten Kapazität und dem Technologiemix bei Produktionsanlagen im Stromerzeugungssystem verwendete. |
5.2.2 CGU Energy - Central Western Europe
Die CGU Central Western Europe (CWE) setzt sich aus Erdgaslieferung, Handel, Marketing und Verkaufstätigkeit sowie Stromerzeugung und Verkauf von Energie in Frankreich, Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland zusammen. Im Konzernanteil machen die Kraftwerke 23.866 MW aus, dazu gehören hauptsächlich Kernkraftwerke in Belgien (4.134 MW), Entnahmerechte aus Kernkraftwerken in Frankreich (1.209 MW), Wasserkraftwerke in Frankreich (2.330 MW) und thermische Kraftwerke (11.300 MW). Der Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert, der dieser CGU vor dem Werthaltigkeitstest 2013 zugeordnet war, belief sich auf 12.336 Mio. €.
Der Nutzungswert der CGU CWE wurde mit Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019 errechnet. Cashflow-Prognosen jenseits dieses Sechsjahreszeitraums basierten auf dem von der Gruppe übernommenen Referenz-Szenarium.
Cashflow-Prognosen für die wichtigsten Geschäftsfelder für die Zeit jenseits des mittelfristigen Businessplans wurden wie folgt bestimmt:
| Aktivitäten | Annahmen für die Zeit nach Ablauf des Businessplans |
|---|---|
| Stromerzeugung aus thermischen (Gas- und Kohlekraftwerke) und Windkraftanlagen | Cashflow-Projektion über die Nutzungsdauer von Vermögenswerten der Stromproduktion und Verträgen, auf denen sie beruht |
| Strom aus Kernkraftwerken in Belgien | Cashflow-Projektion über die Nutzungsdauer von Tihange 1 (50 Jahre) und über eine technische Lebensdauer von 60 Jahren für die Reaktoren Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3 |
| Entnahmerechte für die Kraftwerke Chooz B und Tricastin | Cashflow-Projektion über die Restlaufzeiten bestehender Vereinbarungen, zuzüglich der Annahme, dass die Entnahmerechte um weitere zehn Jahre verlängert werden |
| Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken in Frankreich | Cashflow-Projektion über die Nutzungsdauer von Konzessionen, zuzüglich der Annahme, dass die Konzessionen verlängert werden |
| Aktivitäten im Bereich Erdgaslieferung, Handel und Marketing sowie Verkauf | Cashflow-Projektion über einen Zeitraum, der die Annäherung an ein erwartetes Preisniveau und ein Gleichgewicht gestattet; außerdem die Anwendung eines Endwerts ausgehend von einem normalen Cashflow, indem eine langfristige Wachstumsrate von 1,9% zugrunde gelegt wird. |
Die Abzinsungssätze für diese Cashflow-Prognosen reichen von 6,5% bis 9%, je nach Risikoprofil jeder Unternehmenstätigkeit.
Schlüsselannahmen für den Werthaltigkeitstest
Die Schlüsselannahmen beziehen sich auf die erwarteten Änderungen des regulatorischen Rahmens, der Nachfrage bei Strom und Gas sowie des Preises für Brennstoff, CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
Hinsichtlich der Annahmen zum regulatorischen Rahmen in Belgien verkündete der Ministerrat im Juli 2012 und im Juli 2013 eine Reihe von Beschlüssen, die den Strommarkt betreffen.
Insbesondere im Dezember 2013 bestätigte die Regierung den folgenden Zeitplan für den schrittweisen Ausstieg aus der Kernkraft:
| ― | die Reaktoren Doel 1 und Doel 2 werden nach einer Betriebsdauer von 40 Jahren geschlossen, d. h. am 15. Februar 2015 bzw. 1. Dezember 2015; |
| ― | die Betriebsdauer von Tihange 1 wird um zehn Jahre bis 1. Oktober 2025 verlängert. Im Gegenzug erhält die belgische Regierung ein Entgelt in Höhe von 70% des Einnahmeüberschusses aus Stromverkäufen, der über die kompletten Kosten für den Reaktor zuzüglich Vergütung der Investitionen hinausgeht, die erforderlich sind, um die Nutzlebensdauer dieser Anlage zu verlängern. Dieses Entgelt tritt an die Stelle der Atomenergie-Abgabe für Tihange I; |
| ― | die Reaktoren Doel 3, Tihange 2 und Tihange 3/Doel 4 werden nach einer Betriebsdauer von 40 Jahren 2022, 2023 bzw. 2025 stillgelegt. |
Aufgrund der Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange I, der Bedeutung des Anteils der Kernenergie am belgischen Energiemix und des Fehlens eines hinreichend detaillierten und attraktiven Industrieplans, der Energieversorgern einen Anreiz bietet, in den Ersatz thermischer Kapazität zu investieren, geht die Gruppe - wie 2012 - davon aus, dass die Kernenergie nach wie vor gebraucht wird, um in Belgien nach 2025 das Energiegleichgewicht zu gewährleisten. Der Nutzungswert wurde daher aufgrund der Annahme berechnet, dass die Betriebsdauer der Reaktoren Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3 um 20 Jahre verlängert wird. Im Gegenzug wird der Nutzungswert für die Reaktoren mit verlängerter Betriebsdauer ausgehend vom Grundsatz der Gewinnbeteiligung des belgischen Staats berechnet.
In Frankreich bezieht die Gruppe die Annahme mit ein, dass die Entnahmerechte aus den Kernkraftwerken Tricastin und Chooz B, die 2031 bzw. 2047 auslaufen, um jeweils zehn Jahre verlängert werden. Wenngleich die Regierung und die Atom-Sicherheitsbehörde einen solchen Beschluss noch nicht gefasst haben, geht die Gruppe davon aus, dass die Laufzeitverlängerung für die Reaktoren zu diesem Zeitpunkt das glaubhafteste und wahrscheinlichste Szenarium ist. Das ist auch mit dem erwarteten französischen Energiemix konsistent, der in ihr Szenarium aufgenommen ist.
Die normative Gewinnspanne für das Midstream-Gasgeschäft stellt mittel- und langfristig die beste Schätzung für die Rentabilität dieser Unternehmen dar. Die normative Gewinnspanne ist wegen der schlechteren Marktbedingungen auf die 2012 getroffenen Annahmen gesunken.
Die Gruppe ist auch davon ausgegangen, dass die Konzessionsvereinbarungen über ihre Wasserkraftwerke verlängert werden, insbesondere der Vertrag mit der Compagnie Nationale du Rhône, der 2023 ausläuft.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests
Der erzielbare Betrag für die goodwilltragende CGU Central Western Europe beläuft sich per 31. Dezember 2013 auf 18.953 Mio. €.
Innerhalb der goodwilltragenden CGU CWE wurde bei der CGU Vermögenswerte ein Werthaltigkeitstest für die thermischen Kraftwerke in Zentralwesteuropa durchgeführt, der die Gruppe dazu veranlasste, einen Wertminderungsaufwand von 3.765 Mio. € für die Sachanlagen der CGU zu erfassen, die von den oben beschriebenen verfallenden Marktbedingungen besonders hart getroffen wurden. Der Nutzungswert dieser CGU wurde ausgehend vom projizierten Cashflow bestimmt, den die jeweiligen Anlagen über ihre Nutzungsdauer generieren. Der Cashflow entspricht dem, der für den Test der goodwilltragenden CGU auf Werthaltigkeit benutzt wird. Die angesetzten Abzinsungssätze reichen von 6,6% bis 8,6%.
Werthaltigkeitstests wurden auch für Vermögenswerte und Geschäftsvorfälle in speziellen Situationen durchgeführt, insbesondere für Vermögenswerte im Verkaufsprozess, deren beizulegender Zeitwert niedriger als ihr Buchwert ist. Im Ergebnis dieser Tests wurde ein Wertminderungsaufwand von 454 Mio. € für die betroffenen Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte erfasst.
Infolge dieser Tests der CGU "Thermische Kraftwerke CWE" und weiterer CGUs mit Vermögenswerten führte der Werthaltigkeitstest des Geschäfts- oder Firmenwerts der CGU CWE dazu, dass ein Wertminderungsaufwand von 3.862 Mio. € für den Geschäfts- oder Firmenwert erfasst wurde.
Insgesamt belief sich der innerhalb der goodwilltragenden CGU CWE ausgewiesene Wertminderungsaufwand auf 8.081 Mio. €. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils außerplanmäßiger Abschreibungen, die Minderheitsbeteiligungen zuzuordnen sind, beläuft sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf das Nettoergebnis des Konzernanteils auf 7.050 Mio. €.
Empfindlichkeitsanalysen
Ein Sinken des Preises für Strom aus Kernkraftwerken und Wasserkraftwerken um 1 €/MWh würde einen zusätzliche Wertminderungsaufwand von 405 Mio. € bedeuten. Dagegen würde eine Erhöhung des Strompreises um 1 €/MWh die Wertminderung um 405 Mio. € verringern.
Eine um 5% geschmälerte Marge, die sich mit thermischen Kraftwerken erzielen lässt, würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 93 Mio. € führen. Dagegen würde eine um 5% höhere Marge, die sich mit thermischen Kraftwerken erzielen lässt, die Wertminderung um 93 Mio. € verringern.
Eine um 5% geschmälerte Marge aus dem Verkauf von Gas und Strom würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 173 Mio. € führen. Dagegen würde eine um 5% höhere Marge aus dem Verkauf von Gas und Strom die Wertminderung um 173 Mio. € verringern.
Um 0,5% steigende Abzinsungssätze würden zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 1.300 Mio. € führen. Um 0,5% niedrigere Abzinsungssätze dagegen würden die Wertminderung um 1.450 Mio. € verringern.
Für die Atomstromproduktion in Belgien nach 2025 wurden verschiedene Umstellungsszenarios betrachtet:
| ― | im Falle einer um zehn Jahre verlängerten Betriebsdauer der Reaktoren Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3 und nachfolgend des Fehlens aller Kernenergie-Komponenten im Portfolio würde das Erfassen eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands von 2.100 Mio. € nötig; |
| ― | verschwindet nach 50 Betriebsjahren für Tihange 1 und 40 Betriebsjahren für die anderen noch in Betrieb befindlichen Anlagen die gesamte Kernenergie-Komponente aus dem Portfolio, würde das zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 5.000 Mio. € führen; |
| ― | würden die Laufzeiten der Reaktoren um 20 Jahre verlängert und die Kernenergiekapazität dann auf einem Niveau weitergeführt, das den vier Reaktoren Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3 entspricht, würde die Wertminderung um 850 Mio. € verringert. |
Würden in Frankreich die Entnahmerechte aus den Reaktoren Chooz B und Tricastin nicht um weitere zehn Jahre verlängert, stiege der Wertminderungsaufwand um 384 Mio. €.
Für belgische Kernkraftanlagen und französische Wasserkraftwerke mit Konzessionsverträgen basiert der Cashflow für die Zeiträume, die durch die Verlängerung der Konzessionsverträge für die Wasserkraftwerke und die 20jährige Laufzeitverlängerung der Reaktoren Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3 abgedeckt sind, auf einer Reihe von Annahmen im Zusammenhang mit den wirtschaftlichen und regulatorischen Bedingungen für das Betreiben dieser Anlagen (Lizenzgebühren, Höhe der erforderlichen Investitionen usw.) in diesem Zeitraum. Ändern sich eine oder mehrere dieser Vorgaben, könnte das zu einer wesentlichen Berichtigung der erfassten Wertminderung führen.
5.2.3 CGU Speicherstätten
In der CGU Speicherstätten (Unternehmenssparte GDF SUEZ Infrastructures) sind die Unternehmen gruppiert, die unterirdische Erdgasspeicherkapazitäten in Frankreich, Deutschland und im Vereinigten Königreich besitzen, betreiben, vermarkten und verkaufen. Die CGU umfasst 21 unterirdische Speicherstätten mit einer Gesamtspeicherkapazität von 12,5 Gm3 . Der Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert, der dieser CGU vor dem Werthaltigkeitstest 2013 zugeordnet war, belief sich auf 1.794 Mio. €.
Der Nutzungswert der CGU Speicherstätten wurde mit den Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019 errechnet. Der Cashflow jenseits dieses Sechsjahreszeitraums wurde extrapoliert.
Cashflow für Aktivitäten im Zusammenhang mit Speicherstätten in Deutschland und Frankreich wurde bis 2022 prognostiziert, denn für diesen Zeitpunkt besagen Schätzungen der Gruppe, dass die saisonalen Spreads ihr langfristiges Preisgleichgewicht erreicht haben werden. Ein Endwert wurde für 2023 berechnet, indem auf den normativen Cashflow für 2022 eine Wachstumsrate angewandt wurde, die der für die Eurozone erwarteten langfristigen Inflationsrate entspricht.
Im Vereinigten Königreich wurde der Cashflow über die Vertragsdauer für die Speicherstätte prognostiziert, d. h. bis 2037.
Die Abzinsungssätze, die auf diese Cashflowprognosen angewandt wurden, die je nach Risikoprofil der Unternehmen, die die Speicherstätten betreiben, unterschiedlich ausfallen (Bestimmungen, die in Frankreich die Bedingungen für die Speicherung festlegen; Speicherkapazitäten, die mit Verträgen mit mehrjähriger Laufzeit verkauft werden; Speicherkapazitäten, die gänzlich dem Marktrisiko unterliegen), betragen 6,5% für Frankreich, 8,5% für das Vereinigte Königreich und zwischen 5,2% und 9,2% für Deutschland.
Schlüsselannahmen für den Werthaltigkeitstest
Prognosen für Kapazitätsverkäufe von Speicherstätten in Frankreich und Deutschland sind von Änderungen der Marktbedingungen und insbesondere von saisonalen Erdgas-Spreads abhängig. In Frankreich hängen sie auch von den erwarteten Änderungen der Speichervorschriften ab, die die französische Regierung für Erdgaslieferanten festlegt.
Eine Änderung bei den saisonalen Spreads würde die Höhe der Umsatzerlöse beeinflussen, weil sich die Spreads (i) auf den Verkaufspreis bestimmter Kapazitätsverkaufsverträge, die eng an Spreads gekoppelt sind, und (ii) auf das Gesamtabsatzvolumen auswirken.
Prognosen saisonaler Erdgas-Spreads beruhen auf:
| ― | den Forward-Preisen für Gas (TTF) über die Liquiditätsperiode (bis 2016); |
| ― | über diesen Zeitraum hinaus werden die Gaspreise zur Bestimmung der saisonalen Spreads für 2017-2022 ausgehend von internen Modellen geschätzt, die erwartete Gaspreise berechnen und dazu verschiedene Inputs heranziehen, wie makroökonomische Annahmen, erwartete Trends bei der Nachfrage für Gas in Europa und weltweit, erwartete Änderungen bei den Gasliefer- und Gasproduktionskosten in Gas produzierenden Ländern sowie Annahmen zur Entwicklung von Gas-Infrastruktureinrichtungen (LNG-Terminals, Transportkapazität, Speicherstätten usw.). |
In Frankreich verlangen die Bestimmungen, die den Zugang zu unterirdischen Erdgasspeicherkapazitäten (Zugang Dritter) regeln, von den Erdgaslieferanten, dass sie ausreichende Erdgasvorräte vorhalten, um die Belieferung bestimmter Kategorien von Endkunden zu sichern. Bislang verlangten diese Regelungen von den Lieferanten, ab 1. November eine Mindestgasmenge vorzuhalten, die auf den Speicherrechten basierte, die mit ihrem Bestand an Privatkunden und Kunden, die im Dienst der Öffentlichkeit stehen, verbunden waren.
Die staatlichen Behörden beschlossen, diese Verpflichtung zur Speicherung zu ändern, um die Lieferungen besser abzusichern, und haben (i) über diese Anforderungen an die Mengen hinaus Entnahmeverpflichtungen eingeführt, die Nachfragespitzen im Winter abdecken sollten, und (ii) die Gruppe der Kunden vergrößert, die durch diese Verpflichtungen zur Speicherung abgedeckt werden müssen. In seinem Dekretentwurf traf der Minister für Ökologie, Nachhaltige Entwicklung und Energie eine Reihe vorläufiger Maßnahmen in dieser Richtung für den Winter 20142015 und erhöhte das Mindestvolumen und die Anforderungen bei Nachfragespitzen. Strukturelle Änderungen des regulatorischen Umfelds für den Zugang Dritter ab dem Winter 2015-2016 sind jedoch noch nicht bekannt und werden erst nach dem Konsultationsverfahren festgelegt, das die Regierung gerade begonnen hat. Hinsichtlich der Maßnahmen im Dekretentwurf ging die Gruppe davon aus, dass die Verpflichtungen zur Speicherung für alle Player in der französischen Industrie wahrscheinlich 82 TWh (gefordertes Volumen) und 1.700 GWh/d (geforderte Entnahmen) ausmachen werden. Die Cashflow-Prognose nimmt daher eine Steigerung verkaufter Mengen als Teil der regulatorischen Verpflichtungen an, und zwar wegen der erwarteten Änderungen der Bestimmungen über den Zugang Dritter zu Speicherkapazitäten.
Im Vereinigten Königreich bedeutet die Art der Speicherstätte Stublach (Salzkaverne mit sehr hohen Injektions- und Entnahmeraten), dass die Prognose von Kapazitätsverkäufen in erster Linie von Annahmen zur Gaspreisvolatilität am Markt im Vereinigten Königreich über die entsprechende Periode abhängt. Da die Gaspreisvolatilität in der Zukunft schwer vorherzusagen ist, beruhen langfristige Volatilitätsprognosen auf einer Annahme einer Annäherung an historische Volatilitätsniveaus.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests
Der erzielbare Betrag für die CGU Speicherstätten beläuft sich per 31. Dezember 2013 auf 1.890 Mio. €. Da dieser Betrag unter den getesteten Buchwerten liegt, erfasste die Gruppe einen Gesamtwertminderungsaufwand von 3.146 Mio. €, der sich aus 1.250 Mio. € für den Geschäfts- oder Firmenwert und aus 1.896 Mio. € für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte zusammensetzt. Nach Berücksichtigung eines Steuerertrags von 485 Mio. € aufgrund außerplanmäßiger Abschreibungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten wirkt sich diese Wertminderung mit 2.661 Mio. € aus.
Dieser Wertminderungsaufwand spiegelt den anhaltenden Rückgang in der Rentabilität von Aktivitäten im Zusammenhang mit Speicherstätten am europäischen Markt wider. In Anbetracht der erneuten Senkung von Forward-Preisen für saisonale Erdgas-Spreads, die in der zweiten Hälfte 2013 für die Periode 2014-2016 zu beobachten war, der weiteren Zunahme nicht verkaufter Kapazität zur Zeit der Verkaufskampagne 2013 in Frankreich und des Verfalls der Kennzahlen für den Speichermarkt (zähe Nachfrage bei Gas, Zunahme flexibler Lösungen für Gas bei den Wettbewerbern, Überschuss an Speicherkapazität in Kontinentaleuropa) ging die Gruppe in ihrem mittelfristigen Businessplan für 2014-2019 und in ihren Cashflow-Prognosen für die Zeit nach 2019 davon aus, dass die saisonalen Spreads ihren früheren historischen Stand nicht wieder erreichen würden.
Empfindlichkeitsanalysen
Eine 5%ige Senkung der Umsatzerlöse aus Speicherstätten in Frankreich und Deutschland für 2014-2022 und der normative Cashflow für die Berechnung des Endwerts würden per 31. Dezember 2013 zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von etwa 450 Mio. € führen, sofern die anderen Annahmen im Werthaltigkeitstest unverändert blieben. Ein 5%iger Zuwachs bei Speicherverkäufen würde dagegen den Wertminderungsaufwand um 450 Mio. € verringern.
In Frankreich würde eine Senkung des angenommenen Verkaufs um 10 TWh im Zusammenhang mit den regulatorischen Verpflichtungen, verglichen mit dem Szenarium, das die Gruppe für ihre Prognosen nutzt, zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 877 Mio. € führen. Ein Zuwachs von 10 TWh würde dagegen den Wertminderungsaufwand um 608 Mio. € verringern.
Um 0,5% steigende Abzinsungssätze würden zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 468 Mio. € führen. Um 0,5% niedrigere Abzinsungssätze dagegen würden die Wertminderung um 658 Mio. € verringern.
5.2.4 CGU Energy - Southern Europe
Der CGU Energy - Southern Europe sind Gas- und Stromerzeugung und Verkaufstätigkeiten in Italien und Griechenland zugeordnet. Der Konzernanteil dieser CGU an installierter Produktionskapazität macht 4.680 MW aus. 4.500 MW davon kommen aus Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung.
Der Nutzungswert der CGU Energy - Southern Europe wurde mit den Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019 errechnet. Cashflow-Prognosen jenseits dieses Sechsjahreszeitraums basierten auf dem von der Gruppe angenommenen Referenz-Szenarium.
Der Cashflow, der sich auf Vermögenswerte der Stromerzeugung bezieht, wurde für die Lebensdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte und Vereinbarungen prognostiziert. Der Endwert von Tätigkeiten im Marketing- und Verkaufsbereich wurde durch Anwendung einer 1,9%igen Wachstumsrate auf den normativen Cashflow für 2019 bestimmt.
Die auf diese Prognosen angewandten Abzinsungssätze liegen zwischen 6,8% und 13%, je nach Risikoprofil, das jeder Art der Stromerzeugung und Verkaufstätigkeit zugewiesen wurde.
Die Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf die erwarteten Trends bei der Nachfrage für Strom und Gas und geänderte Prognosen für den Preis von Brennstoff, CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests
Angesichts der maßgeblichen Verschlechterung der Marktbedingungen mit einem drastischen Einbruch bei der Nachfrage bezüglich der Vermögenswerte der thermischen Stromerzeugung der Gruppe, eines klaren Niedergangs bei den Clean-Spark-Spreads und einer sinkenden Rentabilität der Marketing- und Verkaufstätigkeiten erfasste die Gruppe einen Gesamtwertminderungsaufwand von 1.447 Mio. € für die CGU Energy -Southern Europe.
Dieser Wertminderungsaufwand von 1.447 Mio. € spiegelt hauptsächlich wider:
| ― | außerplanmäßige Abschreibungen von 1.013 Mio. € bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten im Zusammenhang mit Vermögenswerten der thermischen Stromproduktion von GDF SUEZ Energia Italia; |
| ― | außerplanmäßige Abschreibungen von 144 Mio. € bei den Marketing- und Verkaufsaktivitäten für Strom und Gas in Italien. Angesichts der Schwierigkeiten, die für diese Aktivitäten festzustellen sind, hat die Gruppe den vollen Betrag der entsprechenden Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte außerplanmäßig abgeschrieben; |
| ― | außerplanmäßige Abschreibungen von 252 Mio. € im Zusammenhang mit dem Wertminderungsaufwand für den gesamten restlichen Geschäfts- oder Firmenwert der goodwilltragenden CGU Südeuropa. |
Empfindlichkeitsanalysen
Eine 0,5%ige Erhöhung des Abzinsungssatzes würde zur Erfassung eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands von 47 Mio. € bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten im Zusammenhang mit den Vermögenswerten der thermischen Stromproduktion von GDF SUEZ Energia Italia führen.
Eine um 5% geschmälerte Marge bei den Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 78 Mio. € führen. Dagegen würde eine um 5% höhere Marge bei den Vermögenswerten der thermischen Stromproduktion die Wertminderung um 78 Mio. € verringern.
5.2.5 CGU Energy - Eastern Europe
Der CGU Energy - Eastern Europe sind Gas- und Stromerzeugung und Verkaufs- und Verteilungstätigkeiten in Polen, Rumänien und Ungarn zugeordnet. Der Konzernanteil dieser CGU an installierter Produktionskapazität macht fast 3.000 MW aus. Etwa 2.800 MW davon kommen aus Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung. Der Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert, der dieser CGU vor dem Werthaltigkeitstest 2013 zugeordnet war, belief sich auf 340 Mio. €.
Der Nutzungswert der CGU Energy - Eastern Europe wurde mit den Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019 errechnet. Ein Endwert wurde durch Extrapolieren des Cashflow über diese Zeit hinaus bestimmt.
Die auf diese Prognosen angewandten Abzinsungssätze liegen zwischen 8,5% und 12,3%, je nach Risikoprofil, das jeder Art der Stromerzeugung und Verkaufs- und Verteilungstätigkeit zugewiesen wurde.
Die Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf die erwarteten Trends bei der Nachfrage für Strom und Gas und geänderte Prognosen für den Preis von Brennstoff, CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests und der Empfindlichkeitsanalysen
Der erzielbare Betrag für die goodwilltragende CGU Energy -Eastern Europe belief sich per 31. Dezember 2013 auf 942 Mio. €.
Da er unter den getesteten Buchwerten lag, erfasste die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 264 Mio. € für den Geschäfts- oder Firmenwert der CGU und einen Wertminderungsaufwand von 123 Mio. € bei Sachanlagen im Zusammenhang mit einem thermischen Kraftwerk.
Ein um 0,5% steigender Abzinsungssatz würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 94 Mio. € führen. Eine um 5% geschmälerte Marge, die sich mit thermischen Kraftwerken erzielen lässt, würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 60 Mio. € führen.
5.2.6 CGU Energy - Spain
Der CGU Energy - Spain sind Gas- und Stromerzeugung und Verkaufstätigkeiten in Spanien zugeordnet. Zu dieser CGU gehören Vermögenswerte der thermischen Stromerzeugung im Umfang von 2.000 MW installierter Produktionskapazität vom Konzernanteil. Der Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert, der dieser CGU vor dem Werthaltigkeitstest 2013 zugeordnet war, belief sich auf 60 Mio. €.
Der Nutzungswert der CGU Energy - Spain wurde mit den Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019 errechnet. Ein Endwert wurde durch Projektion des Cashflow bis zum Ende der Betriebszeit der jeweiligen Vermögenswerte errechnet.
Die auf diese Projektionen angewandten Abzinsungssätze reichen von 6,8% bis 8,4%.
Die Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf die Auswirkung der Energiemarktreformen, die in Spanien auf den Weg gebracht worden sind, erwartete Trends bei der Nachfrage für Strom und Gas und erwartete Änderungen bei den Preisen von Brennstoff, CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests und der Empfindlichkeitsanalysen
Angesichts der Schwierigkeiten, auf die die Vermögenswerte der thermischen Stromerzeugung und der spanische Strommarkt trafen, erfasste die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 60 Mio. € für die volle Höhe des Geschäfts- oder Firmenwerts, der der CGU zugeteilt ist, und einen Wertminderungsaufwand von 78 Mio. € bei Sachanlagen im Zusammenhang mit einem thermischen Kraftwerk.
Eine 0,5%ige Erhöhung des Abzinsungssatzes würde zur Erfassung eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands von 18 Mio. € bei Sachanlagen der CGU führen. Eine um 5% geschmälerte Marge, die sich mit thermischen Kraftwerken erzielen lässt, würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 9 Mio. € bei den Sachanlagen innerhalb der CGU führen.
5.2.7 Thermische Kraftwerke im Vereinigten Königreich
Im Vereinigten Königreich hat die Gruppe eine installierte Produktionskapazität von 2.900 MW (Konzernanteil) aus Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung.
Der Nutzungswert der Vermögenswerte der thermischen Stromerzeugung im Vereinigten Königreich wurde mit den Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019 fallweise errechnet. Der Cashflow jenseits dieser Periode wurde bis Ende der Laufzeit der jeweiligen Vermögenswerte extrapoliert.
Die auf diese Prognosen angewandten Abzinsungssätze reichen von 8,2% bis 8,7%.
Die Grundannahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf die Auswirkungen der Schaffung eines Kapazitätsmarkts, erwartete Trends bei der Nachfrage für Strom, den Bedarf an Grund- und Mittellastkapazität und erwartete Änderungen bei den Preisen von Brennstoff und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests und der Empfindlichkeitsanalysen
Angesichts der Schwierigkeiten, die die thermischen Kraftwerke haben, und insbesondere des Einbruchs bei den Clean-Spark-Spreads erfasste die Gruppe für bestimmte thermische Kraftwerke 2013 einen Wertminderungsaufwand in Höhe von 459 Mio. €.
Ein um 0,5% steigender Abzinsungssatz würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 11 Mio. € bei diesen Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung führen. Eine um 5% geschmälerte Marge, die sich mit den thermischen Kraftwerken erzielen lässt, würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 31 Mio. € für diese Vermögenswerte führen.
5.2.8 Sonstiger Wertminderungsaufwand
In Anbetracht der Auswirkung von Änderungen durch die Erschließung von Schiefergas auf Angebot und Nachfrage bei Gas im Nordosten der Vereinigten Staaten beantragte die Gruppe, dass die Betriebsgenehmigung für das LNG-Terminal Neptune, das offshore der Regasifizierung dient, für die Dauer von fünf Jahren ausgesetzt wird. Diesem Antrag hat die US Maritime Administration 2013 stattgegeben. Deshalb beschloss die Gruppe, 2013 einen Wertminderungsaufwand von 263 Mio. € für den vollen Buchwert des genannten LNG-Terminals zu erfassen.
5.2.9 2012 gebuchter Wertminderungsaufwand
2012 verbuchte die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 2.474 Mio. €. Diese Verluste betrafen hauptsächlich den Geschäfts- oder Firmenwert, der der Beteiligung an SPP zugeordnet war, die als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" eingestuft wurde (176 Mio. €), und Stromerzeugungsanlagen in Europa (1.268 Mio. €).
5.3 Kosten für Umstrukturierungsmaßnahmen
Die Kosten für Umstrukturierungsmaßnahmen, die sich 2013 auf 305 Mio. € beliefen, entstanden bei der Anpassung an die wirtschaftlichen Bedingungen und umfassen 173 Mio. € für GDF SUEZ Energy Europe und 57 Mio. € für GDF SUEZ Energy Services.
2012 enthielt dieser Posten Kosten, die bei GDF SUEZ Energy Europe für die Anpassung an die wirtschaftlichen Bedingungen anfielen (136 Mio. €), die zumeist aus Kosten für die Abschaltung von Stromerzeugungsanlagen in Europa sowie aus Kosten für den endgültigen Rückzug aus Photovoltech bestanden. Bei SUEZ Environnement (78 Mio. €) enthielt dieser Posten hauptsächlich die Kosten für Umstrukturierungsprogramme, die Agbar für seine spanischen Geschäfte und Degrémont beschlossen hatte, sowie die Kosten für Anpassungsprogramme an die verlangsamte Geschäftstätigkeit im Segment Abfallwirtschaft Europa. Er enthielt auch die bei GDF SUEZ Energy Services angefallenen Kosten für die Anpassung an die wirtschaftlichen Bedingungen (53 Mio. €).
5.4 Änderungen des Konsolidierungskreises
2013 enthielt dieser Posten einen Nettogewinn von 448 Mio. € aus der Neubewertung der 35,68%igen Beteiligung der Gruppe an der SUEZ Environnement Company infolge der Beendigung der Aktionärsvereinbarung am 22. Juli 2013, die zum Verlust des maßgeblichen Einflusses der Gruppe führte (vgl. Anhang 2.1 "Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement").
Die sonstigen Posten aus diesem Titel sind als Einzelwert nicht wesentlich.
2012 enthielt dieser Posten im Wesentlichen Kapitalgewinne aus der Veräußerung einer 60%igen Beteiligung an kanadischen Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (136 Mio. €), aus der Veräußerung von Anteilen an dem Unternehmen im Kommunalverbund Sibelga in Brüssel (105 Mio. €) und an Eurawasser (34 Mio. €) sowie einen Kapitalverlust aus den Transaktionen in Verbindung mit Breeze II (35 Mio. €).
5.5 Sonstige Einmaleffekte
2013 enthält diese Position die Auswirkung der verringerten Rückstellung für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs in Höhe von 499 Mio. € (vgl. Anhang 18.2 "Schulden aus der Demontage von Kernkraftanlagen"). Sie enthält auch einen Gewinn von 73 Mio. € aus der Veräußerung der zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere von Medgaz, einschließlich 75 Mio. € durch Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, der als "Sonstiges Ergebnis" erfasst wurde (vgl. Anhang 15.1.1 "Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere"), das in die Gewinn- und Verlustrechnung umgruppiert wurde.
2012 umfasste dieser Posten vor allem einen Gewinn von 233 Mio. €, der der Herabsetzung des Strafgeldes im Zusammenhang mit dem "MEGAL"-Verfahren nach dem Urteil des Gerichts der Europäischen Union vom 29. Juni 2012 entspricht. Die sonstigen Posten dieser Rubrik waren als Einzelwert nicht wesentlich.
ANHANG 6 NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | Summe | Aufwand | Ertrag | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Kosten der Nettoschuld | (1.561) | 128 | (1.433) | (2.137) | 191 | (1.945) |
| Ertrag aus Umschuldungstransaktionen und dem frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente | (256) | 103 | (153) | (299) | 210 | (89) |
| Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen | (670) | 279 | (391) | (997) | 257 | (741) |
| NETTOFINANZERTRAG/-AUFWENDUNGEN | (2.487) | 510 | (1.977) | (3.433) | 658 | (2.775) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
6.1 Kosten der Nettoschuld
Die Hauptposten der Kosten der Nettoschuld gliedern sich wie folgt:
| in Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | Summe 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|---|---|
| Zinsaufwand für Bruttoschuld und Absicherungen | (1.843) | - | (1.843) | (2.464) |
| Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Absicherungen | (19) | - | (19) | (38) |
| Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die die Kriterien für Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts erfüllen | - | 2 | 2 | - |
| Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert | - | 126 | 126 | 191 |
| Aktivierte Fremdkapitalkosten | 301 | - | 301 | 365 |
| KOSTEN DER NETTOSCHULD | (1.561) | 128 | (1.433) | (1.945) |
Neben dem Volumeneffekt durch den Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement seit 22. Juli 2013 entstehen die gesunkenen Kosten der Nettoverschuldung hauptsächlich durch die Auswirkung niedrigerer Zinssätze für ausstehendes Fremdkapital mit variabler Verzinsung und die positive Auswirkung von Refinanzierungsgeschäften der Gruppe.
6.2 Ertrag aus Umschuldungstransaktionen und dem frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente
Die wichtigsten Auswirkungen der Umschuldung gliedern sich wie folgt:
| in Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | Summe 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|---|---|
| Auswirkung des frühzeitigen Unwindings derivativer Finanzinstrumente auf die Gewinn- und Verlustrechnung | (210) | 103 | (107) | (24) |
| davon Barzahlungen für das Unwinding von Swaps | (210) | - | (210) | (234) |
| davon Aufholung des negativen beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate, die frühzeitig abgewickelt wurden | - | 103 | 103 | 210 |
| Auswirkung der Umschuldungstransaktionen auf die Gewinn- und Verlustrechnung | (46) | - | (46) | (65) |
| davon Aufwendungen für frühzeitige Refinanzierungstransaktionen | (46) | - | (46) | (65) |
| GEWINNE UND VERLUSTE AUS UMSCHULDUNGSTRANSAKTIONEN UND DEM FRÜHZEITIGEN UNWINDING DERIVATIVER FINANZINSTRUMENTE | (256) | 103 | (153) | (89) |
Über die Periode kaufte die Gruppe eine Reihe von Gläubigerpapieren zurück (vgl. Anhang 15.3.2 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode"), zu denen gehörten:
| ― | Anleihen mit einem aggregierten Nennwert von 1.300 Mio. € sowie stimmrechtslose Wertpapiere. Die Nettoauswirkung dieser Rückkäufe, einschließlich der Auswirkung von Absicherungen, belief sich per 31. Dezember 2013 auf einen Negativbetrag von 200 Mio. €; |
| ― | 52,9% First Hydro-Anleihen mit einem aggregierten Nennwert von 246 Mio. £, die eine Aufwendung von 56 Mio. € generierten. |
Die Gruppe wickelte auch Zinsswaps vor der Fälligkeit ab und erzielte eine positive Nettofinanzauswirkung von 45 Mio. €, einschließlich Kompensationszahlungen von 190 Mio. € und Aufholung des negativen beizulegenden Zeitwerts der entsprechenden derivativen Instrumente von 235 Mio. €, die per 31. Dezember 2012 die Voraussetzungen für ein Hedge Accounting nicht erfüllten.
6.3 Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen
| ln Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | ||
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen | - | (214) |
| Gewinne und Verluste aus der fehlenden Eignung und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Absicherungen für sonstige finanzielle Posten | - | (16) |
| Unwinding von Abzinsungsberichtigungen bei langfristigen Rückstellungen | (423) | (442) |
| Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen | (171) | (205) |
| Zinsen auf Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (72) | (92) |
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | (5) | (29) |
| SUMME | (670) | (997) |
| Sonstige Finanzerträge | ||
| Ertrag aus zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Wertpapieren | 140 | 123 |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen | 34 | - |
| Gewinne und Verluste aus der fehlenden Eignung und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Absicherungen für sonstige finanzielle Posten | 2 | - |
| Zinsertrag aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen | 36 | 58 |
| Zinsertrag aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 28 | 47 |
| Sonstige Finanzerträge | 39 | 30 |
| SUMME | 279 | 257 |
| SONSTIGE FINANZERTRÄGE UND -AUFWENDUNGEN, NETTO | (391) | (741) |
(1) Nach der rückwirkenden Anwendung der überarbeiteten Fassung von IAS 19 wird der Nettozinsaufwand für den Abzinsungssatz auf die Nettoverpflichtung aus dem leistungsorientierten Plan nun in nur einer Zeile als "Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" dargestellt. Per 31. Dezember 2012 wurden der Zinsaufwand für den Anwartschaftsbarwert bei "Unwinding von Abzinsungsberichtigungen bei langfristigen Rückstellungen" und der Finanzertrag bei "Erwarteter Ertrag auf Planvermögen" dargestellt. Die Beträge per 31. Dezember 2012 sind zum Vergleich angepasst worden.
2012 enthielt die "Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen" einen Aufwand von 160 Mio. € für die Änderung des beizulegenden Zeitwerts des Derivats, der dem Options-Bestandteil von Anleihen entspricht, die in US-Dollar denominierte Aktien von International Power plc wandelbar sind.
ANHANG 7 ERTRAGSSTEUERAUFWAND
7.1 In der Gewinn- und Verlustrechnung erfasste tatsächliche Aufwendungen für Ertragssteuern
7.1.1 Aufgliederung der in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragssteuern
Die Aufwendungen für Ertragssteuern, die in der Gewinn- und Verlustrechnung 2013 erfasst wurden, belaufen sich auf 727 Mio. € (2012: 2.049 Mio. €) und gliedern sich wie folgt:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012(1) |
|---|---|---|
| Tatsächliche Ertragssteuern | (2.273) | (2.530) |
| Latente Steuern | 1.546 | 481 |
| SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENER ERTRAGSSTEUERAUFWAND | (727) | (2.049) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
7.1.2 Abgleich von theoretischem Ertragssteueraufwand mit tatsächlichem Ertragssteueraufwand
Eine Abstimmung von theoretischem Ertragssteueraufwand und tatsächlichem Ertragssteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag) | (8.909) | 2.743 |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 490 | 433 |
| Ertragssteueraufwand | (727) | (2.049) |
| Ertrag/(Verlust) vor Ertragssteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A) | (8.672) | 4.359 |
| davon französische Unternehmen | (3.823) | 1.260 |
| davon Unternehmen außerhalb Frankreichs | (4.849) | 3.099 |
| Gesetzlicher Ertragssteuersatz der Muttergesellschaft (B) | 38,0% | 36,1% |
| THEORETISCHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B) | 3.295 | (1.574) |
| Abstimmungsposten von theoretischem und tatsächlichem Ertragssteueraufwand | ||
| Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz für die Muttergesellschaft und dem gesetzlichen Steuersatz in Rechtsgebieten Frankreichs und außerhalb | (813) | (215) |
| Permanente Differenzen(a) | (2.028) | (255) |
| Ertrag mit Steuerermäßigung oder steuerbefreit(b) | 651 | 603 |
| Zusätzlicher Steueraufwand(c) | (847) | (771) |
| Wirkung nicht erfasster latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(d) | (1.553) | (317) |
| Erfassung der Verwendung des Steuerertrags für zuvor nicht erfasste steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen | 137 | 223 |
| Auswirkung von Änderungen bei Steuersätzen(e) | 33 | (18) |
| Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen(f) | 535 | 237 |
| Sonstige | (139) | 37 |
| TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND | (727) | (2.049) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
(a) Enthält die Zunahme von nicht steuerabzugsfähigen Wertminderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts und die Effekte der Unterkapitalisierung von Fremdkapitalzinsen in Frankreich.
(b) Bildet hauptsächlich Kapitalgewinne aus Veräußerungen von Wertpapieren ab, die in Frankreich, Belgien und anderen Ländern steuerbefreit oder -ermäßigt sind, die Auswirkung spezieller Besteuerungen, die einige Unternehmen in Luxemburg, Belgien, Thailand und anderen Ländern nutzen, und die Auswirkung des unversteuerten Ertrags aus der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteilen in Verbindung mit Erwerben und Änderungen der Konsolidierungsmethoden, die in Anhang 5.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises" beschrieben sind.
(c) Umfasst hauptsächlich Steuern auf Dividenden, die aus dem Besteuerungsverfahren der Muttergesellschaft resultieren, und die Quellensteuer auf Dividenden und Zinsen, die in verschiedenen Steuerrechtsgebieten erhoben wird, die 3%ige Steuer auf Dividenden, die die französischen Unternehmen 2013 bar ausgezahlt haben, die Atomenergie-Abgabe, die mit Kernenergie betriebene Strom erzeugende Anlagen in Belgien zu zahlen haben (489 Mio. € für 2012 und 422Mio. € für 2013), Zuordnungen zu Rückstellungen für Ertragssteuer und regionale Körperschaftssteuern
(d) Enthält hauptsächlich die Auswirkung nicht erfasster latenter Steueransprüche in Verbindung mit Wertminderungsaufwand für materielle Vermögenswerte und die Streichung der Position des latenten Nettosteueranspruchs für viele europäische steuerliche Einheiten.
(e) Enthält hauptsächlich die Auswirkung des gesenkten Steuersatzes 2012 und 2013 im Vereinigten Königreich (2012 Senkung von 25% auf 23% und dann 2013 von 23% auf 21% für die für 2014 vorgesehenen Auflösungen und auf 20% für die nach 2015 vorgesehenen Auflösungen) sowie die Auswirkung geänderter Steuersätze in Frankreich (2013 höhere Sonderabgabe für die Aufholung von zeitlichen Differenzen, zu denen es 2013 und 2014 kommt), in Italien (Senkung des zusätzlichen IRES-Satzes von 10,5% auf 6,5%, der für 2013 verbucht worden ist), in Thailand (Senkung von 30% auf 20%, verbucht für 2013), in Chile (Erhöhung von 17% auf 20%, verbucht für 2012) und in der Slowakei (Erhöhung von 19% auf 23%, verbucht für 2012).
(f) Enthält hauptsächlich die Auswirkung abzugsfähiger fiktiver Zinsen in Belgien und von Steuerguthaben in Norwegen, im Vereinigten Königreich, den Niederlanden, den Vereinigten Staaten und in Frankreich und Auflösungen von Rückstellungen für Ertragssteuer
Der 2011 von Unternehmen in Frankreich mit Erträgen von über 250 Mio. € zu zahlende Ertragssteuersatz wurde auf 36,10% erhöht (34,43% waren es 2010). Dieser Steuersatz ging auf die Einführung einer Sonderabgabe von 5% zurück, die für 2011 und 2012 zu entrichten war. Die Sonderabgabe ist auf 10,7% erhöht worden und führt für die Wirtschaftsjahre 2013 und 2014 zu einem Steuersatz von 38,00%.
Für französische Unternehmen werden die Zeitdifferenzen, deren Aufholung nach 2014 zu erwarten ist, weiterhin mit 34,43% besteuert.
7.1.3 Analyse des in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten latenten Steuerertrags (-aufwands) nach Art der temporären Differenz
| Auswirkung in der Gewinn- und Verlustrechnung | ||
|---|---|---|
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | (39) | 639 |
| Pensionsverpflichtungen | 11 | 48 |
| nicht abzugsfähige Rückstellungen | 187 | 41 |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 274 | (9) |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | (24) | (308) |
| Sonstige | 190 | 64 |
| SUMME | 599 | 475 |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 859 | (28) |
| Steuerlich bedingte Rückstellungen | (10) | 50 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | (10) | 82 |
| Sonstige | 108 | (98) |
| SUMME | 947 | 6 |
| LATENTER STEUERERTRAG/(-AUFWAND) | 1.546 | 481 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Die Änderung des latenten Steuerertrags ergibt sich hauptsächlich aus der Buchung von Wertminderungsaufwendungen für Sachanlagen.
7.2 Im "Sonstigen Ergebnis" ausgewiesener latenter Steuerertrag (-aufwand)
Der im "Sonstigen Ergebnis" ausgewiesene latente Netto-Steuerertrag (-aufwand) gliedert sich wie folgt nach Bestandteilen:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 2 | (26) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (200) | 225 |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | (134) | 30 |
| Cashflow-Absicherungen für sonstige Posten | (75) | 403 |
| Cashflow-Absicherungen der Nettoschuld | (5) | (130) |
| SUMME OHNE ANTEIL DER ASSOZIIERTEN UNTERNEHMEN | (412) | 502 |
| Anteil assoziierter Unternehmen | (32) | 8 |
| SUMME | (444) | 510 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
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 | Verbindlichkeiten | Nettoposition |
|---|---|---|---|
| per 31. Dezember 20121 | 1.487 | (11.959) | (10.472) |
| Auswirkung auf den Jahresüberschuss für das Jahr | 599 | 947 | 1.546 |
| Auswirkung auf die Posten des sonstigen Ergebnisses | (206) | (142) | (348) |
| Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises | (1.271) | 1.191 | (80) |
| Auswirkung von Umrechnungsanpassungen | (195) | 425 | 230 |
| Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (123) | 125 | 3 |
| Sonstige | (78) | 71 | (7) |
| Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit | 450 | (450) | - |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 662 | (9.792) | (9.130) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Die Auswirkung der Änderung des Konsolidierungskreises entsteht hauptsächlich aus dem Ausschluss der Salden latenter Steuern, die für die Unternehmen von SUEZ Environnement anfielen.
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. 2013 | 31. Dez. 20121 |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | 1.889 | 2.464 |
| Pensionsverpflichtungen | 1.191 | 1.609 |
| nicht abzugsfähige Rückstellungen | 503 | 668 |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 1.136 | 1.007 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | 1.099 | 1.299 |
| Sonstige | 831 | 876 |
| SUMME | 6.649 | 7.923 |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (13.635) | (16.388) |
| Steuerlich bedingte Rückstellungen | (193) | (249) |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | (1.120) | (1.114) |
| Sonstige | (831) | (644) |
| SUMME | (15.779) | (18.395) |
| LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(SCHULDEN), NETTO | (9.130) | (10.472) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Latente Steueransprüche von 1.889 Mio. € wurden für steuerliche Verluste und Steuerguthaben erfasst, die am 31. Dezember 2013 vorgetragen wurden (Ende 2012 2.464 Mio. €). Per 31. Dezember 2013 beinhaltet dieser Betrag alle steuerlichen Verlustvorträge des steuerlichen Organkreises der GDF SUEZ SA, nicht mehr aber die steuerlichen Verlustvorträge für die Unternehmen von SUEZ Environnement, weil der maßgebliche Einfluss am 22. Juli 2013 endete.
Im Falle des steuerlichen Organkreises "International Power Nordamerika" ist die Gruppe der Auffassung, dass alle steuerlichen Verlustvorträge über einen Zeitraum von zehn Jahren verwendet sein werden.
Von dieser steuerlichen Einheit abgesehen sind die latenten Steueransprüche, die hinsichtlich der steuerlichen Verlustvorträge erfasst werden, dadurch gerechtfertigt, dass es entsprechende steuerbare temporäre Differenzen gibt bzw. durch die Erwartungen, dass diese Verlustvorträge über die Periode genutzt werden, über die sich der mittelfristige Plan (2014-2019) erstreckt, wie von der Unternehmensführung genehmigt.
7.4 Nicht erfasste latente Steuern
7.4.1 Nicht erfasste abzugsfähige temporäre Differenzen
Am 31. Dezember 2013 belief sich der Steuereffekt von Steueraufwendungen und Steuerguthaben, die für Vorträge geeignet sind, aber nicht verwendet und in der Bilanz nicht erfasst wurden, auf 1.137 Mio. € (1.245 Mio. € am 31. Dezember 2012). Die meisten dieser nicht erfassten steuerlichen Verluste beziehen sich auf Gesellschaften in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit vorgetragen werden dürfen (hauptsächlich Belgien, Frankreich, Luxemburg, Italien, Deutschland, die Niederlande und Australien). Diese steuerlichen Verlustvorträge führten nicht zum Erfassen latenter Steuern, weil mittelfristig ausreichende Gewinnerwartungen fehlen.
Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug Ende Dezember 2013 1.436 Mio. € gegenüber 230 Mio. € für Ende Dezember 2012. Die Zunahme entsteht hauptsächlich aus der Nichterfassung eines latenten Steueranspruchs für einige Wertminderungsaufwendungen bei materiellen Vermögenswerten, die sich zumeist in Italien, Deutschland und den Niederlanden befinden.
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 die Gruppe in der Lage ist, den Zeitplan für ihre Aufholung zu steuern und es wahrscheinlich ist, dass die temporäre Differenz in absehbarer Zukunft nicht aufgeholt wird.
ANHANG 8 KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS
Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss ist ein finanzieller Indikator, den die Gruppe in ihrer Finanzberichterstattung verwendet, um den Konzernanteil am Jahresüberschuss, berichtigt um ungewöhnliche oder Einmaleffekte, darzustellen.
Dieser finanzielle Indikator schließt daher aus:
| ― | alle Posten, die zwischen den Zeilen "Kurzfristiges Betriebsergebnis" und "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" dargestellt sind, also "Marktbewertung von Warenverträgen, die keine Trading-Instrumente sind", "Wertminderungsaufwendungen", "Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen", "Änderungen des Konsolidierungskreises" und "Sonstige Einmaleffekte". Diese Posten sind in Anhang 1.4.17 "Kurzfristiges Betriebsergebnis" definiert. |
| ― | die folgenden Bestandteile des Nettofinanzer-trags/(-aufwands): die Auswirkung der Umschuldung, die Ausgleichszahlungen für das Unwinding derivativer Instrumente, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von derivativen Instrumenten, die gemäß IAS 39 nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen, sowie den unwirksamen Bestandteil derivativer Instrumente, die die Kriterien von Absicherungen erfüllen; |
| ― | die steuerliche Wirkung der oben genannten Posten, die nach dem gesetzlichen Ertragssteuersatz ermittelt wurde, der für die entsprechende steuerliche Einheit gilt; |
| ― | den Nettoaufwand für die Atomenergieabgabe in Belgien, deren Rechtmäßigkeit die Gruppe anficht; |
| ― | Nettoeinmaleffekte aus dem "Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen". Die ausgeschlossenen Posten entsprechen Einmaleffekten wie oben definiert. |
Die Abstimmung des Jahresüberschusses/(-fehlbetrags) mit dem Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss sieht wie folgt aus:
| in Millionen Euro | Anhang | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|---|
| KONZERNANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (9.289) | 1.544 | |
| Minderheitsbeteiligungen | 380 | 1.199 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | 2.743 | |
| Abstimmung von kurzfristigem Betriebsergebnis und Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit | 14.523 | 2.387 | |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 5.1 | 226 | (109) |
| Wertminderungsaufwand | 5.2 | 14,9443 | 2.474 |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | 5.3 | 305 | 342 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 5.4 | (406) | (155) |
| Sonstige Einmaleffekte | 5.5 | (545) | (165) |
| Sonstige berichtigte Posten (nicht im Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit enthalten) | (1.234) | 65 | |
| Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die die Kriterien für Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts erfüllen | 6.1 | (2) | |
| Gewinne/(Verluste) aus Umschuldung und der vorzeitigen Abwicklung derivativer Instrumente | 6.2 | 153 | 89 |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht die Kriterien von Absicherungen erfüllen | 6.3 | (34) | 214 |
| Steuer auf Einmaleffekte | (1.608) | (544) | |
| Nettoaufwand für die Atomenergieabgabe in Belgien | 271 | 274 | |
| Einmalertrag aus dem Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 13.1 | (14) | 32 |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS | 4.380 | 5.195 | |
| Periodischer Jahresüberschuss aus Minderheitsbeteiligungen | 940 | 1.370 | |
| KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS | 3.440 | 3.825 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
ANHANG 9 ERGEBNIS JE AKTIE
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 | |
|---|---|---|
| Zähler (in Millionen Euro) | ||
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | (9.289) | 1.544 |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten: | ||
| Wandelanleihen von International Power | - | (21) |
| Verwässerter Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | (9.289) | 1.523 |
| Nenner (in Millionen Aktien) | ||
| Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien | 2.359 | 2.271 |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten: | ||
| Bonusaktienpläne für Mitarbeiter | 15 | 12 |
| VERWÄSSERTE DURCHSCHNITTSZAHL IM UMLAUF BEFINDLICHER AKTIEN | 2.374 | 2.284 |
| Ergebnis je Aktie (Euro) | ||
| Unverwässertes Ergebnis je Aktie | (3,94) | 0,68 |
| Verwässertes Ergebnis je Aktie | (3,91) | 0,67 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Die verwässernden Instrumente der Gruppe, die in die Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie einbezogen wurden, umfassen die Bonusaktien und Performance Shares, die in Form von GDF SUEZ-Wertpapieren gewährt werden, wie in Anhang 24.3 "Bonusaktien und Performance Shares" beschrieben, zusammen mit den Aktienoptionsplänen, die in Anhang 24.1 "Aktienoptionspläne" beschrieben sind, deren Ausübungspreis unter dem durchschnittlichen Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien liegt (der durchschnittliche Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien lag 2013 bei 16,40 € und 2012 bei 18,30 €). 2012 waren die in International Power plc-Aktien wandelbaren Anleihen ebenfalls in die Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie einbezogen.
Das verwässerte Ergebnis je Aktie berücksichtigt nicht die Aktienzeichnungsoptionen, die Mitarbeitern zu einem Ausübungspreis über dem durchschnittlichen Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien bewilligt werden.
Im Geschäftsjahr 2013 waren alle Aktienoptionspläne wegen ihres Zuwachseffekts aus der Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie ausgeschlossen. Ebendiese Aktienoptionspläne, wie auch der von 2005, waren wegen ihres Zuwachseffekts ebenfalls aus der Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie für 2012 ausgeschlossen.
Instrumente, die per 31. Dezember 2013 einen Ertragszuwachs verzeichneten, könnten in späteren Perioden durch Änderungen des durchschnittlichen jährlichen Aktienpreises verwässert werden.
ANHANG 10 GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERT
10.1 Bewegungen des Buchwerts des Geschäfts- oder Firmenwerts
| in Millionen Euro | Bruttobetrag | Wertminderung | Nettobetrag |
|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2011 | 31.782 | (420) | 31.362 |
| Wertminderungsaufwand | - | (118) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (594) | - | |
| Sonstige | (336) | - | |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (263) | - | |
| Umrechnungsanpassungen | (12) | (4) | |
| Per 31. Dezember 2012 | 30.577 | (542) | 30.035 |
| Wertminderungsaufwand | - | (5.775) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (3.445) | 197 | |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (3) | 3 | |
| Umrechnungsanpassungen | (350) | 35 | |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 26.779 | (6.082) | 20.697 |
Die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises auf die Bilanzposition per 31. Dezember 2013 bezieht sich hauptsächlich auf die Ausbuchung von Geschäfts- oder Firmenwert infolge der geänderten Konsolidierungsmethode für SUEZ Environnement (3.220 Mio. €), die Veräußerung einer 33,2%igen Beteiligung an NOGAT (53 Mio. €) sowie die Erfassung eines vorläufigen Geschäfts- oder Firmenwerts von 145 Mio. € für den Erwerb von Balfour Beatty Workplace. Diese Transaktionen und Änderungen der Konsolidierungsmethode sind in Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" beschrieben.
Im Ergebnis der jährlichen Werthaltigkeitstests, die in der zweiten Hälfte 2013 für goodwilltragende CGUs stattfanden, erfasste die Gruppe Wertminderungsaufwendungen beim Geschäfts- oder Firmenwert von insgesamt 5.775 Mio. €, davon 3.862 Mio. € bei der CGU Energy - Central Western Europe, 1.250 Mio. € bei der CGU Speicherstätten, 264 Mio. € bei der CGU Energy - Eastern Europe, 252 Mio. € bei der CGU Energy - Southern Europe und 60 Mio. € € bei der CGU Energy -Spain. Die 2013 für diese CGUs durchgeführten Werthaltigkeitstests sind in Anhang 5.2 "Wertminderungsaufwendungen" beschrieben.
Der 2012 aufgetretene Rückgang entstand hauptsächlich durch die Änderungen des Konsolidierungskreises mit 594 Mio. € (von denen sich 406 Mio. € auf die geänderte Konsolidierungsmethode für Senoko beziehen).
Die Zeile "Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind" enthielt den Geschäfts- oder Firmenwert, der der Geschäftstätigkeit von SPP zugeordnet war. Letztere wurde am 23. Januar 2013 verkauft (vgl. Anhang 2.2 "Veräußerungen im Jahre 2013").
10.2 Wichtige goodwilltragende CGUs
Die folgende Tabelle zeigt die Aufgliederung des Geschäfts- oder Firmenwerts nach CGU:
| in Millionen Euro | Geschäftssegment | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|---|
| WESENTLICHE-CGUs1 | |||
| Energy - Central Western Europe | Energy Europe | 8.446 | 12.352 |
| Distribution | Infrastructures | 4.009 | 4.009 |
| Global Gas & LNG | Global Gas & LNG | 2.109 | 2.162 |
| Energy - North America | Energy International | 1.329 | 1.450 |
| Speicherstätten | Infrastructures | 543 | 1.794 |
| SONSTIGE MASSGEBLICHE CGUs | |||
| Weiterleitungen Frankreich | Infrastructures | 614 | 614 |
| Energy - United Kingdom & Other Europe | Energy International | 583 | 678 |
| SONSTIGE CGUs (EINZELN WENIGER ALS 600 MILLIONEN €) | 3.064 | 6.976 | |
| SUMME | 20.697 | 30.035 |
(1) Wesentliche CGUs repräsentieren mehr als 5% des Gesamtgeschäfts- oder Firmenwerts der Gruppe.
10.3 Werthaltigkeitstest von goodwilltragenden-CGUs
Alle Zahlungsmittel generierenden Einheiten, denen ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist (goodwilltragende CGU), werden ausgehend von den Angaben von Ende Juni und einer Prüfung der Ereignisse in der zweiten Jahreshälfte auf Werthaltigkeit getestet. In den meisten Fällen wird der erzielbare Wert der goodwilltragenden CGUs mit Bezug auf einen Nutzungswert bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2014 und dem mittelfristigen Businessplan 2015-2019, wie vom Direktorium der Gruppe genehmigt, errechnet wird und über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten Cashflows.
Die Cashflow-Projektionen für die Zeit des mittelfristigen Businessplans werden zusammen mit den Extrapolationen über diesen Zeitrahmen hinaus auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen erstellt (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und für die Energiegeschäfte auf der Grundlage folgender Parameter:
| ― | Marktpreise in einem liquiden Zeitfenster ("Terminpreise") für Brennstoff-(Kohle-, Öl- und Gas-) Preise, CO2 -Preis und Strompreis in den verschiedenen Märkten; |
| ― | über dieses liquide Zeitfenster hinaus auf der Basis mittel- und langfristiger Annahmen von Preisänderungen dieser Brennstoffe, der Nachfrage bei Gas und Strom und von Strompreisen. Die Erwartungen an Strompreise basieren auf einer nach vorne orientierten Wirtschaftsanalyse des Gleichgewichts zwischen Stromangebot und -nachfrage. |
Die von der Gruppe verwendeten mittel- und langfristigen Annahmen sind mit den Daten und Untersuchungen aus externen Studien konsistent.
Die angesetzten Abzinsungssätze entsprechen den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten, die so angepasst sind, dass sie das Geschäft, das Land und das Fremdwährungsrisiko für jede überprüfte goodwilltragende CGU widerspiegeln. Die gewählten Abzinsungssätze beinhalten einen risikolosen Marktzinssatz und einen Länderrisikozuschlag als Bestandteil. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent. Die Sätze nach Steuern, mit denen 2013 der Nutzungswert von goodwilltragenden CGUs bewertet wurde, lagen zwischen 5,2% und 15,1%, verglichen mit 4,8% und 17% für 2012. Die Abzinsungssätze, die für jede der sieben wichtigsten goodwilltragenden CGUs benutzt werden, erscheinen in den nachstehenden Anhängen 10.3.1 "Wesentliche CGUs" und 10.3.2 "Sonstige maßgebliche CGUs".
10.3.1 Wesentliche CGUs
Dieser Abschnitt stellt die Methode zur Bestimmung des Nutzungswerts, die Schlüsselannahmen, die der Bewertung zugrunde liegen, und die Empfindlichkeitsanalysen für die Werthaltigkeitstests bei CGUs dar, bei denen die Höhe des Geschäfts- oder Firmenwerts mehr als 5% des gesamten Geschäfts- oder Firmenwerts der Gruppe per 31. Dezember 2013 repräsentiert.
Der Werthaltigkeitstest für die CGUs Energy - Central Western Europe (CWE) und Speicherstätten wird in Anhang 5.2 "Wertminderungsaufwendungen" erläutert.
Der auf die CGU Distribution allozierte Geschäfts- oder Firmenwert
Der auf diese CGU per 31. Dezember 2013 allozierte Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert betrug 4.009 Mio. €. Die CGU Distribution führt die französischen Aktivitäten der Gasverteilung zusammen.
Der Nutzungswert dieser CGU Distribution wurde mit Cashflow- Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und des vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplans 2015-2019 errechnet. Der auf diese Projektionen angewandte Abzinsungssatz lag bei 5,5%. Der Schlusswert, der für das Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2019. Die RAB ist der Wert, den der Regulierer (CRE) den Vermögenswerten zuweist, die der Verteiler betreibt. Sie ist die Summe des künftigen Cashflow vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.
Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasverteilungsnetze - als "ATRD 4" bekannt - erstellt, der am 1. Juli 2012 für die Dauer von vier Jahren in Kraft trat, und nach der Höhe der Gesamtinvestitionen, die von der französischen Regulierungskommission für Energie (CRE) als Teil ihres Beschlusses zum Tarif ATRD 4 genehmigt worden ist.
Da die in der CGU Distribution zusammengefassten Geschäfte reguliert sind, würde eine angemessene Änderung jedweden der Bewertungsparameter nicht zu einem erzielbaren Wert unterhalb des Buchwerts führen.
Der auf die CGU Global Gas & LNG allozierte Geschäfts- oder Firmenwert
Der auf diese CGU per 31. Dezember 2013 allozierte Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert betrug 2.109 Mio. €. In der CGU Global Gas & LNG kommen die vorgelagerten Aktivitäten der Erdgaswertschöpfungskette zusammen.
Der Nutzungswert wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019 errechnet. Ein Endwert wurde durch Extrapolieren des Cashflow über diese Zeit hinaus bestimmt.
Der Endwert für die LNG-Aktivitäten entspricht einem Exitwert, der durch das Ansetzen einer langfristigen Wachstumsrate von 2,5% auf den Cashflow des letzten Jahres des vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplans bestimmt wird. Diese Wachstumsrate von 2,5% beinhaltet die Auswirkung der Inflation mit 2% und die Auswirkung eines erwarteten langfristigen Anstiegs bei den LNG-Volumen von 0,5%. Diese langfristige Wachstumsannahme wird weithin durch externe Studien und die Prognosen anderer Player auf dem Markt untermauert. Der auf diese Projektionen angewandte Abzinsungssatz lag bei 9,2%.
Der Nutzungswert der Explorations- und Förderaktivitäten in der Erschließungs- oder Produktionsphase wird mit einem Projektionszeitfenster ermittelt, das der Nutzungsdauer der zugrunde liegenden nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven entspricht.
Die Hauptannahmen und -schätzungen beziehen sich vor allem auf die Abzinsungssätze, die geschätzten Kohlenwasserstoffpreise, Wechselkursänderungen Euro/US-Dollar, Änderungen bei Angebot und Nachfrage von LNG und die Marktaussichten. Die zugewiesenen Werte sind unsere besten Schätzungen für Marktpreise und den erwarteten künftigen Trend für diese Märkte. Die für die Öl- und Erdgaspreise benutzten Projektionen stehen im Einklang mit dem Konsens, der sich aus verschiedenen externen Studien gebildet hat. Die angesetzten Abzinsungssätze bewegen sich zwischen 9% und 14,5% und unterscheiden sich hauptsächlich durch die Risikozuschläge für die Länder, in denen die Gruppe tätig ist.
Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 29% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Wert würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 31 % auf diese Berechnung.
Im Falle einer Senkung der verwendeten Kohlenwasserstoffpreise um 10% entspräche der erzielbare Betrag dem Buchwert. Eine Erhöhung der verwendeten Kohlenwasserstoffpreise um 10% hätte eine Positivwirkung von 92% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert.
Ein Rückgang der langfristigen Wachstumsrate zur Bestimmung des Endwerts der LNG-Aktivitäten um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 13% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Zunahme der angesetzten langfristigen Wachstumsrate um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 15% auf diese Berechnung.
Der auf die CGU International Power - North America allozierte Geschäfts- oder Firmenwert
Der dieser CGU per 31. Dezember 2013 zugeordnete Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert betrug 1.329 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 sowie im Verkauf von LNG-Frachtkapazität tätig;
Der erzielbare Betrag dieser CGU Energy - North America wird aufgrund des Nutzungswerts der Gruppe von Vermögenswerten ermittelt, primär errechnet mit den Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2014 und dem vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2015-2019.
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 2013 reichen von 5,8% bis 9%, je nach den betreffenden Geschäftstätigkeiten.
Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Negativwirkung von 24% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 0,5% hätte eine Positivwirkung von 23% auf diese Berechnung.
Eine Senkung der langfristigen Gleichgewichtspreise für Strom um 10% hätte eine Negativwirkung von 49% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der langfristigen Gleichgewichtspreise um 10% hätte eine Positivwirkung von 58% auf diese Berechnung.
10.3.2 Sonstige maßgebliche CGUs
Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der sonstigen wichtigen CGUs.
| CGU | Geschäftssegment | Bewertung | Abzinsungssatz |
|---|---|---|---|
| Weiterleitung Frankreich | Infrastructures | DCF | 5,8% |
| Energy - United Kingdom & Other Europe | Energy International | DCF + DDM | 6,8% - 11,1% |
"DDM" bezieht sich auf das Modell der abgezinsten Dividenden (Discounted Dividend Model - DDM)
10.4 Segmentinformation über den Geschäfts- oder Firmenwert
Der Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts lässt sich wie folgt nach Geschäftssegmenten analysieren:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Energy International | 3.206 | 3.653 |
| Energy Europe | 8.532 | 13.030 |
| Global Gas & LNG | 2.109 | 2.162 |
| Infrastructures | 5.324 | 6.574 |
| Energy Services | 1.526 | 1.357 |
| SUEZ Environnement | - | 3.257 |
| SUMME | 20.697 | 30.035 |
ANHANG 11 IMMATERIELLE VERMÖGENSWERTE
11.1 Veränderungen bei immateriellen Vermögenswerten
| in Millionen Euro | Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen | Kapazitätsrechte | Sonstige | Summe |
|---|---|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||||
| Per 31. Dezember 2011 | 5.762 | 2.354 | 12.363 | 20.480 |
| Erwerbe | 439 | - | 606 | 1.045 |
| Veräußerungen | (31) | - | (348) | (379) |
| Umrechnungsanpassungen | 1 | - | (11) | (10) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 4 | - | 57 | 61 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | - | - | (327) | (327) |
| Sonstige | 59 | 24 | 140 | 223 |
| Per 31. Dezember 2012 | 6.235 | 2.379 | 12.480 | 21.094 |
| Erwerbe | 274 | - | 537 | 811 |
| Veräußerungen | (20) | - | (66) | (86) |
| Umrechnungsanpassungen | (35) | - | (148) | (183) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (3.764) | - | (3.025) | (6.789) |
| Sonstige | 18 | 66 | (31) | 53 |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 2.708 | 2.445 | 9.747 | 14.900 |
| KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNG | ||||
| Per 31. Dezember 2011 | (2.099) | (769) | (4.387) | (7.254) |
| Abschreibung und Wertminderung | (290) | (88) | (890) | (1.268) |
| Veräußerungen | 27 | - | 310 | 338 |
| Umrechnungsanpassungen | 3 | - | 8 | 11 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | - | - | 3 | 3 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | - | - | 158 | 158 |
| Sonstige | 129 | - | (190) | (61) |
| Per 31. Dezember 2012 | (2.229) | (857) | (4.988) | (8.073) |
| Amortisation | (198) | (91) | (684) | (973) |
| Wertminderung | (36) | (638) | (586) | (1.260) |
| Veräußerungen | 15 | - | 60 | 75 |
| Umrechnungsanpassungen | 3 | - | 52 | 55 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1.378 | - | 1.178 | 2.556 |
| Sonstige | - | - | 7 | 7 |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | (1.067) | (1.586) | (4.961) | (7.614) |
| BUCHWERT | ||||
| Per 31. Dezember 2012 | 4.006 | 1.522 | 7.492 | 13.020 |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 1.641 | 859 | 4.786 | 7.286 |
Änderungen des Konsolidierungskreises entstanden 2013 hauptsächlich durch den Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement (-3.975 Mio. €), die Veräußerung eines Anteils von 50% am Portfolio an Vermögenswerten der Stromerzeugung der Gruppe in Portugal (-131 Mio. €) und die Veräußerung von 33,2% an NOGAT B.V. (-82 Mio. €). Diese Transaktionen sind in Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" beschrieben.
Die sonstigen Bewegungen bei Kapazitätsrechten (66 Mio. €) sind die Folge einer Neuberechnung der Rückstellungen für Kernenergie aus Kapazitätsrechten an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin.
Zu den Erwerben von immateriellen Rechten aus Konzessionsverträgen gehören Bauarbeiten aus Konzessionsverträgen an von SUEZ Environnement (bis 22. Juli 2013) und GDF SUEZ Energy Services geleiteten Infrastruktureinrichtungen.
Wertminderungsaufwendungen bei immateriellen Vermögenswerten betrugen per 31. Dezember 2013 1.260 Mio. €. Diese Wertminderungsaufwendungen bezogen sich im Wesentlichen auf virtuelle Kraftwerkskapazitäten in Italien (638 Mio. €) und auf Kundenportfolios in Europa, vor allem in Italien (vgl. Anhang 5.2 "Wertminderungsaufwendungen").
Da Slovensky Plynárenský Priemysel a.s. ("SPP"), IP Maestrale und Sohar Power Company SAOG per 31. Dezember 2012 als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte eingestuft wurden, ist der Buchwert der entsprechenden immateriellen Vermögenswerte in die Zeile "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" der Bilanz übertragen worden.
11.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen
Dieser Posten enthält vor allem das Recht, Nutzern Rechnungen zu stellen, das nach dem Modell der immateriellen Vermögenswerte erfasst wird, wie in IFRIC 12 dargelegt (vgl. Anhang 23 "Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen").
11.1.2 Kapazitätsrechte
Die Gruppe hat Kapazitätsrechte an Kraftwerken erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kraftwerkskapazitätsrechte wurden in Verbindung mit Geschäftsvorfällen oder im Rahmen der Beteiligung der Gruppe an der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke erworben. Als Gegenleistung erhielt die Gruppe das Recht, über die Nutzungsdauer der Basisvermögenswerte einen Teil der Produktion zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte, aber über höchstens 40 Jahre, abgeschrieben. Gegenwärtig hält die Gruppe Rechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin in Frankreich und dem virtuellen Kraftwerk (VPP) in Italien.
11.1.3 Sonstige
Ende 2013 befinden sich unter diesem Titel vor allem 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 Förderlizenzen unter "Sonstige" der obigen Tabelle werden in Anhang 20 "Explorations- & Förderaktivitäten" erklärt.
Der Buchwert immaterieller Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, weil ihre Nutzungsdauer unbestimmt ist, betrug per 31. Dezember 2013 680 Mio. € (1.012 Mio. € per 31. Dezember 2012). Dieser Titel bezieht sich hauptsächlich auf die Marke GDF Gaz de France, die als Teil der Zuordnung der Kosten des Unternehmenszusammenschlusses zu den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von Gaz de France erfasst wurde. Die Abweichung ist im Wesentlichen aus der Wirkung des verlorenen maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement entstanden (-€320 Mio. €).
11.2 Information über Forschungs- und Entwicklungskosten
Aktivitäten in Forschung und Entwicklung beziehen sich hauptsächlich auf verschiedene Studien zu technologischer Innovation, Verbesserungen der Effizienz von Anlagen, Sicherheit, Umweltschutz, Dienstleistungsqualität und die Nutzung von Energieressourcen.
Die Kosten für Forschung und Entwicklung (ohne Kosten für technische Unterstützung) beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 161 Mio. €. Die Kosten, die die Kriterien für eine Erfassung als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 nicht erfüllen, betrugen 2013 auf 157 Mio. € (2012: 236 Mio. €).
ANHANG 12 SACHANLAGEN
12.1 Entwicklungen bei Sachanlagen
| in Millionen Euro | Grundstücke | Gebäude | Anlagen und Maschinen | Fahrzeuge | Abbruchkosten | Anlagen im Bau |
|---|---|---|---|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||||||
| Per 31. Dezember 2011 | 3.209 | 7.100 | 101.248 | 1.916 | 1.751 | 11.354 |
| Erwerbe | 77 | 99 | 1.049 | 117 | - | 6.576 |
| Veräußerungen | (34) | (68) | (657) | (134) | (3) | (28) |
| Umrechnungsanpassungen | 20 | 101 | (276) | 9 | 18 | (280) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (12) | (10) | (1.354) | - | 4 | (149) |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (4) | (154) | (3.116) | (3) | (23) | (52) |
| Sonstige | (41) | 245 | 5.138 | (10) | 226 | (5.206) |
| Per 31. Dezember 2012 | 3.215 | 7.313 | 102.033 | 1.895 | 1.973 | 12.214 |
| Erwerbe | 14 | 40 | 777 | 74 | - | 5.465 |
| Veräußerungen | (53) | (53) | (581) | (87) | 1 | - |
| Umrechnungsanpassungen | (106) | (116) | (2.867) | (24) | (58) | (789) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (1.828) | (3.335) | (8.336) | (1.504) | (549) | (548) |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (773) | (10) | (3.188) | |||
| Sonstige | (12) | 230 | 3.897 | 20 | 593 | (4.209) |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 1.230 | 4.079 | 94.149 | 374 | 1.950 | 8.945 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||||||
| Per 31. Dezember 2011 | (1.094) | (2.555) | (30.828) | (1.229) | (960) | (208) |
| Planmäßige Abschreibung | (87) | (379) | (4.917) | (173) | (130) | - |
| Wertminderung | (46) | (35) | (1.440) | - | (1) | (284) |
| Veräußerungen | 17 | 61 | 466 | 121 | 1 | 67 |
| Umrechnungsanpassungen | (5) | (15) | 89 | (6) | (8) | 8 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 3 | (4) | 114 | 2 | (5) | - |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | 1 | 67 | 927 | 1 | 11 | 9 |
| Sonstige | (12) | 66 | (214) | 25 | (8) | 103 |
| Per 31. Dezember 2012 | (1.224) | (2.794) | (35.803) | (1.258) | (1.100) | (304) |
| Planmäßige Abschreibung | (42) | (278) | (4.174) | (106) | (229) | - |
| Wertminderung | (25) | (80) | (5.304) | - | (18) | (2.411) |
| Veräußerungen | 10 | 27 | 356 | 75 | 1 | 1 |
| Umrechnungsanpassungen | 37 | 21 | 843 | 14 | 21 | 12 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 843 | 1.237 | 3.498 | 1.018 | 541 | 3 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | 606 | 2 | 85 | |||
| Sonstige | 3 | 2 | (71) | 10 | (12) | 11 |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | (398) | (1.865) | (40.049) | (247) | (794) | (2.603) |
| BUCHWERT | ||||||
| Per 31. Dezember 2012 | 1.991 | 4.519 | 66.230 | 637 | 873 | 11.910 |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 832 | 2.214 | 54.100 | 127 | 1.156 | 6.342 |
| in Millionen Euro | Sonstige | Summe |
|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||
| Per 31. Dezember 2011 | 1.292 | 127.869 |
| Erwerbe | 122 | 8.041 |
| Veräußerungen | (41) | (965) |
| Umrechnungsanpassungen | (1) | (410) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (3) | (1.524) |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | 1 | (3.351) |
| Sonstige | 3 | 354 |
| Per 31. Dezember 2012 | 1.372 | 130.015 |
| Erwerbe | 58 | 6.428 |
| Veräußerungen | (44) | (817) |
| Umrechnungsanpassungen | (14) | (3.974) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (430) | (16.530) |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (3.971) | |
| Sonstige | 54 | 573 |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 996 | 111.724 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||
| Per 31. Dezember 2011 | (874) | (37.749) |
| Planmäßige Abschreibung | (122) | (5.807) |
| Wertminderung | (1) | (1.806) |
| Veräußerungen | 39 | 772 |
| Umrechnungsanpassungen | - | 63 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 2 | 111 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | 1 | 1.017 |
| Sonstige | 21 | (19) |
| Per 31. Dezember 2012 | (934) | (43.418) |
| Planmäßige Abschreibung | (111) | (4.940) |
| Wertminderung | (4) | (7.842) |
| Veräußerungen | 40 | 510 |
| Umrechnungsanpassungen | 10 | 958 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 273 | 7.413 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | 693 | |
| Sonstige | (4) | (61) |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | (730) | (46.687) |
| BUCHWERT | ||
| Per 31. Dezember 2012 | 438 | 86.597 |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 266 | 65.037 |
2013 wirkten sich Änderungen des Konsolidierungskreises netto mit -€9.117 Mio. € auf die Sachanlagen aus. Hierbei geht es vor allem um den Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement (-8.493 Mio. €).
2012 wirkten sich Änderungen des Konsolidierungskreises netto mit -1.413 Mio. € auf die Sachanlagen aus. Sie ergaben sich zumeist aus dem Verlust des maßgeblichen Einflusses auf die Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie in Kanada (-1.150 Mio. €), aus der Veräußerung von Levanto Breeze II in Deutschland (-332 Mio. €), der Änderung der Konsolidierungsmethode für Senoko (-442 Mio. €) und dem gestiegenen Beitrag von Energia Sustentavel Do Brasil (Jirau) von 50,1% auf 60% zur Bilanz der Gruppe (565 Mio. €).
Nach der Einstufung von Energia Sustentavel do Brasil (Jirau) und Futures Energies Investissements in die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte wurde der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen am 31. Dezember 2013 in die Zeile "Zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" übertragen.
Da Slovenský Plynárenský Priemysel a.s. ("SPP"), IP Maestrale und Sohar Power Company SAOG per 31. Dezember 2012 als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte klassifiziert wurden, ist der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen in die Zeile "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" der Bilanz übertragen worden.
Die für die Sachanlagen erfassten Wertminderungsaufwendungen betrugen 2013 7.842 Mio. €, wie in Anhang 5.2 "Wertminderungsaufwendungen" beschrieben. Sie gelten vor allem den Vermögenswerten der thermischen Stromproduktion in Europa (4.838 Mio. €), insbesondere dem Portfolio an thermischen Kraftwerken in Zentralwesteuropa (3.765 Mio. €) sowie den thermischen Kraftwerken im Vereinigten Königreich (459 Mio. €) und in Italien (375 Mio. €). Wertminderungsaufwendungen wurden auch für die unterirdischen Gasspeicherstätten in Europa erfasst (1.896 Mio. €).
Die bei den Sachanlagen 2012 angesetzten Wertminderungsaufwendungen betrugen 1.806 Mio. €. Dabei ging es hauptsächlich um das Portfolio thermischer Kraftwerke in Europa, einschließlich eines thermischen Kraftwerks in den Niederlanden (513 Mio. €), um thermische Kraftwerke in Italien (294 Mio. €), thermische Kraftwerke im Vereinigten Königreich (152 Mio. €) sowie ein Pumpspeicherwerk in Deutschland (56 Mio. €).
Die Hauptauswirkungen von Wechselkursschwankungen auf den Nettowert von Sachanlagen per 31. Dezember 2013 (-3.016 Mio. €) bestehen zumeist aus Umrechnungsverlusten beim brasilianischen Real (1.149 Mio. €), beim australischen Dollar (536 Mio. €), beim US-Dollar (481 Mio. €), bei der norwegischen Krone (391 Mio. €), beim chilenischen Peso (161 Mio. €), dem thailändische Baht (141 Mio. €) und dem britischen Pfund (91 Mio. €).
Vermögenswerte der Exploration und Förderung von Bodenschätzen aus der obigen Tabelle werden in Anhang 20 "Explorations- & Förderaktivitäten" erläutert. Felder in der Erschließungsphase stehen unter "Anlagen in Bau", produzierende Felder unter "Betriebsausstattung".
12.2 Als Sicherheit gestellte und mit Hypotheken belastete Vermögenswerte
Posten aus Sachanlagen, die die Gruppe als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden stellte, beliefen sich per Dezember 2013 auf 6.875 Mio. € gegenüber 6.748 Mio. € im Vorjahr. Diese Abweichung resultiert zumeist aus Umschuldungstransaktionen und Änderungen des Konsolidierungskreises, zu denen es im Laufe des Jahres 2013 kam.
12.3 Vertragliche Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen
In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit gaben einige Unternehmen der Gruppe Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen ab, die zu liefern sich die entsprechenden Dritten verpflichtet haben. Diese Zusicherungen beziehen sich im Wesentlichen auf Bestellungen von Ausrüstung, Fahrzeugen und Material, die für den Bau von Energieerzeugungsanlagen (Kraftwerke und bei den Explorations- & Förderaktivitäten Felder in Entwicklung) und für Dienstleistungsvereinbarungen erforderlich sind.
Die Investitionszusagen der Gruppe zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 2.917 Mio. € gegenüber 6.486 Mio. € am 31. Dezember 2012. Dieser Rückgang resultiert vor allem aus dem Fortschritt bei Großprojekten (einschließlich Cygnus und Gudrun) und aus dem Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement.
12.4 Sonstige Informationen
Die Fremdkapitalkosten, die 2013 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 301 Mio. € und per 31. Dezember 2012 auf 365 Mio. €.
ANHANG 13 INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN
13.1 Aufgliederung von Investitionen in assoziierte Unternehmen
| Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen | Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen | |||
|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| SUEZ Environnement (nach dem 22. Juli 2013) | 1.882 | - | 62 | - |
| Beteiligungen assoziierter Unternehmen am Eigenkapital von SUEZ Environnement (vor dem 22. Juli 2013) | 490 | 17 | 22 | |
| ZWISCHENSUMME SUEZ ENVIRONNEMENT | 1.882 | 490 | 80 | 22 |
| Paiton (BEI, Indonesien) | 581 | 604 | 64 | 66 |
| Senoko (BEI, Singapur) | 319 | 311 | 33 | 27 |
| GASAG (BEE, Deutschland) | 316 | 300 | 21 | (14) |
| ISAB Energy (BEI, Italien) | 212 | 191 | 29 | 34 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada) | 210 | 225 | - | - |
| Astoria Energy, Phase I (BEI, Vereinigte Staaten) | 171 | - | (1) | - |
| Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate) | 104 | 101 | 13 | 17 |
| GTT (B3G, Frankreich) | 88 | 86 | 39 | 4 |
| Wallonische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien) | 10 | 7 | 17 | 60 |
| Sonstige | 744 | 647 | 196 | 217 |
| SUMME | 4.636 | 2.961 | 490 | 433 |
Die Nettoerhöhung des Buchwerts von Investitionen in assoziierte Unternehmen geht hauptsächlich auf Änderungen des Konsolidierungskreises infolge des Verlustes des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement zurück. Diese Transaktion ist in Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" genauer beschrieben.
Der Anteil am Jahresüberschuss assoziierter Unternehmen beinhaltet Sondererlöse in einer Gesamthöhe von 14 Mio. € (gegenüber einem Nettoverlust von 32 Mio. € für 2012), bei dem es vor allem um geänderten beizulegenden Zeitwert bei derivativen Instrumenten und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern geht (vgl. Anhang 8 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").
Der Gesamtbetrag nicht erfasster Verluste assoziierter Unternehmen (der der kumulierten Höhe der Verluste entspricht, die den Buchwert von Investitionen in die entsprechenden assoziierten Unternehmen überschreiten) betrug - das sonstige Ergebnis eingeschlossen - per 31. Dezember 2013 123 Mio. € (per 31. Dezember 2012 361 Mio. €). Diese nicht ausgewiesenen Verluste entsprechen hauptsächlich dem negativen beizulegenden Zeitwert von derivativen Finanzierungsinstrumenten, die als Zinsabsicherungen designiert waren ("Sonstiges Ergebnis"), die assoziierte Unternehmen im Nahen Osten in Verbindung mit der Finanzierung des Baus von Kraftwerken und Meerwasserentsalzungsanlagen vereinbart haben.
13.2 SUEZ Environnement Company
Am 22. Juli 2013 wurde die Beteiligung an SUEZ Environnement zum beizulegenden Zeitwert von 1.868 Mio. € erfasst (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Per 31. Dezember 2013 lag der Buchwert des Anteils bei 1.882 Mio. €. Basierend auf dem Aktienpreis bei Börsenschluss am 31. Dezember 2013 betrug der Marktwert dieses Anteils 2.371 Mio. €.
Per 31. Dezember 2013 sahen die von der SUEZ Environnement Group veröffentlichten Hauptfinanzkennzahlen wie folgt aus:
BILANZ
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 |
|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | 18.550 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 8.158 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 26.708 |
| Aktienkapital | 4.963 |
| Minderheitsbeteiligungen | 1.947 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | 10.063 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | 9.735 |
| SUMME VERBINDLICHKEITEN | 26.708 |
GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 |
|---|---|
| Umsatzerlöse | 14.644 |
| Kurzfristiges Betriebsergebnis | 1.184 |
| JAHRESÜBERSCHUSS | 602 |
Die folgende Tabelle zeigt die Abstimmung des von SUEZ Environnement veröffentlichten Aktienkapitals mit seinem Buchwert im Konzernabschluss der GDF SUEZ-Gruppe sowie die Änderung des at Equity bilanzierten Werts in der Zeit vom 22. Juli 2013 bis 31. Dezember 2013.
EIGENKAPITAL
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2012 | Ertrag | Dividenden | Neubewertung des Gewinns per 22. Juli 2013 | Währungsumrechnungsdifferenzen und sonstige | 31. Dez. 2013 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Aktienkapital von SUEZ Environnement - veröffentlicht | 4.864 | 352 | (330) | - | 77 | 4.963 |
| Anteil am Eigenkapital von SUEZ Environnement | 1.740 | 126 | (118) | - | 23 | 1.771 |
| Anpassungen an die GDF SUEZ-Ebene | (289) | (23) | - | 476 | (53) | 111 |
| BUCHWERT VON SUEZ ENVIRONNEMENT ALS INVESTITION IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN | 1.451 | 103 | (118) | 476 | (30) | 1.882 |
13.3 Kennzahlen assoziierter Unternehmen (ohne SUEZ Environnement)
| in Millionen Euro | Beherrschung in % |
Anteil in % |
Summe Vermögenswerte1 | Summe Verbindlichkeiten1 | Eigenkapital1 | Erträge1 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2013 | ||||||
| Paiton (BEI, Indonesien) | 40,5 | 40,5 | 3.389 | 1.955 | 1.433 | 706 |
| Senoko (BEI, Singapur) | 30,0 | 30,0 | 3.129 | 2.066 | 1.063 | 2.339 |
| GASAG (BEE, Deutschland) | 31,6 | 31,6 | 2.602 | 1.988 | 615 | 1.285 |
| ISAB Energy (BEI, Italien) | 49,0 | 34,3 | 675 | 242 | 433 | 593 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada) | 40,0 | 40,0 | 1.459 | 935 | 524 | 115 |
| Astoria Energy, Phase I (BEI, Vereinigte Staaten) | 44,8 | 44,8 | 785 | 404 | 381 | 25 |
| Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate) | 20,0 | 20,0 | 1.210 | 691 | 519 | 197 |
| GTT (B3G, Frankreich) | 40,0 | 40,0 | 352 | 131 | 220 | 219 |
| Wallonische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)(2) | 25,0 | 25,0 | 3.618 | 2.266 | 1.352 | 896 |
| Per 31. Dezember 2012 | ||||||
| Paiton (BEI, Indonesien) | 40,5 | 40,5 | 3.928 | 2.427 | 1.501 | 816 |
| Senoko (BEI, Singapur)(3) | 30,0 | 30,0 | 3.515 | 2.477 | 1.038 | 1.366 |
| GASAG (BEE, Deutschland) | 31,6 | 31,6 | 2.575 | 1.861 | 714 | 1.371 |
| ISAB Energy (BEI, Italien) | 49,0 | 34,3 | 763 | 382 | 381 | 608 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada) | 40,0 | 40,0 | 1.246 | 931 | 315 | 10 |
| Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate) | 20,0 | 20,0 | 1.251 | 814 | 436 | 206 |
| GTT (B3G, Frankreich) | 40,0 | 40,0 | 150 | 101 | 48 | 90 |
| Wallonische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)(2) | 25,0 | 25,0 | 3.496 | 2.167 | 1.329 | 926 |
| in Millionen Euro | Jahresüberschuss(-fehlbetrag)1 |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2013 | |
| Paiton (BEI, Indonesien) | 157 |
| Senoko (BEI, Singapur) | 109 |
| GASAG (BEE, Deutschland) | 65 |
| ISAB Energy (BEI, Italien) | 59 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada) | (1) |
| Astoria Energy, Phase I (BEI, Vereinigte Staaten) | (2) |
| Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate) | 66 |
| GTT (B3G, Frankreich) | 98 |
| Wallonische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)(2) | 147 |
| Per 31. Dezember 2012 | |
| Paiton (BEI, Indonesien) | 161 |
| Senoko (BEI, Singapur)(3) | 89 |
| GASAG (BEE, Deutschland) | (38) |
| ISAB Energy (BEI, Italien) | 69 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI Kanada) | 2 |
| Umm Al Nar (BEI, Vereinigte Arabische Emirate) | 91 |
| GTT (B3G, Frankreich) | 12 |
| Wallonische Unternehmen im Kommunalverbund (BEE, Belgien)(2) | 232 |
(1) Die Kennzahlen für assoziierte Unternehmen werden auf 100%-Basis dargestellt
(2) Ausgehend von den kombinierten Finanzdaten für das vorige Geschäftsjahr, die nach IFRS neu berechnet wurden.
(3) Die Umsatzerlöse und der Jahresüberschuss bei Senoko beziehen sich auf die zweite Hälfte 2012.
ANHANG 14 INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES
Die wichtigsten Joint Ventures haben wie folgt zum Konzernabschluss beigetragen:
| in Millionen Euro | Beherrschung in % |
Anteil in % |
Kurzfristige Vermögenswerte | Langfristige Vermögenswerte | Kurzfristige Verbindlichkeiten | Langfristige Verbindlichkeiten |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2013 | ||||||
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal (BEE, Portugal) | 50,0 | 50,0 | 76 | 548 | 136 | 272 |
| WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland) | 33,1 | 33,1 | 30 | 207 | 55 | 59 |
| Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico) | 50,0 | 35,0 | 79 | 352 | 34 | 93 |
| Sonstige | 1.387 | 2.237 | 1.793 | 1.001 | ||
| SUMME | 1.572 | 3.344 | 2.018 | 1.425 | ||
| Per 31. Dezember 2012 | ||||||
| Energia Sustentävel do Brasil (BEI, Brazil)1 | 60,0 | 60,0 | 197 | 3.036 | 209 | 1.717 |
| WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland) | 33,1 | 33,1 | 43 | 300 | 54 | 75 |
| Senoko (BEI, Singapur) | - | - | - | - | - | - |
| Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico) | 50,0 | 35,0 | 82 | 384 | 49 | 108 |
| Sonstige | 1.591 | 3.665 | 2.092 | 1.797 | ||
| SUMME | 1.913 | 7.386 | 2.404 | 3.696 |
| in Millionen Euro | Erlöse | Nettoergebnis |
|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2013 | ||
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal (BEE, Portugal) | 25 | 11 |
| WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland) | 214 | (12) |
| Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico) | 155 | 35 |
| Sonstige | 1.499 | (103) |
| SUMME | 1.893 | (69) |
| Per 31. Dezember 2012 | ||
| Energia Sustentävel do Brasil (BEI, Brazil)1 | - | (95) |
| WSW Energie und Wasser (BEE Deutschland) | 189 | 20 |
| Senoko (BEI, Singapur) | 387 | 12 |
| Projekt Eco Electrica (BEI Puerto Rico) | 158 | 26 |
| Sonstige | 1.910 | (204) |
| SUMME | 2.643 | (241) |
(1) Das Unternehmen erscheint in der Zeile der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die per 31. Dezember 2013 zur Veräußerung gehalten werden.
Da die Veräußerung einer 20%igen Beteiligung an Energia Sustentavel do Brasil (Jirau) am 31. Dezember 2013 nicht zum Abschluss gebracht worden war (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"), sind die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten dieses zu 60% teilintegrierten Unternehmens als zur Veräußerung gehalten klassifiziert.
Die Gruppe verkaufte 50% ihres Portfolios an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"). Die Beiträge der jetzt quotenkonsolidierten Unternehmen (Eurowind, Turbogas und Elecgas) zur Gewinn- und Verlustrechnung (die 2013 nicht wesentlich waren) und zur Bilanz sind in der Tabelle oben dargestellt.
Wegen der geänderten Konsolidierungsmethode per 29. Juni 2012 (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") ist der Beitrag von Senoko zur Gewinn- und Verlustrechnung per 1. Juli 2012 als "Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen" dargestellt (vgl. Anhang 13 "Investitionen in assoziierte Unternehmen"). Die Umsatzerlöse und der Jahresüberschuss in der obigen Tabelle sind Beiträge von Senoko in der ersten Hälfte 2012.
ANHANG 15 FINANZINSTRUMENTE
15.1 Finanzielle Vermögenswerte
Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere | 3.015 | - | 3.015 | 3.398 | - | 3.398 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 2.368 | 22.396 | 24.764 | 3.541 | 26.664 | 30.206 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen) | 2.368 | 1.078 | 3.446 | 3.541 | 1.630 | 5.171 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen | - | 21.318 | 21.318 | - | 25.034 | 25.034 |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert | 2.351 | 4.829 | 7.179 | 3.108 | 4.711 | 7.819 |
| Derivate | 2.351 | 3.825 | 6.175 | 3.108 | 4.280 | 7.387 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | - | 1.004 | 1.004 | - | 432 | 432 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | 8.691 | 8.691 | - | 11.383 | 11.383 |
| SUMME | 7.734 | 35.915 | 43.649 | 10.047 | 42.758 | 52.805 |
Per 31. Dezember 2012 stellen die finanziellen Vermögenswerte von SUEZ Environnement, das jetzt nach der Equity-Methode bilanziert wird (vgl. Anhang 2.1 "Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement"), einen Betrag von 7.594 Mio. € dar.
15.1.1 Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere
| in Millionen Euro | |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2011 | 3.299 |
| Erwerbe | 142 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst im "Sonstigen Ergebnis" | (55) |
| Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht | (1) |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts | 310 |
| Änderungen des im Ertrag angesetzten beizulegenden Zeitwerts | (191) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (106) |
| Per 31. Dezember 2012 | 3.398 |
| Erwerbe | 155 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst im "Sonstigen Ergebnis" | (51) |
| Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht | (104) |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts | 53 |
| Änderungen des im Ertrag angesetzten beizulegenden Zeitwerts | (81) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (355) |
| Per 31. DEZEMBER 2013 | 3.015 |
Die zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere der Gruppe betrugen per 31. Dezember 2013 3.015 Mio. €. Davon waren 1.140 Mio. € gelistete und 1.875 Mio. € nicht gelistete Wertpapiere (1.309 Mio. € bzw. 2.089 Mio. € per 31. Dezember 2012).
Zu den Änderungen des Konsolidierungskreises zählt vor allem die Auswirkung der Bilanzierung von SUEZ Environnement nach der Equity-Methode mit einem Betrag von -393 Mio. € (vgl. Anhang 2.1 "Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement").
15.1.1.1 Im Eigenkapital oder im Erlös erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren
Die nachstehende Tabelle zeigt im Eigenkapital oder im Ertrag erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren:
| Bewertung nach Erwerbung | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Dividenden | Änderung des beizulegenden Zeitwerts | Umrechnung der Fremdwährung | Wertminderung | In den Erlös umgestuft | Nettogewinn (-verlust) aus Veräußerungen |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Eigenkapital1 | - | 53 | 14 | - | (104) | - |
| Erlös | 140 | - | - | (81) | 104 | 115 |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2013 | 140 | 53 | 14 | (81) | - | 115 |
| Eigenkapital1 | - | 310 | -- | (1) | - | |
| Erlös | 122 | - | (191) | 1 | (5) | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2012 | 122 | 310 | - | (191) | - | (5) |
(1) Ohne steuerliche Auswirkung
2013 resultieren die im Eigenkapital unter "Sonstiges Ergebnis" erfassten und in den Erlös umgestuften Gewinne (104 Mio. €) hauptsächlich aus der Veräußerung von Medgaz-Aktien (75 Mio. €).
Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts in Höhe von 53 Mio. € enthalten mit -42 Mio. € die Auswirkung des Verlustes des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement.
15.1.1.2 Analyse von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren in Verbindung mit Werthaltigkeitstests
Die Gruppe überprüfte den Wert ihrer zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere fallweise um zu entscheiden, ob angesichts des aktuellen Marktumfelds Wertminderungsaufwand anzusetzen ist.
Neben anderen zu berücksichtigenden Faktoren gilt als Indikator für eine Wertminderung gelisteter Wertpapiere, wenn der Wert solcher Wertpapiere unter 50% ihrer Anschaffungskosten fällt oder mehr als 12 Monate lang unter ihren Anschaffungskosten bleibt.
Per 31. Dezember 2013 erfasste die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 81 Mio. €.
Ausgehend von ihren Analysen wies die Gruppe per 31. Dezember 2013 keinen weiteren Wertminderungsaufwand für zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere aus. Zudem fand die Gruppe keinen Hinweis auf wesentliche unrealisierte Kapitalverluste bei anderen Wertpapieren per 31. Dezember 2013.
2012 erfasste die Gruppe infolge eines anhaltend unter die Anschaffungskosten sinkenden Marktpreises Wertminderungsaufwendungen von 84 Mio. € für die börsennotierten Wertpapiere von Acea per 31. Dezember 2012.
15.1.2 Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) | 2.368 | 1.078 | 3.446 | 3.541 | 1.630 | 5.171 |
| Zweigunternehmen gewährte Kredite | 490 | 402 | 892 | 805 | 543 | 1.348 |
| Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 792 | 51 | 842 | 847 | 297 | 1.144 |
| Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen | 20 | 492 | 512 | 421 | 628 | 1.049 |
| Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings | 1.066 | 133 | 1.199 | 1.468 | 162 | 1.630 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | - | 21.318 | 21.318 | - | 25.034 | 25.034 |
| SUMME | 2.368 | 22.396 | 24.764 | 3.541 | 26.664 | 30.206 |
Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten.
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Brutto | Wertberichtigung und Wertminderung | Netto | Brutto | Wertberichtigung und Wertminderung | Netto |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) | 3.710 | (264) | 3.446 | 5.556 | (385) | 5.171 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | 22.238 | (919) | 21.318 | 26.079 | (1.044) | 25.034 |
| SUMME | 25.948 | (1.184) | 24.764 | 31.635 | (1.430) | 30.206 |
Angaben über die Überfälligkeit von Forderungen, die aber nicht wertgemindert sind, und über das Gegenparteirisiko bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) werden in Anhang16.2 "Gegenparteirisiko" gemacht.
Nettogewinne und -verluste, die in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung für Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:
| Bewertung nach Erwerbung | |||
|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Zinsertrag | Umrechnung der Fremdwährung | Wertminderung |
| --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2012 | 155 | (6) | (134) |
| Per 31. Dezember 2013 | 96 | (5) | (152) |
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)
Per 31. Dezember 2013 und per 31. Dezember 2012 wurde kein wesentlicher Wertminderungsaufwand zu Lasten von Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) ausgewiesen.
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen
Beim erstmaligen Ansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert verbucht, der im Allgemeinen ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach dem geschätzten Risiko der Nichteinziehung verbucht. Der Buchwert von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen stellt eine angemessene Schätzung des beizulegenden Zeitwerts in der konsolidierten Bilanz dar.
Der Wertminderungsaufwand, der für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen angesetzt wurde, betrug Ende 2013 919 Mio. €, Ende 2012 waren es 1.044 Mio. €.
15.1.3 Sonstige erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Derivate | 2.351 | 3.825 | 6.175 | 3.108 | 4.280 | 7.387 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 638 | 157 | 795 | 1.363 | 102 | 1.464 |
| Commodities absichernde Derivate | 878 | 3.645 | 4.523 | 737 | 4.155 | 4.893 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 834 | 22 | 857 | 1.008 | 23 | 1.030 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - | 735 | 735 | - | 255 | 255 |
| Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen | - | 735 | 735 | - | 255 | 255 |
| Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind | - | - | - | - | - | - |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte | - | 269 | 269 | - | 177 | 177 |
| SUMME | 2.351 | 4.829 | 7.179 | 3.108 | 4.711 | 7.819 |
Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen (ohne Derivate), sind hauptsächlich Geldmarktfonds, die zu Handelszwecken gehalten und kurzfristig verkauft werden. Sie sind in der Berechnung der Nettoverschuldung der Gruppe enthalten (vgl. Anhang 15.3 "Nettoverschuldung").
Gewinne aus finanziellen Vermögenswerten mit einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert (ohne Derivate), die zu Handelszwecken gehalten werden, beliefen sich 2013 auf 9 Mio. € gegenüber 7 Mio. € für 2012.
Gewinne und Verluste aus als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designierten finanziellen Vermögenswerten waren 2013 und 2012 nicht wesentlich.
15.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Per 31. Dezember 2013 belief sich die "Summe der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" auf 8.691 Mio. € (per 31. Dezember 2012 waren es 11.383 Mio. €).
Ende 2013 enthielt dieser Betrag 224 Mio. € Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die Beschränkungen unterlagen (per 31. Dezember 2012 waren es 270 Mio. €). Verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen hauptsächlich 139 Mio. € Zahlungsmitteläquivalente, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen mit bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.
Die Gewinne, die aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" erfasst wurden, beliefen sich 2013 auf 113 Mio. €, gegenüber 177 Mio. € 2012.
15.1.5 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 Anhang 18.2 "Verbindlichkeiten für den Abbruch von Nuklearanlagen" angegeben, übertrug das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, die Verantwortung für das Management und die Investition von Geldern, 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.
Kredite an Dritte und sonstige Barkapitaleinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Kredite an Dritte | 688 | 696 |
| Kredite an Eso/Elia | 454 | 454 |
| Kredite an Eandis | 80 | 80 |
| Kredite an Ores | 80 | 80 |
| Kredite an Sibelga | 74 | 82 |
| Sonstige Barkapitaleinlagen | 779 | 733 |
| Anleihen-Portfolio | 159 | 213 |
| Geldmarktfonds | 620 | 520 |
| SUMME | 1.467 | 1.429 |
Kredite an Dritte stehen in der Bilanz als "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten". Von Synatom gehaltene Anleihen und Geldmarktfonds stehen unter "Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere".
15.1.6 Übertragung finanzieller Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2013 war der ausstehende Betrag übertragener finanzieller Vermögenswerte (wie auch von Risiken, denen die Gruppe nach der Übertragung dieser finanziellen Vermögenswerte ausgesetzt bleibt) als Teil von Transaktionen, die dazu führten, dass entweder (i) alle oder ein Teil dieser Vermögenswerte in der Bilanz verblieben oder (ii) sie bei Fortbestehen des Engagements in diesen finanziellen Vermögenswerten vollständig ausgebucht wurden, auf Konzernebene nicht wesentlich.
Per 31. Dezember 2013 nahm die Gruppe einen À-forfait-Verkauf finanzieller Vermögenswerte für 480 Mio. € als Teil von Transaktionen mit dem Ziel der vollständigen Ausbuchung vor.
15.1.7 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Als Sicherheit gestellte finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente | 4.687 | 5.821 |
Dieser Posten enthält hauptsächlich als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden gestellte Eigenkapitalinstrumente.
15.2 Finanzielle Verbindlichkeiten
Finanzielle Verbindlichkeiten werden ausgewiesen entweder:
| ― | als "Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten" bei Fremdkapital und Schulden, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten; |
| ― | als "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten" bei Derivaten oder als Derivate designierte finanzielle Verbindlichkeiten. |
Die folgende Tabelle zeigt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe per 31. Dezember, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital und Schulden | 29.424 | 10.490 | 39.914 | 45.247 | 11.962 | 57.209 |
| Derivate | 2.101 | 4.062 | 6.163 | 2.751 | 4.092 | 6.844 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | - | 16.599 | 16.599 | - | 19.481 | 19.481 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 158 | - | 158 | 343 | - | 343 |
| SUMME | 31.684 | 31.151 | 62.835 | 48.341 | 35.536 | 83.877 |
Per 31. Dezember 2012 stellen die finanziellen Verbindlichkeiten von SUEZ Environnement, das jetzt nach der Equity-Methode bilanziert wird (vgl. Anhang 2.1 "Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement"), einen Betrag von 12.817 Mio. € dar.
15.2.1 Finanzschulden
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ausgaben von Anleihen | 21.265 | 1.775 | 23.040 | 30.309 | 1.099 | 31.407 |
| Commercial Paper | - | 5.187 | 5.187 | - | 5.378 | 5.378 |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 662 | 34 | 696 | 1.582 | 319 | 1.902 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 399 | 105 | 503 | 913 | 447 | 1.360 |
| Sonstige Kredite von Banken | 6.568 | 1.553 | 8.121 | 10.595 | 1.565 | 12.161 |
| Sonstiges Fremdkapital | 539 | 74 | 613 | 982 | 143 | 1.125 |
| SUMME FREMDKAPITAL | 29.432 | 8.729 | 38.160 | 44.381 | 8.951 | 53.332 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | - | 573 | 573 | - | 1.326 | 1.326 |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 29.432 | 9.302 | 38.734 | 44.381 | 10.277 | 54.658 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | (115) | 575 | 460 | 331 | 692 | 1.023 |
| Auswirkung von Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 108 | 44 | 152 | 535 | 89 | 624 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten | - | 569 | 569 | - | 904 | 904 |
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 29.424 | 10.490 | 39.914 | 45.247 | 11.962 | 57.209 |
Am 31. Dezember 2013 belief sich der beizulegende Zeitwert des Bruttofremdkapitals und der Bruttoverschuldung auf 41.580 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 39.914 Mio. €.
Finanzerträge und -aufwendungen für Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 6 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" erläutert.
Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 15.3 "Nettoverschuldung" analysiert.
15.2.2 Derivate
Derivate, die bei den Verbindlichkeiten angesetzt sind, werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Sie gliedern sich wie folgt:
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 339 | 168 | 507 | 225 | 54 | 279 |
| Commodities absichernde Derivate | 1.010 | 3.704 | 4.714 | 724 | 3.960 | 4.684 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 752 | 190 | 943 | 1.803 | 78 | 1.881 |
| SUMME | 2.101 | 4.062 | 6.163 | 2.751 | 4.092 | 6.844 |
15.2.3 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 15.788 | 17.981 |
| Verbindlichkeit aus Sachanlagen | 811 | 1.500 |
| SUMME | 16.599 | 19.481 |
Der Buchwert dieser finanziellen Verbindlichkeiten stellt eine angemessene Schätzung ihres beizulegenden Zeitwerts dar.
15.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten
Per 31. Dezember 2013 betrugen den sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten 158 Mio. € im Vergleich zu 343 Mio. € am 31. Dezember 2012. Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten beziehen sich zumeist auf Verbindlichkeiten gegenüber verschiedenen Gegenparteien aus Verkaufsoptionen, die die Gruppe Eignern von Minderheitsbeteiligungen an vollkonsolidierten Unternehmen gewährt. Diese Kaufzusicherungen für Eigenkapitalinstrumente sind als finanzielle Verbindlichkeiten erfasst worden (vgl. Anhang 1.4.11.2 "Finanzielle Verbindlichkeiten"); sie betreffen:
| ― | 33,20% des Kapitals der Compagnie Nationale du Rhone (CNR); |
| ― | 41,01 % des Kapitals von La Compagnie du Vent. |
Die Ausübung der Optionen bei CNR ist davon abhängig, ob das französische "Murcef"-Gesetz aufgehoben wird, während die Ausübung der Optionen bei La Compagnie du Vent jetzt in mehreren Stufen vonstatten gehen kann (vgl. Anhang 28 "Gerichts- und Wettbewerbsrechtliche Verfahren").
Als Teil von zwischen den Parteien geschlossenen Vereinbarungen hält die Gruppe auch Call-Options auf diese Aktien.
15.3 Nettoschuld
15.3.1 Nettoschuld nach Art
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 29.432 | 9.302 | 38.734 | 44.381 | 10.277 | 54.658 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | (115) | 575 | 460 | 331 | 692 | 1.023 |
| Auswirkung der Besicherung des beizulegenden Zeitwerts1 | 108 | 44 | 152 | 535 | 89 | 624 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten | - | 569 | 569 | - | 904 | 904 |
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 29.424 | 10.490 | 39.914 | 45.247 | 11.962 | 57.209 |
| Derivate, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht2 | 339 | 168 | 507 | 225 | 54 | 279 |
| BRUTTOSCHULDEN | 29.763 | 10.658 | 40.421 | 45.472 | 12.017 | 57.489 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (77) | (14) | (91) | (59) | (237) | (295) |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | (77) | (14) | (91) | (59) | (237) | (295) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - | (735) | (735) | - | (255) | (255) |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht | - | (269) | (269) | - | (177) | (177) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | (8.691) | (8.691) | - | (11.383) | (11.383) |
| Derivate, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht2 | (638) | (157) | (795) | (1.363) | (102) | (1.464) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (638) | (9.852) | (10.490) | (1.363) | (11.916) | (13.279) |
| NETTOSCHULD | 29.048 | 791 | 29.840 | 44.050 | (136) | 43.914 |
| ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 29.432 | 9.302 | 38.734 | 44.381 | 10.277 | 54.658 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (77) | (14) | (91) | (59) | (237) | (295) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - | (735) | (735) | - | (255) | (255) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | (8.691) | (8.691) | - | (11.383) | (11.383) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 29.355 | (138) | 29.217 | 44.323 | (1.598) | 42.725 |
(1) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert.
(2) Dieser Posten stellt den beizulegenden Zeitwert von Derivaten im Zusammenhang mit der Schuld dar, unabhängig davon, ob sie die Kriterien einer Sicherung erfüllen.
15.3.2 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode
15.3.2.1 Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Änderungen der Nettoverschuldung
2013 führten die Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse zu einer Senkung der Nettoschulden um 14.498 Mio. €. Darin kommen zum Ausdruck:
| ― | die Bilanzierung von SUEZ Environnement nach der Equity-Methode infolge der Beendigung der Aktionärsvereinbarung, was zu einer Verringerung der Nettoschuld um 7.799 Mio. € führte; |
| ― | Veräußerungen als Teil des Plans zur Portfolio-Optimierung (vgl. Anhang 2.2 "Veräußerungen im Jahre 2013"), die die Nettoschulden um 3.429 Mio. € senkten; |
| ― | die Einstufung von Energia Sustentável do Brasil (Jirau) und Futures Energies Investissement Holding als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 2.3 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte"), die die Nettoschulden per 31. Dezember 2013 um 2.146 Mio. € minderte; |
| ― | Wechselkursänderungen 2013, die die Nettoschulden um 1.124 Mio. € abbauten (einschließlich 457 Mio. € beim brasilianischen Real und 245 Mio. € beim US-Dollar). |
15.3.2.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte
Die Gruppe führte 2013 folgende Transaktionen durch:
Rückkauf von Anleiheemissionen
Am 3. Juli 2013 legte die GD SUEZ SA tief nachrangige, ewig laufende Anleihen auf, die es der Gruppe ermöglichten, das Äquivalent zu 1,7 Mrd. € zu vereinnahmen (vgl. Anhang 17.7 "Ausgabe ewig laufender nachrangiger Hybridanleihen"). Damit konnte die Gruppe am 15. Juli 2013 Anleihen mit einem aggregierten Nennwert von 1,3 Mrd. € zurückkaufen; dazu gehören:
| ― | Anleihen von Electrabel für 101 Mio. € mit einem Kupon von 4,75% und einer Fälligkeit am 10. April 2015; |
| ― | Belgelec Finance-Anleihen für 159 Mio. € mit einem Kupon von 5,125% und einer Fälligkeit am 24. Juni 2015; |
| ― | Anleihen von GDF SUEZ SA für 295 Mio. € mit einem Kupon von 5,625% und einer Fälligkeit am 18. Januar 2016; |
| ― | Anleihen von GDF SUEZ SA für 289 Mio. € mit einem Kupon von 6,875% und einer Fälligkeit am 24. Januar 2019; |
| ― | Anleihen von GDF SUEZ SA für 456 Mio. € mit einem Kupon von 3,125% und einer Fälligkeit am 21. Januar 2020. |
Rückkauf unkündbarer und stimmrechtsloser Wertpapiere
Am 20. Juni 2013 startete GDF SUEZ ein Angebot zum Rückkauf börsennotierter unkündbarer und stimmrechtsloser Wertpapiere (titres participatifs), die GDF SUEZ (vormals Gaz de France) 1985 ausgegeben hatte. Vor der Transaktion belief sich der Buchwert dieser Instrumente, die bei Fremdkapital und Schulden erfasst waren, auf 557 Mio. €.
Der angebotene Stückpreis lag bei 800 €, das sind 104,952% des Nennwerts.
Ergebnis des Angebots, das am 16. Juli 2013 endete, war, dass 56,6% der 562.402 Millionen im Umlauf befindlichen Wertpapiere für insgesamt 255 Mio. € zurückgekauft wurden. Die zurückgekauften Wertpapiere wurden entwertet. Weitere 49.593 Wertpapiere wurden späterhin zurückerworben.
Sonstige Refinanzierungstransaktionen
GDF SUEZ löste die verbleibenden 968 Mio. € der Anleiheausgabe von 1.250 Mio. € ab, die mit 4,75% verzinst und am 19. Februar 2013 fällig waren. Die Gruppe hatte diese Anleihen für einen Wert von 125 Mio. € im Jahr 2010 und 157 Mio. € im Jahr 2011 zurückgekauft.
GDF SUEZ nahm für 485 Mio. € eine Privatplatzierung vor. Dazu gehörte eine Anleiheemission mit 20 Jahren Laufzeit für 100 Mio. € am 25. März 2013 mit 3,38% Zinsen und eine Anleiheemission mit 7 Jahren Laufzeit für 200 Mio. € am 16. April 2013 zum 3-Monats-Euribor + 58 bps.
Als Teil ihrer Umschuldung kaufte die Gruppe 2013 52,9% First Hydro-Anleihen zurück (BEI - Vereinigtes Königreich), das sind 212 Mio. £ eines Gesamtnennwerts von 400 Mio. £. Diese Anleihen mit einem Buchwert von 246 Mio. £ per 31. Dezember 2012 wurden für 292 Mio. £ zurückerworben (349 Mio. €).
Am 18. Dezember 2013 vereinbarte International Power plc mit der Lloyds Bank eine 20monatige Kreditfazilität über 400 Mio. GBP, mit der Option, die Fazilität um weitere 16 Monate zu verlängern, bei einem 3 Monats-Libor GBP +22,5 bps.
Am 7. Juni 2013 legte SOLFEA für 165 Mio. € eine dreijährige Anleihe zu 1,5% Zinsen auf.
15.4 Finanzinstrumente nach Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts
15.4.1 Finanzielle Vermögenswerte
Die folgende Tabelle zeigt die Allokation von Finanzinstrumenten, die unter Vermögenswerten verbucht sind, auf die verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere | 3.015 | 1.140 | - | 1.875 | 3.398 | 1.309 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen), die für designierte Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden | 497 | 497 | 416 | |||
| Derivate | 6.175 | 125 | 5.947 | 103 | 7.387 | 108 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 795 | - | 795 | - | 1.464 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.368 | 121 | 2.153 | 94 | 2.282 | 101 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 2.155 | 4 | 2,1441 | 9 | 2.610 | 7 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 857 | - | 857 | - | 1.030 | - |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | 735 | 13 | 722 | 255 | 125 | |
| Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen | 735 | 13 | 722 | 255 | 125 | |
| Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind | ||||||
| SUMME | 10.422 | 1.278 | 7.165 | 1.978 | 11.456 | 1.542 |
| 31. Dez. 2012 | ||
|---|---|---|
| in Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere | - | 2.089 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen), die für designierte Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden | 416 | |
| Derivate | 7.192 | 88 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 1.464 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.105 | 77 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 2.592 | 11 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 1.030 | - |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | 129 | |
| Finanzielle Vermögenswerte, die die Kriterien einer erfolgswirksamen Bewertung zum beizulegenden Zeitwert erfüllen | 129 | |
| Finanzielle Vermögenswerte, die für eine erfolgswirksame Bewertung zum beizulegenden Zeitwert designiert sind | ||
| SUMME | 7.738 | 2.177 |
Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 1.4.11.3 "Derivate und Bilanzierung von Sicherungsgeschäften" zu entnehmen.
Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere
Börsennotierte Wertpapiere - am Ende der Berichtsperiode nach ihrem Marktpreis 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 2013 lassen sich die Änderungen bei zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren der Stufe 3 wie folgt analysieren:
| in Millionen Euro | Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2012 | 2.089 |
| Erwerbe | 26 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst im "Sonstigen Ergebnis" | 44 |
| Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht | (104) |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital angesetzten beizulegenden Zeitwerts | 76 |
| Änderungen des im Ertrag angesetzten beizulegenden Zeitwerts | (81) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (176) |
| Per 31. Dezember 2013 | 1.875 |
| Im Erlös angesetzte Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden | 50 |
Ein Gewinn oder Verlust beim Marktpreis für ungelistete Aktien um 10% hätte einen Gewinn oder Verlust (vor Steuern) von etwa 187 Mio. € für das Gesamtergebnis der Gruppe zur Folge.
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)
Kredite 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 aufgrund beobachtbarer Daten ermittelt wird.
Derivate
Derivate der Stufe 1 sind hauptsächlich Futures, die in organisierten Märkten mit Clearingstellen gehandelt werden. Sie werden nach ihrem notierten Preis zum beizulegenden Zeitwert bewertet.
Die Bewertung von Derivaten der Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert beruht auf nicht beobachtbaren Parametern und internen Annahmen, weil zumeist die Fälligkeit der Instrumente den beobachtbaren Zeitraum für den Terminpreis des Basiswerts überschreitet oder weil bestimmte Parameter, wie die Volatilität des Basiswerts, am Bewertungsstichtag nicht beobachtbar waren.
Die Bewertung sonstiger Derivate zum beizulegenden Zeitwert beruht auf den allgemein üblichen Modellen im Handelsumfeld für Commodities und schließt direkt und indirekt beobachtbare Parameter ein. Diese Instrumente werden der Stufe 2 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts zugewiesen.
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Kriterien erfüllen
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert gelten, für die die Gruppe 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 sind, sind der Stufe 2 zuzurechnen.
15.4.2 Finanzielle Verbindlichkeiten
Die folgende Tabelle zeigt die Allokation von Finanzinstrumenten, die unter Verbindlichkeiten verbucht sind, auf die verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts | 4.212 | - | 4.212 | - | 11.027 | - |
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 37.368 | 20.643 | 16.725 | - | 51.801 | 24.729 |
| Derivate | 6.163 | 115 | 5.945 | 102 | 6844 | 67 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 507 | - | 507 | - | 279 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.811 | 108 | 2.609 | 94 | 2.271 | 48 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 1.902 | 7 | 1.887 | 8 | 2.412 | 19 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 943 | - | 943 | - | 1.881 | - |
| SUMME | 47.743 | 20.759 | 26.882 | 102 | 69.671 | 24.796 |
| 31. Dez. 2012 | ||
|---|---|---|
| in Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts | 11.027 | - |
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 27.072 | - |
| Derivate | 6.600 | 176 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 279 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.115 | 108 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 2.385 | 8 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 1.821 | 60 |
| SUMME | 44.699 | 176 |
Fremdkapital für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts
Dieser Titel enthält Anleihen in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts, die auf Stufe 2 der Tabelle oben dargestellt sind. Nur der Zinsbestandteil der Anleihen wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert aufgrund beobachtbarer Daten ermittelt wird.
Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungsinstrumente des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird
Börsennotierte Anleiheemissionen stehen auf Stufe 1.
Sonstiges Fremdkapital, das nicht für ein designiertes Sicherungsverhältnis genutzt wird, steht auf Stufe 2 der Tabelle oben. Der beizulegende Zeitwert dieses Fremdkapitals wird ausgehend vom künftigen abgezinsten Cashflow bestimmt und beruht auf direkt oder indirekt beobachtbaren Daten.
Derivate
Die Klassifikation derivativer Finanzinstrumente in der Fair-Value-Hierarchie wird in Anhang 15.4.1 "Finanzielle Vermögenswerte" genauer beschrieben.
15.5 Aufrechnung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten bei derivativen Finanzinstrumenten
Die Nettobeträge derivativer Finanzinstrumente nach Berücksichtigung rechtswirksamer Aufrechnungsverträge oder ähnlicher Vereinbarungen - ob nach Paragraph 42, IAS 32, aufgerechnet oder nicht - werden in der folgenden Tabelle dargestellt:
PER DEZEMBER 2013
| in Millionen Euro | Bruttobetrag | In der Bilanz erfasster Nettobetrag1 | Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen2 | Summe Nettobetrag |
|---|---|---|---|---|
| Commodities absichernde Derivate | 4.927 | 4.523 | (3.410) | 1.113 |
| Vermögenswerte Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | 1.655 | 1.652 | (545) | 1.107 |
| Commodities absichernde Derivate | (5.117) | (4.714) | 4.354 | (360) |
| Schulden Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | (1.453) | (1.450) | 265 | (1.185) |
(1) In der Bilanz erfasster Nettobetrag nach Berücksichtigung der aufrechnenden Wirkung nach IAS 32, die im Einklang mit den Kriterien gemäß IAS 32.42 gegengerechnet wurden.
(2) Sonstige Aufrechnungsbeträge enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie sonstige aufrechnende Wirkungen, die einige Kriterien für die Aufrechnung nach IAS 32.42 nicht erfüllen oder keine dieser Kriterien.
PER DEZEMBER 2012
| in Millionen Euro | Bruttobetrag | In der Bilanz erfasster Nettobetrag1 | Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen2 | Summe Nettobetrag |
|---|---|---|---|---|
| Commodities absichernde Derivate | 5.305 | 4.893 | (3.426) | 1.467 |
| Vermögenswerte Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | 2.497 | 2.494 | (740) | 1.754 |
| Commodities absichernde Derivate | (5.096) | (4.684) | 4.002 | (681) |
| Schulden Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | (2.163) | (2.160) | 164 | (1.996) |
(1) In der Bilanz erfasster Nettobetrag nach Berücksichtigung der aufrechnenden Wirkung nach IAS 32, die im Einklang mit den Kriterien gemäß IAS 32.42 gegengerechnet wurden.
(2) Sonstige Aufrechnungsbeträge enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie sonstige aufrechnende Wirkungen, die einige Kriterien für die Aufrechnung nach IAS 32.42 nicht erfüllen oder keine dieser Kriterien.
ANHANG 16 RISIKEN DURCH FINANZINSTRUMENTE
GDF SUEZ benutzt Derivate hauptsächlich, um seiner Gefährdung durch Marktrisiken zu begegnen. Die Vorgehensweisen beim Management finanzieller Risiken werden in Abschnitt 2 "Risikofaktoren" des Referenzdokuments beschrieben.
16.1 Marktrisiken
16.1.1 Commodity-Risiken
Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:
| ― | Portfolio-Management und |
| ― | Trading. |
Die Gruppe hat zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: die Gefahr durch Marktpreisfluktuationen und die der Geschäftstätigkeit innewohnenden Volumen-Risiken.
In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich die Gruppe Commodity-Risiken bei Gas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO2 und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Die Gruppe ist auf diesen Energiemärkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um ihre Energieerzeugungskette und ihren Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Die Gruppe setzt auch Derivate ein, um ihren Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und ihre eigenen Positionen zu besichern.
16.1.1.1 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:
| ― | das Gewährleisten der Versorgung und ein Gleichgewicht 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 der Gruppe 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, wirtschaftliche Sicherungsinstrumente für ihr Portfolio abzuschließen.
Sensibilitäten des Portfolios aus Finanzderivaten für Commodities, die per 31. Dezember 2013 als Teil des Portfolio-Managements genutzt werden, sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Für künftige Änderungen der konsolidierten Ergebnisse und des konsolidierten Eigenkapitals sind sie nicht repräsentativ, denn sie beziehen die Sensibilitäten nicht mit ein, die mit Kauf- und Verkaufskontrakten von Commodities verbunden sind, die den Basiswert bilden.
EMPFINDLICHKEITSANALYSE1
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Preisänderungen | Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös | Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital | Vorsteuerliche Auswirkung auf den Erlös | Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ölprodukte | +10 $US/bbl | 253 | 19 | 200 | (6) |
| Erdgas | +3,00 €/MWh | (5) | (119) | 13 | (186) |
| Strom | +5,00 €/MWh | (377) | (61) | (333) | 45 |
| Kohle | +10 $US/t | 66 | 39 | 60 | 69 |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | +2 €/t | 164 | - | 169 | (4) |
| EUR/USD | +10% | (335) | (40) | (315) | (13) |
| EUR/GBP | +10% | 18 | (10) | 80 | 22 |
| GBP/USD | +10% | 7 | - | 21 | - |
(1) Die Sensibilitäten aus der Tabelle oben gelten nur für Finanzderivate für Commodities, die im Rahmen des Portfolio-Managements für Sicherungen genutzt werden.
Da Optionsverträge nicht häufig sind, ist die Empfindlichkeitsanalyse für Preiserhöhungen und -senkungen symmetrisch.
16.1.1.2 Handelstätigkeiten
Die Handelstätigkeit der Gruppe wird hauptsächlich bei GDF SUEZ Trading und GDF Suez Energy Management Trading abgewickelt. Zweck dieser 100%igen Töchter ist, (i) die Unternehmen der Gruppe bei der Optimierung ihrer Asset-Portfolios zu unterstützen, (ii) Managementlösungen für das Energiepreisrisiko zu erarbeiten und umzusetzen und (iii) eine eigene Handelstätigkeit in der Gruppe zu entwickeln.
Umsatzerlöse aus Handelsgeschäften beliefen sich in dem am 31. Dezember 2013 beendeten Jahr auf insgesamt 243 Mio. € (2012: 258 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 regelmäßiges Backtesting.
Die Gruppe benutzt eine eintägige Haltezeit und ein Konfidenzintervall von 99%, um den VaR zu berechnen, sowie Stress-Tests gemäß den gesetzlichen Anforderungen an Banken.
Der folgende Value-at-Risk entspricht dem aggregierten VaR der Handelsunternehmen der Gruppe.
BENUTZTER VALUE AT RISK
| 2013 | 2013 | 2013 | 2012 | ||
|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | Durchschnitt1 | Maximum2 | Minimum2 | Durchschnitt2 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Handelstätigkeiten | 2 | 3 | 6 | 1 | 4 |
(1) durchschnittlicher täglicher VaR
(2) 2013 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.
16.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken
Die Gruppe bedient sich der Sicherungsinstrumente für Cashflow und für den beizulegenden Zeitwert nach Definition in IAS 39, indem sie Derivate (Festpreisverträge oder Optionskontrakte) einsetzt, die OTC 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 Commodity-Derivaten am 31. Dezember 2013 und 31. Dezember 2012:
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management | 878 | 1.490 | (1.010) | (1.801) | 737 | 1.545 |
| Absicherungen des Cashflow | 152 | 348 | (202) | (439) | 273 | 614 |
| Sonstige Derivate | 726 | 1.142 | (808) | (1.363) | 464 | 931 |
| Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit | 2.155 | (1.902) | 2.610 | |||
| SUMME | 878 | 3.645 | (1.010) | (3.704) | 737 | 4.155 |
| 31. Dez. 2012 | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management | (724) | (1.548) |
| Absicherungen des Cashflow | (256) | (551) |
| Sonstige Derivate | (467) | (996) |
| Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit | (2.412) | |
| SUMME | (724) | (3.960) |
Vgl. auch Anhänge 15.1.3 "Sonstige erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte" und 15.2.2 "Derivate".
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, soweit die Positionen (i) für Preisänderungen empfindlich sind; (ii) durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden können; und (iii) durch künftigen Cashflow, der aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entsteht, kompensiert werden können.
16.1.2.1 Cashflow-Absicherungen
Die beizulegenden Zeitwerte von Cashflow-Hedges nach Art der Ware sehen wie folgt aus:
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Erdgas | 23 | 69 | (26) | (100) | 33 | 157 |
| Strom | 105 | 235 | (110) | (181) | 165 | 266 |
| Kohle | - | 11 | (39) | (89) | 6 | 17 |
| Öl | 2 | 30 | (3) | (17) | 20 | 158 |
| Sonstige | 22 | 3 | (24) | (51) | 49 | 16 |
| SUMME | 152 | 348 | (202) | (439) | 273 | 614 |
| 31. Dez. 2012 | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| in Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Erdgas | (30) | (144) |
| Strom | (129) | (217) |
| Kohle | (42) | (75) |
| Öl | (19) | (76) |
| Sonstige | (36) | (39) |
| SUMME | (256) | (551) |
Die Nominalvolumen und Fälligkeiten von Cashflow-Hedges sehen wie folgt aus:
NOMINALVOLUMEN (NETTO)1
| Maßeinheit | Summe am 31. Dez. 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Erdgas | GWh | (51.804) | (44.593) | (10.641) | 3.116 | 314 |
| Strom | GWh | (12.697) | (15.031) | 703 | 1.301 | 331 |
| Kohle | in tausend Tonnen | 5.733 | 3.935 | 1.678 | 120 | - |
| Ölerzeugnisse | in tausend Barrel | 6.482 | 6.279 | 295 | (93) | - |
| Treibhausgas-Emissionsrechte | in tausend Tonnen | 374 | 354 | 20 | - | - |
| 2018 | Mehr als 5 Jahre | |
|---|---|---|
| Erdgas | - | - |
| Strom | - | - |
| Kohle | - | - |
| Ölerzeugnisse | - | - |
| Treibhausgas-Emissionsrechte | - | - |
(1) Long-/(Short-)-Position
Per 31. Dezember 2013 wurde ein Verlust von 83 Mio. €. bezüglich der Cashflow-Hedges im Eigenkapital erfasst gegenüber einem Verlust von 127 Mio. € Ende 2012. Ein Gewinn von 163 Mio. € wurde 2013 aus dem Eigenkapital in den Ertrag umgruppiert, verglichen mit einem Gewinn von 393 Mio. €, der 2012 umgestuft wurde.
Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden als Ertrag gebucht. Ein Gewinn von 2 Mio. € wurde 2013 im Ertrag ausgewiesen, verglichen mit einem Verlust von 29 Mio. € für 2012.
16.1.2.2 Sonstige Commodity-Derivate
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.
16.1.3 Devisenrisiko
Die Gruppe ist einem Devisenrisiko ausgesetzt, definiert als Auswirkungen von Wechselkursschwankungen auf ihre Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, die ihre 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. Dieses Risiko betrifft vor allem Tochtergesellschaften in Brasilien, Thailand, Norwegen, im Vereinigten Königreich, Australien, den Vereinigten Staaten und die Vermögenswerte, die als Dollar-basiert gelten.
16.1.3.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Währung
Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der offenen Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung vor und nach Sicherungsgeschäften nach Währung:
AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 65% | 69% | 63% | 66% |
| USD | 12% | 13% | 12% | 14% |
| GBP | 10% | 4% | 8% | 3% |
| Sonstige Währungen | 13% | 14% | 17% | 17% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
NETTOSCHULD
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 62% | 67% | 62% | 65% |
| USD | 14% | 15% | 13% | 16% |
| GBP | 12% | 5% | 8% | 3% |
| Andere Währungen | 12% | 13% | 17% | 16% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
16.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Devisenrisiko
Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) und Finanzinstrumenten, die sich als Absicherungen für Nettoinvestitionen eignen, zum Abschlussstichtag analysiert.
Beim Devisenrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Fall der Wechselkurse gegenüber den Stichtagkursen.
Auswirkung auf den Ertrag nach Währungsabsicherungen
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 €24 Mio. bedeuten.
Wirkung auf das Eigenkapital
Bei Finanzinstrumenten (Schulden und Derivaten), die als Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen designiert sind, hätte eine einheitliche nachteilige Änderung von 10% bei Devisen zum Euro eine Positivwirkung von 619 Mio. € auf das Eigenkapital.
Dieser Wirkung steht eine gegenläufige Änderung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.
16.1.4 Zinsrisiko
Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu steuern, dass sie die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Dazu sichert sie mittelfristig (fünf Jahre) eine ausgeglichene Zinsstruktur. Ziel der Gruppe ist daher, für ihre 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 ihrer Nettoverschuldung zu gestalten, nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2013 hatte die Gruppe ein Portfolio aus Zinsoptionen (Caps), die sie vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinssätze bei Euro, US-Dollar und Pfund Sterling schützen.
2013 hat die Gruppe Forward-Interest-Rate-Verträge als Pre-Hedges für 2014, 2016 und 2018 mit einer Fälligkeit von 5, 10 und 20 Jahren abgeschlossen, um den Refinanzierungszinssatz eines Teils ihrer Schulden zu schützen.
16.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes
Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung nach Art des Zinssatzes vor und nach Absicherung:
AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | 38% | 38% | 38% | 39% |
| Festzins | 62% | 62% | 62% | 61% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
NETTOSCHULD
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | 19% | 19% | 21% | 22% |
| Festzins | 81% | 81% | 79% | 78% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
16.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko
Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten in Verbindung mit Nettoschulden) 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 Ertrag nach Absicherung
Ein einheitlicher Anstieg der kurzfristigen Zinsen (über alle Währungen) um 1% des Nennbetrags der Nettoschuld zu variablem Zinssatz und den Anteil des variablen Zinssatzes bei Derivaten würde den Nettozinsaufwand um 57 Mio. € erhöhen. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 1% würde den Nettozinsaufwand um 57 Mio. € verringern.
In der Gewinn- und Verlustrechnung würde ein einheitlicher Anstieg der Zinsen um 1% (über alle Währungen) auf Derivate, die sich nicht für ein Hedge-Accounting eignen, einen Gewinn von 210 Mio. € bewirken, der sich aus den Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Derivate ergäbe. Doch würde eine Zinssenkung von 1 % zu einem Verlust in Höhe von 249 Mio. € führen. Die asymmetrischen Auswirkungen sind dem Zinsoptions-Portfolio zuzuschreiben.
Wirkung auf das Eigenkapital
Eine einheitliche Erhöhung der Zinsen um 1% (über alle Währungen) hätte eine Positivwirkung von 425 Mio. € auf das Eigenkapital, und zwar wegen der geänderten Auswirkung des Zinssatzes auf den beizulegenden Zeitwert der Derivate, die als Sicherungsinstrumente für den Cashflow und Nettoinvestitionen designiert und in der Bilanz ausgewiesen sind. Doch hätte eine Zinssenkung von 1 % eine Negativwirkung von 527 Mio. €.
16.1.4.3 Devisen- und Zinsabsicherungen
Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte und Nominalvolumen von Finanzinstrumenten, die als Devisen- oder Zinsabsicherungen designiert sind:
WÄHRUNGSDERIVATE
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | - | - | 64 | 1.953 |
| Cashflow-Absicherungen | (203) | 3.933 | (36) | 4.101 |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | 101 | 6.269 | 65 | 6.288 |
| Derivative Instrumente, die nicht die Kriterien des Hedge-Accounting erfüllen | 88 | 11.167 | (38) | 13.881 |
| SUMME | (14) | 21.369 | 55 | 26.222 |
ZINSDERIVATE
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 107 | 4.579 | 804 | 6.546 |
| Cashflow-Absicherungen | (80) | 7.219 | (460) | 4.568 |
| Derivative Instrumente, die nicht die Kriterien des Hedge-Accounting erfüllen | 190 | 35.957 | (66) | 28.239 |
| SUMME | 217 | 47.755 | 279 | 39.353 |
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind positiv, wenn es sich um einen Vermögenswert handelt, und negativ bei einer Verbindlichkeit.
Die Gruppe 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 bilanziell nicht der Definition für Sicherungsgeschäfte gerecht werden, auch wenn sie als wirtschaftliche Sicherung von Fremdkapital und Devisenverpflichtungen fungieren.
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts
Per 31. Dezember 2013 stellt die Nettoauswirkung von Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts, die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst ist, einen Verlust von 17 Mio. € dar.
Cashflow-Absicherungen
Devisen- und Zinsderivate, die als Cashflow-Hedges designiert sind, lassen sich wie folgt nach Fälligkeit analysieren: Per Dezember 2013
| in Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (283) | (35) | (61) | (32) | (57) | 13 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (112) |
Per Dezember 2012
| in Millionen Euro | Summe | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (496) | (51) | (74) | (51) | (43) | (28) |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (249) |
Per 31. Dezember 2013 wurde ein Verlust von 363 Mio. € im Eigenkapital ausgewiesen.
Der Betrag, der in der Periode aus dem Eigenkapital in den Erlös umgegliedert wurde, war ein Gewinn von 5 Mio. €.
Der im Erlös erfasste unwirksame Anteil von Cashflow-Hedges stellt einen Gewinn von 12 Mio. € dar.
Absicherungen von Nettoinvestitionen
Der unwirksame Anteil an Sicherungsinstrumenten von Nettoinvestitionen, der im Erlös ausgewiesen ist, stellt einen Verlust von 7 Mio. € dar.
16.2 Gegenparteirisiko
In ihrer Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit sieht sich die Gruppe 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).
16.2.1 Betriebliche Tätigkeit
Das Gegenparteirisiko bei betrieblichen Tätigkeiten wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Garantien Dritter, Aufrechnungsvereinbarungen und Margenausgleich, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden eingesetzt werden, insbesondere bei Privatkunden.
Politik der Gruppe ist, dass jede Unternehmenssparte für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich ist, obwohl der Umgang mit den größten Gefährdungen durch Gegenparteien weiterhin Angelegenheit der Gruppe bleibt.
Die Kreditqualität großer Gegenparteien und solcher mittlerer Größe, bei denen die Gruppe einer Gefährdung oberhalb eines bestimmten Schwellenwerts ausgesetzt ist, wird mit einem speziellen Rating-Verfahren bewertet, während bei Geschäftskunden, bei denen die Gefährdung für die Gruppe eher gering ist, eine vereinfachte Kreditwürdigkeitsprüfung benutzt wird. Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten konsistenten Methoden in der gesamten Gruppe. Konsolidierte Risiken werden nach Gegenpartei und Segment (Kreditqualität, Branche usw.) mit Hilfe des laufenden Risikos (Zahlungsrisiko, Marktwertrisiko) überwacht.
Das Energy Market Risk Committee (Ausschuss für Risiken auf dem Energiemarkt) der Gruppe konsolidiert und überwacht die Risikogefährdung für die Gruppe durch ihre wichtigsten Gegenparteien im Energiesektor vierteljährlich und achtet darauf, dass die für diese Gegenparteien festgelegten Risikogrenzen eingehalten werden.
Überfällige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen werden im Folgenden analysiert:
FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND ANDERE FORDERUNGEN
| Überfällige Vermögenswerte, die am Abschlussstichtag nicht wertgemindert waren | Wertgeminderte Vermögenswerte | Vermögenswerte, die weder wertgemindert noch überfällig sind | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | 0-6 Monate | 6-12 Monate | mehr als 1 Jahre | Summe | Summe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2013 | 873 | 268 | 266 | 1.407 | 1.163 | 19.668 |
| Per 31. Dezember 2012 | 1.273 | 373 | 335 | 1.981 | 1.452 | 22.646 |
| in Millionen Euro | Summe |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2013 | 22.238 |
| Per 31. Dezember 2012 | 26.079 |
Die Laufzeit von Forderungen, die überfällig, aber nicht wertgemindert sind, kann je nach Art des Kunden, mit dem die Gruppe Geschäfte macht, erheblich variieren (Privatunternehmen, Einzelpersonen oder öffentliche Behörden). Die Gruppe entscheidet fallweise aufgrund der Kennzahlen des betreffenden Kunden, ob eine Wertminderung auszuweisen ist. Hinsichtlich der Forderungen ist die Gruppe nicht der Ansicht, dass sie einer wesentlichen Risikokonzentration ausgesetzt ist.
Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.
GEGENPARTEIRISIKO
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Investment Grade3 | Summe | Investment Grade3 | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bruttoexposition1 | 4.080 | 4.523 | 4.617 | 4.893 |
| Nettoexposition2 | 900 | 1.063 | 1.418 | 1.575 |
| % Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade" | 84,7% | 90,0% |
(1) Entspricht der maximalen Risikogefährdung, d. h. dem Wert der Derivate, der in der Bilanz bei den Vermögenswerten erscheint (positiver beizulegender Zeitwert).
(2) Nach Berücksichtigung der Verbindlichkeiten mit den gleichen Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und sonstigen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditqualität.
(3) "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 in der Gruppe eingeführt ist und ihre wichtigsten Gegenparteien einbezieht
16.2.2 Finanzierungstätigkeit
Für ihre Finanzierungstätigkeit hat die Gruppe Verfahren des Managements und der 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 ihre Gefährdung durch ein Gegenparteirisiko zu verringern, bediente sich die Gruppe in zunehmendem Maße eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Besicherungsverträgen (Margenausgleich) beruht.
Die Koordinierung des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office wahrgenommen, das unabhängig vom Treasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.
16.2.2.1 Gegenparteirisiko aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)
Der Saldo der ausstehenden überfälligen Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) wird im Folgenden analysiert:
KREDITE UND FORDERUNGEN ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN (OHNE FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND SONSTIGE FORDERUNGEN)
| Überfällige Vermögenswerte, die am Abschlussstichtag nicht wertgemindert waren | Wertgeminderte Vermögenswerte | Vermögenswerte, die weder wertgemindert noch überfällig sind | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | 0-6 Monate | 6-12 Monate | mehr als 1 Jahre | Summe | Summe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2013 | 20 | 9 | 98 | 128 | 295 | 3.221 |
| Per 31. Dezember 2012 | 10 | 11 | 98 | 119 | 408 | 4.982 |
| in Millionen Euro | Summe |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2013 | 3.644 |
| Per 31. Dezember 2012 | 5.509 |
Der Saldo der ausstehenden Kredite und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten gebucht sind (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen), enthält keinen Wertminderungsaufwand oder Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und der fortgeführten Anschaffungskosten und belief sich per 31. Dezember 2013 auf -264 Mio. €, -1 Mio. € bzw. 68 Mio. € über -385 Mio. €, -2 Mio. € bzw. 49 Mio. € am 31. Dezember 2012). Änderungen dieser Posten sind in Anhang 15.1.2 "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargestellt.
16.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und der Verwendung von derivativen Finanzinstrumenten
Der Gruppe erwächst ein Gegenparteirisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses und aus der Nutzung derivativer Finanzinstrumente. Bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten entsteht das Gegenparteirisiko aus Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.
Per 31. Dezember 2013 betrug die Gesamtsumme der Außenstände, die einem Kreditrisiko ausgesetzt waren, 9.542 Mio. €.
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Summe | Investment Grade2 | Nicht bewertet3 | Ohne Investment Grade3 | Summe | Investment Grade2 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gefährdung1 | 9.542 | 93,0% | 6,0% | 1,0% | 12.046 | 91,0% |
| 31. Dez. 2012 | ||
|---|---|---|
| in Millionen Euro | Nicht bewertet3 | Ohne Investment Grade3 |
| --- | --- | --- |
| Gefährdung1 | 8,0% | 1,0% |
(1) Nach Berücksichtigung von Besicherungsvereinbarungen.
(2) Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- oder von Moody's mit Baa3 bewertet werden.
(3) Der größte Teil dieser beiden Kreditrisiken wird von konsolidierten Unternehmen getragen, bei denen es Minderheitsbeteiligungen gibt, oder von Unternehmen der Gruppe, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.
Per 31. Dezember 2013 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 27% der Barkapitaleinlagen.
16.3 Liquiditätsrisiko
Im Kontext ihrer Geschäftstätigkeit ist die Gruppe dem Risiko ausgesetzt, unzureichend liquide zu sein, um ihre vertraglichen Verpflichtungen zu erfüllen. Ebenso wie die Risiken, die mit dem Management von Betriebskapital verbunden sind, erfordern bestimmte Marktaktivitäten einen Margenausgleich.
Die Gruppe hat einen vierteljährlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe in der Steuerung und Überwachung des Liquiditätsrisikos für die gesamte Gruppe besteht, damit ein breites Spektrum an Investitionen und Finanzierungsquellen gewahrt bleibt, in der Erarbeitung von Prognosen für Bareinlagen und für Veräußerungen von Beteiligungen und in der Durchführung von Stress-Tests für den Margenausgleich, auf den zurückgegriffen wird, wenn Commodity-, Zins- und Währungsderivate verhandelt werden.
Die Gruppe zentralisiert den nahezu gesamten Finanzierungsbedarf und Zahlungsmittelüberschüsse der von ihr 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 der Gruppe in Frankreich, Belgien und Luxemburg.
Eine einheitliche Strategie regelt die von diesen Strukturen gehaltenen Überschüsse. 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 die Gruppe, ihre Investitionspolitik mit dem Ziel zu straffen, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten und das investierte Kapital zu schützen (98% der am 31. Dezember 2013 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 die Gruppe nötigenfalls sofort auf Marktentwicklungen reagieren kann.
Die Finanzpolitik der Gruppe beruht auf:
| ― | Zentralisierung der externen Finanzierung; |
| ― | Diversifizierung der Finanzierungsquellen aus Kreditinstituten und Kapitalmärkten; |
| ― | Erreichen eines ausgeglichenen Profils der Schuldenrückzahlung. |
Die Gruppe ist bestrebt, ihre Finanzierungsquellen dadurch zu diversifizieren, dass sie im Rahmen ihres Euro-Medium-Term-Notes-Programms öffentliche oder private Anleihen emittiert. In Frankreich und den Vereinigten Staaten emittiert sie auch Commercial Papers.
Per 31. Dezember 2013 machten Bank-Darlehen 26% der Bruttoverschuldung aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während das restliche Fremdkapital auf Kapitalmärkte aufgebracht wurde (einschließlich 23.040 Mio. € in Anleihen bzw. 60% der Bruttoverschuldung).
In Umlauf befindliche kurzfristige Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2013 14% der Bruttoverschuldung bzw. 5.187 Mio. € aus. Da Commercial Papers relativ kostengünstig und hoch liquide sind, verwendet die Gruppe sie zyklisch oder strukturiert, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Alle im Umlauf befindlichen Commercial Papers werden jedoch durch bestätigte Bankkreditlinien gedeckt, so dass die Gruppe ihre Tätigkeit weiterhin finanzieren könnte, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.
Die verfügbaren Zahlungsmittel - das sind Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Kriterien erfüllen - beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 9.426 Mio. €, von denen 80% in der Euro-Zone investiert waren.
Die Gruppe hat auch Zugang zu bestätigten Kreditlinien. Diese Fazilitäten sind dem Umfang ihrer Geschäftstätigkeit und der zeitlichen Abfolge der vertraglich vereinbarten Schuldenrückzahlungen angemessen. Per 31. Dezember 2013 wurden bestätigte Kreditfazilitäten für insgesamt 14.184 Mio. € gewährt, von denen 13.488 Mio. € zur Verfügung standen und nicht in Anspruch genommen waren. 92% der gesamten Kreditlinien und der nicht in Anspruch genommenen Fazilitäten sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.
Per 31. Dezember 2013 erfüllen sieben Unternehmen der Gruppe, deren Schulden konsolidiert sind, eine Verpflichtung im Rahmen der Angaben zu ihren Finanzverhältnissen nicht. Die Gegenparteien betrachteten das jedoch nicht als Vertragsverletzung, denn Verzichtserklärungen werden zur Zeit verhandelt oder wurden bereits eingeräumt. Im Januar 2014 haben Kreditgeber eines dieser Unternehmen eine Vertragsverletzung geltend gemacht, um eine finanzielle Stillhaltefrist auszuhandeln. Diese Versäumnisse wirken sich nicht auf die Linien aus, die der Gruppe zur Verfügung stehen.
16.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten
Per 31. Dezember 2013 lassen sich die undiskontierten vertraglich vereinbarten Zahlungen für die Nettoschuld (ohne Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten) wie folgt nach Fälligkeit ordnen:
PER 31. DEZEMBER 2013
| in Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ausgaben von Anleihen | 23.040 | 1.775 | 1.808 | 2.396 | 2.759 | 2.032 |
| Commercial Paper | 5.187 | 5.187 | - | - | - | - |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 696 | 34 | 12 | 11 | 19 | 10 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 503 | 105 | 75 | 75 | 75 | 66 |
| Sonstige Kredite von Banken | 8.121 | 1.553 | 1.278 | 613 | 991 | 775 |
| Sonstiges Fremdkapital | 613 | 74 | 52 | 56 | 157 | 12 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | 573 | 573 | - | - | - | - |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 38.734 | 9.302 | 3.224 | 3.152 | 4.001 | 2.895 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (91) | (14) | (1) | (2) | (1) | - |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert oder qualifiziert sind | (735) | (735) | ||||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.691) | (8.691) | - | - | - | - |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 29.217 | (138) | 3.223 | 3.150 | 4.000 | 2.895 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Ausgaben von Anleihen | 12.269 |
| Commercial Paper | - |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 609 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 108 |
| Sonstige Kredite von Banken | 2.913 |
| Sonstiges Fremdkapital | 263 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | - |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 16.160 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (73) |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert oder qualifiziert sind | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 16.087 |
PER 31. DEZEMBER 2012
| in Millionen Euro | Summe | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 54.658 | 10.277 | 4.955 | 3.487 | 4.422 | 4.967 |
| Vermögenswerte für Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Voraussetzungen erfüllen, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (11.933) | (11.875) | - | - | - | (1) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 42.725 | (1.598) | 4.955 | 3.487 | 4.422 | 4.966 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 26.550 |
| Vermögenswerte für Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind oder diese Voraussetzungen erfüllen, und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (58) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 26.492 |
Per Dezember 2012 belief sich der Beitrag von SUEZ Environnement zu ausstehendem Fremdkapital und Schulden und zur Nettoverschuldung ohne die Auswirkung von Derivaten, Barsicherheiten und fortgeführten Anschaffungskosten auf 9.516 Mio. € bzw. 7.254 Mio. €.
Per 31. Dezember 2013 lassen sich die undiskontierten vertraglichen Zinszahlungen auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:
PER 31. DEZEMBER 2013
| in Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 13.140 | 1.268 | 1.151 | 1.058 | 988 | 853 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 7.821 |
PER 31. DEZEMBER 2012
| in Millionen Euro | Summe | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 19.823 | 2.012 | 1.892 | 1.741 | 1.590 | 1.450 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 11.137 |
Im Dezember 2012 belief sich der Beitrag von SUEZ Environnement zu den nicht abgezinsten vertraglich vereinbarten Zinszahlungen für ausstehendes Fremdkapital und Schulden auf 3.384 Mio. €.
Per 31. Dezember 2013 lassen sich die undiskontierten vertraglich vereinbarten Zahlungen für ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Vermögenswerten und Schulden ausgewiesen sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):
PER 31. DEZEMBER 2013
| in Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (783) | (134) | (113) | (83) | - | (51) |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (401) |
PER 31. DEZEMBER 2012
| in Millionen Euro | Summe | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (1.139) | (229) | (282) | (114) | (58) | 2 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (458) |
Im Dezember 2012 belief sich der Beitrag von SUEZ Environnement zu den nicht abgezinsten vertraglich vereinbarten Zahlungen für ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente) auf -166 Mio. €.
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 der Gruppe werden in der folgenden Tabelle analysiert:
PER 31. DEZEMBER 2013
| in Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 13.488 | 2.400 | 4.899 | 1.245 | 152 | 4.555 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 237 |
PER 31. DEZEMBER 2012
| in Millionen Euro | Summe | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 15.568 | 1.949 | 2.149 | 5.142 | 1.106 | 4.556 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 666 |
Von diesen nicht gezogenen Programmen sind 4.839 Mio. € auf die Deckung von Emissionen von Commercial Papers alloziert.
Per 31. Dezember 2013 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 6% der bestätigten, nicht gezogenen Kreditlinien der Gruppe.
Im Dezember 2012 belief sich der Beitrag von SUEZ Environnement zu bestätigten, nicht gezogenen Kreditfazilitätsprogrammen auf 1.993 Mio. €.
16.3.2 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 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate, die unter Verbindlichkeiten gebucht sind | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (2.820) | (1.792) | (730) | (220) | (23) | (10) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | (1.903) | (1.903) | - | - | - | - |
| Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 2.391 | 1.489 | 632 | 192 | 31 | 22 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | 2.155 | 2.155 | - | - | - | - |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2013 | (177) | (51) | (98) | (28) | 8 | 11 |
| in Millionen Euro | Mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate, die unter Verbindlichkeiten gebucht sind | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (45) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | - |
| Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 26 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | - |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2013 | (19) |
| in Millionen Euro | Summe | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate, die bei Verbindlichkeiten gebucht sind | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (2.284) | (1.551) | (515) | (142) | (29) | 3 ) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | (2.411) | (2.411) | - | - | - | - |
| Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 2.308 | 1.557 | 510 | 171 | 2 | 41 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | 2.609 | 2.609 | - | - | - | - |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2012 | 222 | 204 | (5) | 29 | (27) | 28 |
| in Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate, die bei Verbindlichkeiten gebucht sind | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (35) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | - |
| Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 27 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | - |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2012 | (8) |
Die Gruppe analysiert die restlichen vertraglich vereinbarten Fälligkeiten von Warenderivaten aus ihrem Portfolio-Management. Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit gelten als in unter einem Jahr verfügbare liquide Mittel und sind in der Bilanz als kurzfristige Positionen dargestellt.
16.3.3 Zusicherungen im Zusammenhang mit Warenkauf- und -verkaufsverträgen, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden
In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit schlossen einige Unternehmen der Gruppe langfristige Verträge ab, von denen einige Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten.
Sie bestehen in festen Zusicherungen, bestimmte Mengen an Gas, Strom und Dampf und die dazugehörigen Dienstleistungen zu kaufen (verkaufen) im Austausch gegen die feste Zusicherung, 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 nachstehende Tabelle zeigt die wichtigsten künftigen Zusicherungen aus Kontrakten, die die Unternehmenssparten Global Gas & LNG, Energy Europe und Energy International eingegangen sind (in TWh):
| in TWh | Summe am 31. Dez. 2013 | 2014 | 2015-2018 | mehr als 5 Jahre | Summe am 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|---|---|---|
| Feste Käufe | (8.472) | (1.179) | (2.873) | (4.421) | (8.980) |
| Feste Verkäufe | 1.578 | 426 | 545 | 607 | 1.993 |
16.3.4 Eigenkapitalrisiko
Per 31. Dezember 2013 beliefen sich die von der Gruppe gehaltenen zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere auf 3.015 Mio. € (vgl. Anhang 15.1.1 "Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere").
Ein Marktpreisrückgang für gelistete Aktien um 10% hätte eine Negativwirkung (vor Steuern) von etwa 114 Mio. € auf das Gesamtergebnis der Gruppe.
Das wichtigste nicht börsennotierte Wertpapier der Gruppe ist ihre 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 der Gruppe wird im Kontext eines speziellen Investmentverfahrens gemanagt, seine Performance wird regelmäßig an das Executive Management berichtet.
ANHANG 17 EIGENKAPITAL
17.1 Stammkapital
| Anzahl Anteile | Wert (in Millionen Euro) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Summe | Eigene Anteile | Im Umlauf befindliches | Stammkapital | Kapitalrücklage | Eigene Anteile | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PER 31. DEZEMBER 2011 | 2.252.636.208 | (38.883.494) | 2.213.752.714 | 2.253 | 29.716 | (930) |
| Aktienemission | 4.604.700 | 4.604.700 | 5 | 68 | ||
| Anteilsbasierte Dividendenzahlungen | 155.583.181 | 155.583.181 | 156 | 2.438 | ||
| Übertragung in die gesetzliche Rücklage | (15) | |||||
| Käufe und Veräußerungen eigener Anteile | (16.650.339) | (16.650.339) | (276) | |||
| PER 31. DEZEMBER 2012 | 2.412.824.089 | (55.533.833) | 2.357.290.256 | 2.413 | 32.207 | (1.206) |
| Käufe und Veräußerungen eigener Anteile | 2.990.812 | 2.990.812 | 97 | |||
| PER 31. DEZEMBER 2013 | 2.412.824.089 | (52.543.021) | 2.360.281.068 | 2.413 | 32.207 | (1.109) |
Die gesunkene Zahl von Aktien im Jahr 2013 ging zurück auf:
| ― | Nettoerwerbe in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung in Höhe von 0,3 Millionen eigener Anteile; |
| ― | die Bereitstellung eigener Anteile für 3 Millionen als Teil der Umsetzung von Plänen zum Kauf neuer Aktienoptionen oder Bonusaktien. 2013 wurden keine Aktien zurückgekauft (vgl. Anhang 17.3 "Eigene Anteile"). |
Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2012 gingen zurück auf:
| ― | die Ausübung von Aktienzeichnungsoptionen für 4,6 Millionen Aktien; |
| ― | den Nettoerwerb von 16,7 Millionen Aktien; |
| ― | die Auszahlung eines Teils der Restdividenden 2011 einerseits und eines Teils der Zwischendividenden für 2012 andererseits in Aktien. Das führte insgesamt zu einer Barauszahlung von 767 Mio. € und einer Auszahlung in Aktien in einem Wert von 2.594 Mio. €, so dass 155.583.181 neue Aktien ausgegeben wurden. |
17.2 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 die Gruppe ihren Mitarbeitern und Führungskräften gewährt. Die am 31. Dezember 2013 laufenden Aktienzeichnungspläne sind in Anhang 24.1.1 "Einzelheiten geltender Aktienoptionspläne" beschrieben. Die Höchstzahl neuer Aktien, die ausgegeben werden könnte, wenn diese Optionen ausgeübt würden, liegt per 31. Dezember 2013 bei 10,1 Millionen.
Aktien, die aus den Bonusaktien- und Performance-Share-Plänen zugeteilt werden - in Anhang 24.3 "Bonusaktien und Performance Shares" beschrieben -, sind durch vorhandene GDF SUEZ SA-Aktien gedeckt.
17.3 Eigene Anteile
Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Jahreshauptversammlung am 23. April 2013 dem Verwaltungsrat genehmigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10% der Aktien vor, die das Stammkapital der GDF SUEZ SA am Tag dieser Jahreshauptversammlung darstellen. Der aggregierte Betrag der Käufe, abzüglich der Aufwendungen, aus dem Programm darf 9,6 Mrd. € nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter 40 € pro Aktie - ohne Erwerbskosten - liegen.
Am 31. Dezember 2012 hielt die Gruppe 52,5 Millionen eigene Anteile, von denen 45,3 Millionen die Aktienbewilligungen der Gruppe gegenüber den Mitarbeitern und Führungskräften abdecken sollten und 7,2 Millionen in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung gehalten wurden.
Die mit einem Anbieter von Investmentdienstleistungen geschlossene Liquiditätsvereinbarung weist diesem die Aufgabe zu, das Tagesgeschäft auf dem Markt zu betreiben, indem er Aktien von GDF SUEZ SA kauft oder verkauft, um für Liquidität und einen aktiven Markt für die Aktien an den Börsen in Paris und Brüssel zu sorgen. Die Mittel, die für die Umsetzung dieser Vereinbarung bereitgestellt wurden, beliefen sich auf 150 Mio. €. Die Anzahl der Aktien, die im Rahmen dieser Vereinbarung gekauft werden kann, darf 24,1 Millionen nicht überschreiten.
17.4 Sonstige Angaben zur Kapitalrücklage und konsolidierten Rücklagen
Der Gesamtbetrag aus Kapitalrücklage und konsolidierten Rücklagen (einschließlich Jahresergebnis im Geschäftsjahr) beläuft sich per 31. Dezember 2013 auf 47.857 Mio. € und enthält die gesetzliche Rücklage der GDF SUEZ SA von 241 Mio. €. Die französische Gesetzgebung sieht vor, dass 5% des Jahresüberschusses französischer Unternehmen der gesetzlichen Rücklage zugeordnet werden müssen, bis diese 10% des Aktienkapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Aktionäre verteilt werden.
Die konsolidierten Rücklagen enthalten auch kumulierte versicherungsmathematische Differenzen, die per 31. Dezember 2013 Verluste von 1.301 Mio. € (Verluste per 31. Dezember 2012: 1.991 Mio. €) und latente Steuern auf diese versicherungsmathematischen Differenzen von 432 Mio. € per 31. Dezember 2013 (644 Mio. € per 31. Dezember 2012) darstellen.
Die ausschüttbare Kapitalrücklage und die Rücklagen der GDF SUEZ SA beliefen sich am 31. Dezember 2013 auf 40.747 Mio. € (im Vergleich zum 31. Dezember 2012 43.623 Mio. €).
17.5 Dividenden
Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die GDF SUEZ SA 2012 und 2013 ausgeschüttet hat.
| Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro) | Nettodividende je Aktie (in Euro) | |
|---|---|---|
| für 2012 | ||
| Zwischendividende (gezahlt am 25. Oktober 2012 entweder in bar oder in Aktien) | 1.887 | 0,83 |
| Barzahlung | 427 | - |
| Auszahlung in Aktien | 1.460 | - |
| Auszahlung der restlichen Dividende für 2012 (gezahlt am 30. April 2013) | 1.580 | 0,67 |
| für 2013 | ||
| Zwischendividende (gezahlt am 20. November 2013) | 1.959 | 0,83 |
Empfohlene Dividende für 2013
Die Aktionäre werden auf der Jahreshauptversammlung, auf der der Jahresabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von 1,50 € je Aktie zuzustimmen. Das ist eine Gesamtausschüttung von 3.540 Mio. €, geht man von der Zahl der am 31. Dezember 2013 in Umlauf befindlichen Aktien aus. Eine Zwischendividende von 0,83 € je Aktie wurde am 20. November 2013 gezahlt, das sind insgesamt 1.959 Mio. €.
Der zusätzliche Beitrag von 3%, den das Loi de Finances 2012 vorsieht und der entsprechend der im April und November 2013 ausgeschütteten Dividende und Zwischendividende zu zahlen ist, beläuft sich auf 106 Mio. €.
Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Jahreshauptversammlung wird diese Dividende, abzüglich der gezahlten Zwischendividende, am 6. Mai 2014 ausgeschüttet und nicht im Jahresabschluss per 31. Dezember 2013 als Verbindlichkeit erfasst, da der Jahresabschluss per Ende 2013 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.
17.6 Im Eigenkapital (Konzernanteil) ausgewiesene Gesamtgewinne und -verluste
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 415 | 460 |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | 245 | (82) |
| Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente) | (237) | (690) |
| Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse | (40) | 215 |
| Latente Steuern auf die obigen Posten | (39) | 143 |
| Anteil assoziierter Unternehmen an umgliederbaren Posten, nach Steuern | (193) | (288) |
| Umrechnungsanpassungen | (1.357) | 235 |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (1.204) | (6) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (1.265) | (1.960) |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 424 | 641 |
| Anteil assoziierter Unternehmen an nicht umgliederbaren Posten bei versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | (29) | (29) |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | (870) | (1.347) |
| SUMME | (2.074) | (1.354) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
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 der Gruppe zuzuordnen sind.
17.7 Ausgabe ewig laufender nachrangiger Hybridanleihen
Im Rahmen ihrer laufenden Finanztransaktionen legte die Gruppe 2013 ewig laufende nachrangige Hybridanleihen in Euro und Pfund Sterling auf.
Am 3. Juli 2013 gab die GDF SUEZ SA tief nachrangige, ewig laufende Anleihen aus, die es der Gruppe ermöglichten, das Äquivalent zu 1,7 Mrd. € in drei Tranchen mit einem durchschnittlichen Kupon von 4,4% zu vereinnahmen:
| ― | eine Tranche von 600 Mio. € mit einem Kupon von 3,875%, ab Juli 2018 jährlich kündbar; |
| ― | eine Tranche von 750 Mio. € mit einem Kupon von 4,750%, ab Juli 2021 jährlich kündbar; |
| ― | eine Tranche von 300 Mio. £ mit einem Kupon von 4,625%, ab Januar 2019 jährlich kündbar. |
Gemäß den Festlegungen in IAS 32 - Finanzinstrumente - Darstellung und wegen ihrer Merkmale wurden diese Instrumente mit insgesamt 1.657 Mio. € im Konzernabschluss unter Eigenkapital erfasst.
17.8 Minderheitsbeteiligungen
2013 wirkte sich hauptsächlich der Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement auf die Minderheitsbeteiligungen aus (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"). Der Buchwert der Minderheitsbeteiligungen sank wegen dieses verlorenen Einflusses um 5.152 Mio. €.
2012 brachte die Gruppe den Erwerb einer Minderheitsbeteiligung von 30,26% an International Power zum Abschluss. Der Buchwert der Minderheitsbeteiligung, die im Ergebnis dieses Geschäfts erworbenen wurde, betrug 5.841 Mio. €.
17.9 Kapitalmanagement
GDF SUEZ ist ständig bestrebt, seine Finanzstruktur zu optimieren, um ein optimales Gleichgewicht zwischen Nettoschuld und EBITDA zu erreichen. Wichtigstes Ziel der Gruppe beim Management ihrer Finanzstruktur ist, den Wert für Aktionäre zu maximieren und die Kapitalkosten zu verringern und dabei gleichzeitig genügend finanzielle Flexibilität für die Gruppe zu sichern, die sie für ihre Expansion benötigt. Die Gruppe organisiert ihre Finanzstruktur nach den vorherrschenden wirtschaftlichen Bedingungen und nimmt erforderliche Anpassungen vor. In diesem Kontext kann sie sich dafür entscheiden, die Höhe der an die Aktionäre gezahlten Dividenden anzupassen, einen Teil des Kapitals auszuzahlen, Aktien zurückzukaufen (vgl. Anhang 17.3 "Eigene Anteile"), neue Aktien zu emittieren, anteilsbasierte Vergütungspläne aufzulegen, ihr Investitionsbudget neu zu bemessen oder Vermögenswerte zu verkaufen, um ihre Nettoschuld herabzusetzen.
Politik der Gruppe ist, bei den Rating-Agenturen ein A-Rating zu wahren. Dazu verwaltet sie ihre Finanzstruktur im Hinblick auf die Indikatoren, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil der Gruppe, ihre Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennziffern. Eine der gebräuchlichsten Kennzahlen ist die, bei der der operative Cashflow, abzüglich des Nettofinanzaufwands und gezahlter Steuern, im Zähler steht und die angepasste Nettofinanzverschuldung im Nenner. Die Nettofinanzverschuldung wird hauptsächlich aufgrund von Rückstellungen den Kernenergiebereich betreffend, Rückstellungen für nicht finanzierte Pensionspläne und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing angepasst.
Die Zielsetzungen, die Politik und die Verfahren für das Kapitalmanagement der Gruppe haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.
GDF SUEZ SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.
ANHANG 18 RÜCKSTELLUNGEN
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2012 | Zugänge | Auflösungen (Verwendungen) | Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen) | Änderungen des Konsolidierungskreises | Auswirkung des Unwinding von Anpassungen des Diskontierungssatzes |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leis-tungen1 | 5.600 | 260 | (317) | 1 | (653) | 179 |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 4.496 | 81 | (30) | (499) | 191 | |
| Demontage von Anlagen und Ausrüstung2 | 3.088 | 29 | (8) | (5) | (16) | 171 |
| Flächensanierung | 1.730 | 29 | (26) | (11) | (571) | 36 |
| Rechtsstreitigkeiten, Schadensregulierungen und Steuerrisiken | 927 | 510 | (338) | (75) | (142) | 8 |
| Sonstige Eventualforderungen und -schulden | 1.711 | 917 | (407) | (19) | (455) | 7 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | 17.551 | 1.827 | (1.126) | (608) | (1.837) | 591 |
| in Millionen Euro | Umrechnungsanpassungen | Sonstige | 31. Dez. 2013 |
|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen1 | (38) | (620) | 4.412 |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 4.239 | ||
| Demontage von Anlagen und Ausrüstung2 | (10) | 523 | 3.771 |
| Flächensanierung | (64) | 104 | 1.228 |
| Rechtsstreitigkeiten, Schadensregulierungen und Steuerrisiken | (26) | 9 | 874 |
| Sonstige Eventualforderungen und -schulden | (15) | (82) | 1.656 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | (153) | (66) | 16.179 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
(2) davon 3.364 Mio. € als Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen per 31. Dezember 2013, verglichen mit 2.681 Mio. € per 31. Dezember 2012.
Änderungen des Konsolidierungskreises beziehen sich hauptsächlich auf Änderungen der Konsolidierungsmethode für SUEZ Environnement (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Der Unwinding-Effekt von Anpassungen des Diskontierungssatzes bei den Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für Pensionsverpflichtungen, abzüglich der erwarteten Rendite aus Planvermögen.
Die Spalte "Sonstige" umfasst vor allem versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses 2013, die im sonstigen Ergebnis verbucht sind. Sie enthält auch die Auswirkung der überarbeiteten Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen (vgl. Anhang 18.2 nachstehend) und Rückstellungen für die Flächensanierung im Geschäftsfeld Exploration und Fördertätigkeit, für die die Gegenbuchung bei den Sachanlagen erfolgt.
Zuordnungen, Auflösungen und die Wirkung des Unwinding von Abzinsungsanpassungen werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wie folgt dargestellt:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 Nettozuordnungen |
|---|---|
| Umsatzerlöse/(-verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit | (52) |
| Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen | 591 |
| Ertragssteuern | 145 |
| SUMME | 684 |
Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.
18.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen
Vgl. Anhang 19 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".
18.2 Aktivitäten im Bereich der Atomstromerzeugung
Im Kontext der Aktivitäten im Bereich der Atomstromerzeugung hat die Gruppe Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Demontage von Nuklearanlagen und der Wiederaufbereitung abgebrannter Brennelemente.
18.2.1 Gesetzlicher Rahmen
Das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 übertrug der Tochtergesellschaft Synatom der Gruppe 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 atomare Vorschriften, 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 für atomare Vorschriften in ihrer Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die wichtigsten Größen hervorgehen, die zur Berechnung dieser Rückstellungen benutzt werden.
Synatom legte der Kommission für atomare Vorschriften seinen Dreijahresbericht am 18. September 2013 vor. Die Kommission nahm dazu am 18. November 2013 Stellung und stützte sich dabei auf das positive Gutachten der ONDRAF, der belgischen Nationalen Einrichtung für Radioaktiven Abfall und Angereicherte Spaltprodukte.
Die Kerndaten für die Bewertung von Rückstellungen wurden überarbeitet, einschließlich Management-Szenarios, Umsetzungsprogramm und Zeitplan, genaue technische Analysen (physikalische und radiologische Bestandsaufnahmen), Schätzmethoden und Zeitplan von Aufwendungen und Abzinsungssätze.
Aufgrund der früheren und prospektiven Analysen der langfristigen Referenzzinssätze senkte die Gruppe ihren Abzinsungssatz von vorher 5,0% auf 4,8% (Inflation von 2,0% und eigentlicher Zinssatz von 2,8%).
Der von der Kommission angenommene Bericht erhält die im Bericht von 2010 beschriebene Abbruchstrategie aufrecht, d. h. (i) die Anlagen werden sofort nach Abschalten des Reaktors abgebaut, und zwar (ii) in Phasen und nicht einzeln, und (iii) die Fläche wird danach bis zur grünen Wiese zurückgebaut.
Die dafür geschätzten Kosten wurden überprüft, um Änderungen bei den Entsorgungsgebühren der ONDRAF, Erfahrungen beim Abbau anderer Kraftwerke, die um 10 Jahre verlängerte Laufzeit des Reaktors Tihange 1 und ihre Auswirkung auf den Zeitplan für die Abbrucharbeiten für das Kernkraftwerk als Ganzes zu berücksichtigen. Diese Änderungen führten zu einer Erhöhung der Rückstellung für die Demontage um 445 Mio. €, für die die Gegenbuchung eine Berichtigung des entsprechenden Demontage-Bestandteils in den Vermögenswerten ist, der über seine verbleibende Nutzungsdauer abgeschrieben wird. Die unmittelbare Auswirkung auf den Erlös beschränkt sich daher auf den jährlichen planmäßigen Abschreibungsaufwand.
Für die Wiederaufbereitung und Lagerung von Brennelementen wurde ein gemischtes Szenario angenommen, bei dem etwa 25% der Brennelemente für den Einsatz in Kraftwerken der Gruppe in Belgien wiederaufbereitet und etwa 75% ohne Wiederaufbereitung direkt entsorgt werden. Der früher benutzte Ansatz, nachdem alle abgebrannten Brennelemente wiederaufbereitet werden, ist in dem Klima, das heute in der Industrie herrscht, nicht mehr relevant, da es nicht sicher ist, ob es künftig adäquate Aufbereitungskapazitäten geben wird und ob die Brennelemente weiterhin genutzt werden, wenn die Reaktoren abgeschaltet sind.
Das von der Kommission genehmigte gemischte Szenario führte bei der Rückstellung für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs per 31. Dezember 2013 zu einer Verringerung von 499 Mio. €, für die die Gegenbuchung bei den Umsatzerlösen/(-verlusten) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit erfolgt.
Die gebildeten Rückstellungen berücksichtigen alle bestehenden oder geplanten rechtlichen Anforderungen an den Umweltschutz auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene. Würden künftig weitere Gesetze verabschiedet, könnten sich die Kostenabschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, ändern. Die Gruppe hat jedoch keine Kenntnis von zusätzlichen geplanten Gesetzen auf diesem Gebiet, die den Wert der Rückstellungen wesentlich beeinflussen könnten.
Die geschätzten Rückstellungsbeträge enthalten Margen für Eventualfälle und sonstige Risiken, die in Verbindung mit der Demontage und dem Brennstoffmanagement entstehen können. Die Gruppe schätzt diese Margen für jede Kostenkategorie. Die Margen für Eventualfälle im Zusammenhang mit der Müllentsorgung werden von der ONDRAF festgesetzt und sind in ihren Gebühren enthalten.
Die von der Gruppe per 31. Dezember 2013 erfassten Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens bewertet, der die Betriebsdauer des Reaktors Tihange 1 mit 50 Jahren ansetzt und die der anderen Reaktoren mit 40 Jahren.
Das belgische Gesetz vom 18. Dezember 2013, das im Belgischen Amtsblatt vom 24. Dezember 2013 veröffentlicht worden ist, genehmigte die Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange 1 um 10 Jahre. Die Laufzeit der anderen Reaktoren bleibt unverändert bei 40 Jahren. Die Kommission für atomare Vorschriften hat die Laufzeit von 50 Jahren für Tihange 1 akzeptiert, verlangt aber, dass bis 30. Juni 2014 weitere Angaben zu der Rückstellung für die Demontage vorgelegt werden. Die Gruppe erwartet nicht, dass es infolgedessen zu einer wesentlichen Änderung der Rückstellung für die Demontage kommt.
Eine Verlängerung der Laufzeiten für einen oder mehrere der vier Kernreaktoren der zweiten Generation würde zu einem Aufschub des Zeitplans für den Abbruch führen. Damit könnte die Koordination der Aufgaben weniger effizient sein, als wenn alle Anlagen zur gleichen Zeit demontiert würden. Dem stünde jedoch ein Aufschub bei den entsprechenden Aufwendungen gegenüber. Änderungen dieser Rückstellungen würden - vorbehaltlich bestimmter Bedingungen - bei den jeweiligen Vermögenswerten erfasst.
18.2.2 Rückstellungen für die Wiederaufbereitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen
Wird ein abgebranntes nukleares Brennelement aus einem Reaktor entfernt, bleibt es radioaktiv und erfordert eine Aufbereitung. 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 Kommission für atomare Vorschriften hat ein gemischtes Szenario angenommen, nach dem etwa ein Viertel aller Brennelemente für den Einsatz in belgischen Kraftwerken wiederaufbereitet und der Rest direkt ohne Wiederaufbereitung entsorgt wird.
Die Gruppe bildet Rückstellungen zur Deckung aller Kosten in Verbindung mit diesem gemischten Szenario, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung in einer zugelassenen Anlage, Konditionierung, Lagerung und Entsorgung.
Rückstellungen für die Wiederaufarbeitung von Brennelementen und die Lagerung werden nach folgenden Prinzipien und Parametern berechnet:
| ― | die Kosten für die Lagerung umfassen die Kosten für den Bau und den Betrieb von Abklingbecken wie auch die Kosten für den Ankauf von Behältern. Diese Kosten fallen hauptsächlich zwischen 2013 und 2028 an; |
| ― | zwischen 2015 und 2025 wird ein Teil der abgebrannten Brennelemente zur Wiederaufbereitung gebracht. Die Wiederaufbereitung ist für die Zeit von 2016 bis 2026 geplant. Es wird angenommen, dass das in diesem Prozess gewonnene Plutonium an Dritte verkauft wird; |
| ― | abgebrannte Brennelemente, die nicht wiederaufbereitet werden, müssen zwischen 2035 und 2052 konditioniert werden. Dazu sind Konditionierungsanlagen nach den von der ONDRAF genehmigten Kriterien zu errichten; |
| ― | die Rückstände aus der Wiederaufbereitung und konditionierte abgebrannte Brennelemente werden zwischen 2017 und 2053 an ONDRAF übergeben; |
| ― | die Brennelemente werden zwischen 2085 und 2095 in eine unterirdische Lagerstätte verbracht. Die Kosten für diesen Vorgang werden von ONDRAF geschätzt; |
| ― | die wichtigsten Zahlungsmittelabgänge erstrecken sich über einen Zeitraum bis 2058; |
| ― | die langfristige Verpflichtung wird anhand der geschätzten internen und externen Kosten errechnet, die auf Angeboten Dritter oder Angeboten für Entgelte von unabhängigen Organisationen beruhen; |
| ― | der angesetzte Diskontierungssatz von 4,8% (eigentlicher Satz von 2,8% gegenüber 3,0% Ende 2012 plus 2,0% Inflationsrate) basiert auf einer Analyse durchschnittlicher vergangener und künftiger Änderungen langfristiger Referenzzinssätze; |
| ― | Zuweisungen zur Rückstellung werden nach den Durchschnittskosten für verbrauchte Mengen bis zum Ende der Betriebsdauer der Anlage errechnet; |
| ― | eine jährliche Zuweisung wird auch für das Unwinding der Diskontierung der Rückstellung erfasst. |
Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des Zahlungsplans von den Schätzungen abweichen. Die Rückstellungen können künftigen Änderungen bei den oben genannten Parametern angepasst werden. Jedoch basieren diese Parameter auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe bislang für vernünftig hält und denen die Kommission für atomare Vorschriften zugestimmt hat.
Die derzeitigen rechtlichen Rahmenbedingungen in Belgien schreiben keine Methoden für den Umgang mit Atommüll vor. Die Wiederaufbereitung abgebrannter Brennelemente wurde nach einem Beschluss der Abgeordnetenkammer 1993 ausgesetzt. Das akzeptierte Szenario beruht auf der Annahme, dass die belgische Regierung Synatom gestattet, Uran wiederaufzubereiten, und dass sich Belgien und Frankreich dahingehend einigen, dass Areva die Verantwortung für diese Wiederaufbereitung übertragen werden soll.
Ein Szenario, das von der direkten Müllentsorgung ohne Wiederaufbereitung ausgeht, würde die Rückstellung gegenüber der für das von der Kommission für atomare Vorschriften genehmigten für das gemischte Szenario verringern.
Die belgische Regierung hat noch keinen Beschluss dazu gefasst, ob der Müll in eine unterirdische Lagerstätte oder in ein Langzeitlager verbracht werden soll. Gemäß der EU-Richtlinie muss die Regierung ihren Plan für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen und radioaktivem Müll bis 2015 verabschiedet haben. Das von der Kommission für atomare Vorschriften akzeptierte Szenario beruht auf der Annahme, dass der Müll in eine unterirdische Lagerstätte verbracht wird, wie im Programm der ONDRAF zum Umgang mit Atommüll empfohlen. Bislang gibt es keine zugelassene Lagerstätte in Belgien. Die ONDRAF geht jedoch davon aus, dass sie bis 2020 bestätigen kann, dass die Tongrube in Boom Atommüll aufnehmen kann.
18.2.3 Rückstellungen für die Demontage von Nuklearanlagen
Kernkraftwerke müssen am Ende ihrer Betriebsdauer demontiert werden. Rückstellungen werden in den Büchern der Gruppe gebildet, um alle Kosten für (i) die Abschaltphase mit Beseitigung der radioaktiven Brennelemente vom Standort und (ii) die Abbruch-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 einer Untersuchung durch unabhängige Gutachter, in der Annahme, dass die Anlagen schrittweise abgebaut werden; |
| ― | bis zur Erfüllung der Abbauverpflichtungen wird zur Ermittlung des Wertes der künftigen Verpflichtung eine Inflationsrate von 2,0% angesetzt; |
| ― | ein Diskontierungssatz von 4,8% (einschließlich 2,0% Inflation) wird angesetzt, um den Nettobarwert (NBW) der Verpflichtung zu bestimmen. Dieser Zinssatz wird auch für die Berechnung der Rückstellung für die Aufbereitung abgebrannter Brennelemente verwendet; |
| ― | die Laufzeit für Tihange 1 beträgt 50 Jahre, die für die anderen Anlagen 40 Jahre; |
| ― | einen Reaktor abzuschalten dauert allgemein drei bis vier Jahre. Der Beginn der technischen Abschaltmaßnahmen hängt von der jeweiligen Anlage und dem Betriebsfahrplan für den Atomreaktor als Ganzes ab. Auf die Abschaltmaßnahmen folgt unmittelbar die Demontage, die 9 bis 13 Jahre dauert; |
| ― | der Barwert der Verpflichtung am Tag der Inbetriebnahme stellt den Anfangsbetrag der Rückstellung dar. Die Gegenbuchung ist ein Vermögenswert in gleicher Höhe, der in der entsprechenden Sachanlagen-Kategorie ausgewiesen wird. Dieser Vermögenswert wird planmäßig über die verbleibende Laufzeit 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. |
Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des Zahlungsplans von den Schätzungen abweichen. Die Rückstellungen können künftigen Änderungen der oben genannten Parameter angepasst werden. Jedoch basieren diese Parameter auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe bislang für vernünftig hält und denen die Kommission für atomare Vorschriften zugestimmt hat.
Das angenommene Szenario beruht auf einem Demontageprogramm und Zeitplänen, denen Atomsicherheitsbehörden zugestimmt haben.
Rückstellungen werden auch im Konzernanteil an den erwarteten Abbruchkosten für die Nuklearanlagen erfasst, für die die Gruppe Entnahmerechte hat.
18.2.4 Empfindlichkeit gegenüber Diskontierungssätzen
Ausgehend von den derzeit geltenden Parametern für die geschätzten Kosten und dem Zeitplan der Zahlungen könnte eine Änderung des Abzinsungssatzes um 10 Basispunkte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Abbruch und Wiederaufarbeitung und Lagerung von Brennelementen von etwa 100 Mio. € führen. Eine Senkung der Diskontierungssätze würde zu einer Zunahme ausstehender Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Diskontierungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.
Änderungen infolge der Überprüfung der Rückstellung für die Demontage würden sich nicht unmittelbar auf den Erlös auswirken, denn die Gegenbuchung würde unter bestimmten Umständen in der entsprechenden Berichtigung der jeweiligen 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 Kommission für atomare Vorschriften nach den geltenden Bestimmungen überprüft werden, stellt sicher, dass die Gesamtverpflichtung exakt bewertet wird.
18.3 Abbauverpflichtungen für sonstige Anlagen
Bestimmte Anlagen, 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 der Gruppe.
Ausgehend von Schätzungen nachgewiesener und wahrscheinlicher Reserven und dem derzeitigen Stand der Förderung (der Internationalen Energie-Agentur zufolge weitere 250 Jahre) haben die Rückstellungen für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich einen Barwert von fast null.
18.4 Flächensanierung
18.4.1 Explorations- & Förderaktivitäten
Die Gruppe bildet auch eine Rückstellung für ihre Verpflichtungen zur Sanierung von Explorations- und Förderstätten.
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 Förderung 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.
18.5 Eventualpositionen und Steuerrisiken
Dieser Titel enthält im Wesentlichen Rückstellungen für den Handel betreffende Eventualpositionen, Schadensregulierung und Steuerstreitigkeiten.
ANHANG 19 LEISTUNGEN NACH BEENDIGUNG DES ARBEITSVERHÄLTNISSES UND SONSTIGE LANGFRISTIGE LEISTUNGEN
19.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne
Im Folgenden werden die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe beschrieben.
19.1.1 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 angegliederten Unternehmen der Gruppe sind GDF SUEZ SA, GrDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, GDF SUEZ Thermique France, CPCU, 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 Betriebe der regulierten Weiterleitung- und Verteilung werden durch eine Abgabe auf die Weiterleitungs- und Verteilungsdienstleistungen für Gas und Strom (Contribution Tarifaire d'Acheminement) finanziert und stellen daher keine Verpflichtung der GDF SUEZ-Gruppe 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 die Gruppe 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 der Gruppe ab.
Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG abgeschätzt.
Per 31. Dezember 2013 belief sich der Anwartschaftsbarwert für das Sonderpensionssystem des EGI-Sektors auf 2,5 Mrd. € (2,8 Mrd. € per 31. Dezember 2012).
Die Dauer der Pensionsverpflichtungen beträgt 14 Jahre.
19.1.2 Unternehmen des Strom- und Gassektors in Belgien
In Belgien werden die Ansprüche der Beschäftigten der Strom- und Gasunternehmen - hauptsächlich Electrabel, Electrabel Customer Solutions (ECS), Laborelec sowie einiger Arbeitnehmer-Kategorien von GDF SUEZ EMT Corporate - 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 2013 etwa 11% der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt 8 Jahre.
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. Die Gruppe weist diese Pläne jedoch weiterhin als beitragsorientierte Systeme aus, vor allem, weil keine wesentliche Nettoverbindlichkeit identifiziert worden ist. Die tatsächliche Rendite wurde mit der garantierten Mindestrendite verglichen, der nicht durch einen Fonds gedeckte Anteil war per 31. Dezember 2013 nicht wesentlich.
Für diese beitragsorientierten Pläne wurde für 2013 eine Aufwendung von 20 Mio. € erfasst (18 Mio. € per 31. Dezember 2012).
19.1.3 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber
Beschäftigte einiger Unternehmen der Gruppe 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. Die GDF SUEZ-Gruppe bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne.
Für diese gemeinschaftlichen Pläne mehrerer Arbeitgeber wurde 2013 eine Aufwendung von 94 Mio. € angesetzt (87 Mio. € per 31. Dezember 2012).
19.1.4 Sonstige Pensionspläne
Die meisten sonstigen Unternehmen der Gruppe gewähren ihren Beschäftigten Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung ist der Anteil der leistungsorientierten und der beitragsorientierten Pläne innerhalb der Gruppe fast gleich groß.
Die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe außerhalb Frankreichs, Belgiens und der Niederlande betreffen:
| ― | das Vereinigte Königreich: 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 im Vereinigten Königreich werden durch ein spezielles Pensionssystem für den Stromversorgungsbereich (Electricity Supply Pension Scheme -ESPS) abgedeckt. Die Vermögenswerte dieses leistungsorientieren Plans sind in separate Fonds investiert. Seit 1. Juni 2008 ist dieser Plan geschlossen, für Neueinstellungen wurde ein beitragsorientierter Plan aufgelegt; |
| ― | Deutschland: Die deutschen Tochtergesellschaften der Gruppe haben ihre leistungsorientierten Pläne Neueinstellungen gegenüber geschlossen und bieten jetzt beitragsorientierte Pläne an; |
| ― | Brasilien: Tractebel Energia hat einen eigenen Pensionsplan. Es ist ein zweigliedriges System: Ein Teil ist ein leistungsorientierter Plan (geschlossen), der andere ein beitragsorientierter Plan, der Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen steht. |
19.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen
19.2.1 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 der Gruppe beschrieben.
19.2.1.1 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 davon) 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 1,9 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 19 Jahre.
19.2.1.2 Abfindungen
Beschäftigte, die in den Ruhestand gehen (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit), haben Anspruch auf Abfindungen am Ende der Beschäftigungszeit, die sich mit der Dauer der Betriebszugehörigkeit zu den Versorgungsunternehmen steigern.
19.2.1.3 Vergütungen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten
Beschäftigte des EGI-Sektors haben Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder 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.
19.2.2 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 auf Strom- und Gaspreise sowie Treueprämien und Vorruhestandsregelungen. Diese Leistungen sind nicht vorfinanziert, mit Ausnahme eines Übergangsgeldes ("allocation transitoire") bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses.
19.2.3 Sonstige Tarifvereinbarungen
Die meisten anderen Unternehmen der Gruppe gewähren ihrem Personal ebenfalls Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Vorruhestandsregelungen, medizinische Versorgung, Sachleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen wie Prämien bei Dienstjubiläen und für Betriebszugehörigkeit.
19.3 Leistungsorientierte Pläne
19.3.1 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 das Erfassen 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 2011 | (5.209) | 13 | 128 |
| Auswirkung der überarbeiteten Fassung von IAS 19 | 128 | - | - |
| PER 1. JANUAR 20121 | (5.081) | 13 | 128 |
| Wechselkursdifferenzen | 8 | - | - |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | (25) | 7 | - |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (650) | (2) | 15 |
| periodenbezogener Pensionsaufwand | (546) | 1 | 7 |
| Obergrenze des Vermögenswerts | 1 | (4) | - |
| Gezahlte Beiträge/Leistungen | 693 | 4 | 9 |
| PER 31. DEZEMBER 20121 | (5.600) | 18 | 159 |
| Wechselkursdifferenzen | 38 | - | - |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 654 | (5) | - |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 622 | 9 | 3 |
| periodenbezogener Pensionsaufwand | (548) | (4) | 4 |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (1) | - | - |
| Gezahlte Beiträge/Leistungen | 424 | 54 | 1 |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | (4.412) | 72 | 167 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".
Die Änderung des Konsolidierungskreises und sonstiger gehen hauptsächlich auf den Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement in Höhe von 653 Mio. € zurück.
Die für die Periode in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen Kosten belaufen sich für 2013 auf 552 Mio. € (für 2012 auf 546 Mio. €). Die Bestandteile dieser leistungsorientierten Plankosten in der Periode sind in Anhang 19.3.4 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.
Die Euro-Zone macht 93% der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2013 aus (gegenüber 89% per 31. Dezember 2012).
Kumulierte im Eigenkapital erfasste versicherungsmathematische Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 1.416 Mio. € gegenüber 2.282 Mio. € am 31. Dezember 2012.
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012(1) |
|---|---|---|
| Anfangssaldo | 2.282 | 1.615 |
| Versicherungsmathematische (Gewinne)/Verluste, die während des Geschäftsjahres generiert wurden | (866) | 667 |
| SCHLUSSSALDO | 1.416 | 2.282 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste in der Tabelle oben enthalten Anpassungen von Währungsumrechnungen und versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die für die at Equity bilanzierten assoziierten Unternehmen ausgewiesen sind. Sie stellen versicherungsmathematische Nettoverluste von 52 Mio. € für 2013 und versicherungsmathematische Nettoverluste von 46 Mio. € für 2012 dar. Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile erscheinen, bedeuteten einen versicherungsmathematischen Nettogewinn von 633 Mio. €. für 2013 und einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 656 Mio. € für 2012.
19.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen
Die Tabelle unten zeigt den Betrag des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Posten während der dargestellten Perioden und ihren Abgleich mit den in der Bilanz ausgewiesenen Beträgen.
| 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Pensions- leistungs- verpflichtungen2 |
Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses3 |
Langfristige Leistungs- verpflichtungen4 |
Summe | Pensions- leistungs- verpflichtungen2 |
Sonstige Leistungs- verpflichtungen nach Beendigung des Arbeits- verhältnisses3 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTS- BARWERTS | ||||||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (7.738) | (2.688) | (537) | (10.963) | (6.814) | (2.418) |
| Dienstzeitaufwand | (278) | (45) | (42) | (365) | (267) | (38) |
| Zinsaufwand | (252) | (90) | (16) | (358) | (300) | (97) |
| Gezahlte Beiträge | (15) | - | - | (15) | (15) | - |
| Änderungen | (2) | - | - | (2) | (7) | - |
| Erwerbe/ Veräußerungen von Tochtergesellschaften | 878 | 252 | 21 | 1.151 | (9) | (8) |
| Plankürzungen/ Abgeltungen | 4 | 2 | - | 6 | 4 | 8 |
| Einmaleffekte | (4) | (5) | - | (9) | (4) | (1) |
| Finanzielle versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste | 468 | 67 | (9) | 527 | (760) | (247) |
| Demografische versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste | 44 | 8 | (2) | 51 | (20) | 17 |
| Gezahlte Leistungen | 358 | 100 | 54 | 512 | 387 | 99 |
| Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen) | 157 | 8 | - | 164 | 68 | - |
| Anwart- schaftsbarwert per 31. Dezember A | (6.380) | (2.391) | (531) | (9.302) | (7.738) | (2.688) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | ||||||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | 5.335 | 51 | - | 5.386 | 4.648 | 44 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 185 | 2 | - | 187 | 212 | 1 |
| Finanzielle versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste | 42 | 2 | - | 44 | 354 | 4 |
| Empfangene Beiträge | 332 | 26 | - | 358 | 531 | 23 |
| Erwerbe/ Veräußerungen von Tochtergesellschaften | (449) | (53) | - | (502) | (5) | 3 |
| Abgeltungen | (2) | 1 | - | (1) | (4) | 1 |
| Gezahlte Leistungen | (353) | (24) | - | (377) | (353) | (24) |
| Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen) | (130) | - | - | (130) | (48) | (1) |
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B | 4.959 | 5 | - | 4.964 | 5.335 | 51 |
| FINANZIERUNGS- STATUS A+B | (1.421) | (2.385) | (531) | (4.338) | (2.403) | (2.637) |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (1) | (1) | - | (2) | (3) | (1) |
| NETTOLEISTUNGS- VERPFLICHTUNG | (1.422) | (2.386) | (531) | (4.340) | (2.406) | (2.638) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG VERDIENTEN ANSPRÜCHE | (1.495) | (2.386) | (531) | (4.412) | (2.425) | (2.638) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONS- AUFWENDUNGEN | 72 | - | - | 72 | 18 | - |
| 31. Dez. 20121 | ||
|---|---|---|
| in Millionen Euro | Langfristige Leistungsverpflichtungen4 | Summe |
| --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | ||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (524) | (9.756) |
| Dienstzeitaufwand | (42) | (347) |
| Zinsaufwand | (21) | (418) |
| Gezahlte Beiträge | - | (15) |
| Änderungen | - | (7) |
| Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften | 2 | (16) |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 15 | 26 |
| Einmaleffekte | - | (5) |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (5) | (1.012) |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | - | (4) |
| Gezahlte Leistungen | 48 | 534 |
| Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen) | (11) | 57 |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A | (537) | (10.963) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | ||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | - | 4.691 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | - | 213 |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | - | 359 |
| Empfangene Beiträge | - | 554 |
| Erwerbe/Veräußerungen von Tochtergesellschaften | - | (2) |
| Abgeltungen | - | (4) |
| Gezahlte Leistungen | - | (376) |
| Sonstige (Anpassungen von Umrechnungen) | - | (49) |
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B | - | 5.386 |
| FINANZIERUNGSSTATUS A+B | (537) | (5.577) |
| Obergrenze des Vermögenswerts | - | (4) |
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (537) | (5.581) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG VERDIENTEN ANSPRÜCHE | (537) | (5.600) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | - | 18 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
(2) Pensionen und Ruhestandsprämien
(3) Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses
(4) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen
Änderungen des Konsolidierungskreises betreffen 2013 hauptsächlich den Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement (1.156 Mio. € bei der Leistungsverpflichtung und 502 Mio. € beim Planvermögen).
19.3.3 Änderung bei Erstattungsansprüchen
Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Erstattungsansprüche in Bezug auf das von Contassur verwaltete Planvermögen sahen wie folgt aus:
| ln Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert am 1. Januar | 159 | 128 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 5 | 7 |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 3 | 15 |
| Tatsächlicher Ertrag | 7 | 22 |
| Arbeitgeberbeiträge | 22 | 28 |
| Arbeitnehmerbeiträge | 2 | 2 |
| Gezahlte Leistungen | (22) | (21) |
| BEIZULEGENDER ZEITWERT PER 31. DEZEMBER | 167 | 159 |
19.3.4 Bestandteile des Nettopensionsaufwands
Der für die leistungsorientierten Verpflichtungen der am 31. Dezember 2013 und 2012 beendeten Jahre erfasste Nettopensionsaufwand gliedert sich wie folgt:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 20121 |
|---|---|---|
| Laufender Dienstzeitaufwand | 365 | 347 |
| Nettozinsaufwand | 171 | 205 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste2 | 11 | 5 |
| Planänderungen | 2 | 6 |
| Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen | (5) | (23) |
| Einmaleffekte | 9 | 5 |
| SUMME | 552 | 545 |
| davon im kurzfristigen Betriebsergebnis verbucht | 381 | 340 |
| davon bei den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) verbucht | 171 | 205 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
(2) bei langfristiger Leistungsverpflichtung
19.3.5 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 Investitionsstrategien für diese leistungsorientierten Pläne zielen auf die richtige Balance zwischen Investitionsrentabilität und hinnehmbarem 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, verwaltet es das Investment-Portfolio für fondsgebundene Policen und garantiert eine Rendite auf 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 | Anwartschaftsbarwert | Beizulegender Zeitwert von Planvermögen | Obergrenze des Vermögenswerts | Summe Nettoverpflichtung |
|---|---|---|---|---|
| Pläne mit einer Unterdeckung | (5.419) | 4.422 | (1) | (998) |
| Pläne mit einer Überdeckung | (497) | 542 | (1) | 44 |
| Nicht finanzierte Pläne | (3.386) | - | - | (3.386) |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | (9.302) | 4.964 | (2) | (4.340) |
| Pläne mit einer Unterdeckung | (7.323) | 5.157 | - | (2.166) |
| Pläne mit einer Überdeckung | (220) | 229 | (4) | 4 |
| Nicht finanzierte Pläne | (3.420) | - | - | (3.420) |
| PER 31. DEZEMBER 20121 | (10.963) | 5.386 | (4) | (5.582) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2012 wurden wegen der rückwirkenden Anwendung von IAS 19 in der überarbeiteten Fassung neu berechnet (vgl. Anhang 1.1.1).
Die Allokation von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:
| In % | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Eigenkapitalinvestitionen | 30 | 28 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 19 | 26 |
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 31 | 27 |
| Geldmarktwertpapiere | 11 | 10 |
| Immobilien | 3 | 3 |
| Sonstige Vermögenswerte | 6 | 6 |
| SUMME | 100 | 100 |
Für alle Planvermögenswerte gibt es per 31. Dezember 2013 quotierte Preise auf aktiven Märkten.
Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2013 bei 7%.
In der Gruppe betrug die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen etwa 4,5% bei Gruppenversicherung und 5% bei Pensionsfonds.
Die Allokation von Planvermögen nach geografischem Gebiet der Investition lässt sich wie folgt analysieren:
| In % | Europa | Nordamerika | Lateinamerika | Asien-Ozeanien | Rest der Welt | Summe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Eigenkapitalinvestitionen | 65 | 19 | 3 | 10 | 3 | 100 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 68 | - | 30 | 2 | - | 100 |
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 90 | 5 | 1 | 2 | 2 | 100 |
| Geldmarktwertpapiere | 87 | 4 | 5 | 3 | 1 | 100 |
| Immobilien | 84 | - | 4 | 12 | - | 100 |
| Sonstige Vermögenswerte | 44 | 24 | 12 | 9 | 11 | 100 |
19.3.6 Versicherungsmathematische Annahmen
Versicherungsmathematische Annahmen werden individuell nach Land und Unternehmen in Verbindung mit unabhängigen Aktuaren ermittelt. Nachstehend werden gewichtete Abzinsungssätze für die wichtigsten versicherungsmathematischen Annahmen dargestellt:
| Pensionsleistungsverpflichtungen | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses | Langfristige Leistungsverpflichtungen | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | 4,1% | 3,8% | 3,5% | 3,3% | 3,5% | 3,1% |
| Inflationsrate | 2,2% | 2,3% | 2,0% | 2,0% | 2,0% | 2,0% |
| Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer | 15 Jahre | 14 Jahre | 15 Jahre | 15 Jahre | 16 Jahre | 16 Jahre |
| Summe Leistungsverpflichtungen | ||
|---|---|---|
| 2013 | 2012 | |
| --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | 3,9% | 3,6% |
| Inflationsrate | 2,1% | 2,1% |
| Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer | 15 Jahre | 15 Jahre |
19.3.6.1 Abzinsungssatz und Inflationsrate
Der angesetzte Abzinsungssatz wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag erstklassiger Unternehmensanleihen mit Fälligkeiten ermittelt, die die Beendigung des Plans widerspiegeln.
Die Sätze wurden für jedes Währungsgebiet (Euro, Vereinigte Staaten und Vereinigtes Königreich) ausgehend von Angaben zu Erträgen von mit AA bewerteten Unternehmensanleihen festgelegt (Bloomberg und iBoxx), die für langfristige Fälligkeiten auf der Grundlage der Erträge von Staatsanleihen extrapoliert wurden.
Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 1% zu einer Änderung von etwa 14% beim Anwartschaftsbarwert führen.
Für jedes Gebiet wurde die Inflationsrate ermittelt. Eine Erhöhung oder Senkung der Inflationsrate um 1% würde zu einer Änderung von etwa 12% beim Anwartschaftsbarwert führen.
19.3.6.2 Sonstige Annahmen
Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 3% 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 | 3 | (2) |
| Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen | 41 | (31) |
19.3.7 Für die leistungsorientierten Pensionspläne 2014 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge
Die Gruppe geht davon aus, dass sie 2014 etwa 204 Mio. € an Beiträgen in die leistungsorientierten Pensionspläne, einschließlich 104 Mio. € für Unternehmen des EGI-Sektors, einzahlt. 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 jede Gesellschaft, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.
19.4 Beitragsorientierte Pensionspläne
2013 verbuchte die Gruppe eine Aufwendung in Höhe von 123 Mio. € für Beträge, die in die beitragsorientierten Pensionspläne der Gruppe eingezahlt wurden (2012: 153 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.
ANHANG 20 EXPLORATIONS- UND FÖRDERAKTIVITÄTEN
20.1 Vermögenswerte für Exploration und Förderung
Vermögenswerte für Exploration und Förderung untergliedern sich 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 | Lizenzen | Vermögenswerte in der Erschließungsphase | Vermögenswerte in der Produktionsphase | Summe |
|---|---|---|---|---|
| A. BRUTTOBETRAG | ||||
| Per 31. Dezember 2011 | 1.149 | 658 | 7.345 | 9.151 |
| Erwerbe | 3 | 564 | 137 | 705 |
| Veräußerungen | - | - | (62) | (62) |
| Umrechnungsanpassungen | (8) | 21 | 185 | 198 |
| Sonstige | (79) | (117) | 239 | 43 |
| Per 31. Dezember 2012 | 1.066 | 1.125 | 7.845 | 10.036 |
| Änderung des Konsolidierungskreises | (19) | - | - | (19) |
| Erwerbe | 38 | 596 | 234 | 868 |
| Veräußerungen | - | - | - | - |
| Umrechnungsanpassungen | (33) | (95) | (454) | (581) |
| Sonstige | (9) | (183) | 224 | 32 |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | 1.043 | 1.443 | 7.849 | 10.336 |
| B. KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNGSAUFWAND | ||||
| Per 31. Dezember 2011 | (382) | (3) | (2.522) | (2.907) |
| Veräußerungen | - | - | 58 | 58 |
| Kumulierte Amortisation und Wertminderungsaufwand | (43) | - | (1.008) | (1.051) |
| Umrechnungsanpassungen | 2 | 1 | (47) | (44) |
| Sonstige | 44 | (37) | (11) | (5) |
| Per 31. Dezember 2012 | (379) | (40) | (3.530) | (3.950) |
| Änderung des Konsolidierungskreises | 19 | - | - | 19 |
| Veräußerungen | - | - | - | - |
| Kumulierte Amortisation und Wertminderungsaufwand | (15) | - | (687) | (702) |
| Umrechnungsanpassungen | 9 | 1 | 171 | 182 |
| Sonstige | 5 | 3 | (7) | - |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | (361) | (35) | (4.054) | (4.451) |
| C. BUCHWERT | ||||
| Per 31. Dezember 2012 | 686 | 1.085 | 4.315 | 6.086 |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | 682 | 1.408 | 3.795 | 5.885 |
Erwerbe umfassen 2013 hauptsächlich die Erschließung des Ölfelds Cygnus (166 Mio. €) im Vereinigten Königreich und des Ölfelds Gudrun (167 Mio. €) in Norwegen.
Erwerbe 2012 beinhalteten hauptsächlich Erschließungen im Feld Gudrun (169 Mio. €) in Norwegen im Laufe des Jahres.
20.2 Aktivierte Explorationsaufwendungen
Die folgende Tabelle zeigt eine Aufgliederung der Nettoänderung bei den aktivierten Explorationsaufwendungen:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Per 1. Januar | 609 | 400 |
| Aktivierte Explorationsaufwendungen für das Jahr | 194 | 331 |
| Beträge, die für die Periode in den Aufwendungen angesetzt wurden | (142) | (64) |
| Sonstige | (62) | (58) |
| PER 31. DEZEMBER | 599 | 609 |
Die aktivierten Explorationsaufwendungen sind in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen.
20.3 Investitionen in der Periode
Investitionen in das Explorations- und Fördergeschäft beliefen sich auf 954 Mio. € und 700 Mio. € für 2013 bzw. 2012. Investitionen sind im "Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" in der Kapitalflussrechnung enthalten.
ANHANG 21 FINANZIERUNGSLEASING
21.1 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasingnehmer
Die Buchwerte von Sachanlagen, die aus Finanzierungsleasings gehalten werden, fallen in verschiedene Kategorien, je nach Art des jeweiligen Vermögenswerts.
Die wichtigsten Finanzierungsleasings der Gruppe betreffen primär Kraftwerke von GDF SUEZ Energy International (größtenteils Enersur - Peru) und die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von Cofely.
Die Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:
| Künftige Mindestleasing-Zahlungen per 31. Dez. 2013 | Künftige Mindestleasing-Zahlungen per 31. Dez. 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Undiskontierter Wert | Barwert | Undiskontierter Wert | Barwert |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Jahr 1 | 110 | 107 | 499 | 473 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 340 | 315 | 620 | 565 |
| über Jahr 5 hinaus | 112 | 81 | 423 | 322 |
| SUMME KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN | 562 | 504 | 1.542 | 1.360 |
Die gesunkene Summe der künftigen Mindestleasing-Zahlungen per 31. Dezember 2013 (Barwert in der Bilanz) hängt hauptsächlich mit dem Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement (-420 Mio. €, zumeist bei Verbrennungsanlagen in Norwegen) und mit der Veräußerung des Kraftwerks Red Hills (-243 Mio. €) zusammen (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Die folgende Tabelle zeigt eine Abstimmung von Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings wie in der Bilanz aufgeführt (vgl. Anhang 15.2.1 "Fremdkapital und Schuld") mit nicht abgezinsten künftigen Mindestleasingzahlungen nach Fälligkeit:
| in Millionen Euro | Summe | Jahr 1 | Jahr 2 bis 5 inkl. | über Jahr 5 hinaus |
|---|---|---|---|---|
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 504 | 105 | 291 | 108 |
| Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen von Hauptforderung und Zinsen | 59 | 5 | 49 | 4 |
| UNDISKONTIERTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN | 562 | 110 | 340 | 112 |
21.2 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasinggeber
Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der IFRIC-4-Anleitung zur Auslegung von IAS 17. Sie betreffen (i) Energiekauf- und -verkaufsverträge, bei denen der Vertrag ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts überträgt, und (ii) bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit von der Gruppe gehaltenen Vermögenswerten.
Die Gruppe hat Forderungen aus Finanzierungsleasings zumeist für Saudi Aramco (Tihama - Saudi-Arabien), Wapda (Uch - Pakistan), Bowin (Glow - Thailand), Solvay (Electrabel - Belgien) und Lanxess (Electrabel - Belgien) erfasst.
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Undiskontierte künftige Mindestleasingzahlungen | 1.565 | 2.399 |
| Nicht garantierter Restwert, der zugunsten des Leasinggebers anfällt | 29 | 29 |
| SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS | 1.594 | 2.428 |
| Nicht realisierter Finanzertrag | 395 | 798 |
| NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ) | 1.199 | 1.630 |
| davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen | 1.179 | 1.608 |
| davon Barwert des nicht garantierten Restwerts | 20 | 22 |
Die gesunkenen Nettoinvestitionen per 31. Dezember 2013 (Wert in der Bilanz) hängen im Wesentlichen mit der Veräußerung von 50% der Beteiligung der Gruppe am Portfolio von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Portugal zusammen (347 Mio. €) (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Die Beträge, die in der Bilanz in Verbindung mit Finanzierungsleasingverhältnissen ausgewiesen sind, werden in Anhang 15.1.2 "Kredite 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. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 165 | 183 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 536 | 619 |
| über Jahr 5 hinaus | 864 | 1.597 |
| SUMME | 1.565 | 2.399 |
ANHANG 22 OPERATING-LEASING
22.1 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasingnehmer
Die Gruppe 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 2013 und 2012 wie folgt analysieren:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | (1.104) | (1.107) |
| Bedingte Leasingzahlungen | (25) | (60) |
| Ertrag aus Untervermietung | 84 | 95 |
| Aufwendungen aus Untervermietung | (55) | (77) |
| Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasingverhältnissen | (248) | (320) |
| SUMME | (1.348) | (1.468) |
Der Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur wirkte sich mit 164 Mio. € auf Erlöse und Aufwendungen aus Operating-Leasingverhältnissen aus.
Künftige Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen lassen sich wie folgt analysieren:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 617 | 886 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 1.478 | 1.923 |
| über Jahr 5 hinaus | 1.647 | 1.868 |
| SUMME | 3.742 | 4.678 |
Die gesunkene Summe der künftigen Mindestleasing-Zahlungen per 31. Dezember 2013 von 900 Mio. € hängt hauptsächlich mit dem Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement zusammen (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
22.2 Operating-Leasing-Verhältnisse mit GDF SUEZ als Leasinggeber
Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der IFRIC-4-Anleitung zur Auslegung von IAS 17. Sie betreffen vor allem von GDF SUEZ Energy International betriebene Kraftwerke.
Erlöse aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2013 und 2012 wie folgt analysieren:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | 671 | 842 |
| Bedingte Leasingzahlungen | 89 | 111 |
| SUMME | 760 | 953 |
Erlöse aus Leasingverhältnissen sind im Ertrag erfasst.
Künftige Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasingverhältnissen zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 510 | 895 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 1.529 | 3.056 |
| über Jahr 5 hinaus | 20 | 1.647 |
| SUMME | 2.059 | 5.598 |
ANHANG 23 DIENSTLEISTUNGSKONZESSIONSVEREINBARUNGEN
SIC 29 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen: Angaben -wurde im Mai 2001 veröffentlicht und schreibt die Informationen vor, die im Anhang zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers enthalten sein müssen.
IFRIC 12 wurde im November 2006 veröffentlicht und schreibt die Bilanzierung von Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen vor, die bestimmte Kriterien erfüllen, nach denen der Konzessionsgeber als der die entsprechende Infrastruktureinrichtung Beherrschende angesehen wird (vgl. Anhang 1.4.7 "Konzessionsvereinbarungen").
Allen Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen gemeinsam ist, dass der Nehmer sowohl ein Recht erhält als auch einer Verpflichtung unterliegt, öffentliche Dienstleistungen zu erbringen.
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. Als Gegenleistung für diese Verpflichtungen ist GDF SUEZ berechtigt, entweder der lokalen Behörde, die die Konzession gewährt, oder den Nutzern für die geleisteten Dienste eine Rechnung zu stellen. Dieses Recht zur Rechnungsstellung verursacht:
| ― | einen immateriellen Vermögenswert; |
| ― | einen finanziellen Vermögenswert, je nach Bilanzierungsmodell für Verträge nach IFRIC 12 (vgl. Anhang 1.4.7 "Konzessionsvereinbarungen"); |
| ― | oder einen materiellen Vermögenswert. |
Das Modell des materiellen Vermögenswertes wird beispielsweise für die Konzessionen zur Erdgasverteilung in Frankreich genutzt, die unter das Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 fallen.
Die Gruppe wickelt Konzessionsvereinbarungen gemäß Definition in SIC 29 über die Verteilung von Gas, Strom und Wärme ab. Die Laufzeiten der Konzessionsvereinbarungen bewegen sich zwischen 10 und 30 Jahre. Das hängt hauptsächlich von den Investitionsausgaben ab, die der Konzessionsnehmer aufbringen muss.
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.
Bei der Verteilung von Erdgas in Frankreich wendet die Gruppe die ATRD-Tarife an, die nach Konsultation der französischen Regulierungsbehörde für Energie (CRE) in einem Ministerialdekret festgesetzt werden. Der Tarif wird allgemein ausgehend vom Kapitalaufwand ermittelt, der sich zusammensetzt aus (i) Abschreibungsaufwand und (ii) der Höhe der Betriebsvermögensrentabilität. Berechnet werden diese beiden Bestandteile im Verhältnis zur Evaluierung von Vermögenswerten, die die Gruppe betreibt, bekannt als regulatorische Kapitalbasis (RAB), wobei die von der CRE festgelegten Nutzungsdauern und die Betriebsvermögensrentabilität benutzt werden. Die regulatorische Kapitalbasis umfasst vor allem Pipelines und Anschlussleitungen, die über einen Zeitraum von 45 Jahren abgeschrieben werden.
ANHANG 24 ANTEILSBASIERTE VERGÜTUNGEN
Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen lassen sich wie folgt gliedern:
| Aufwand für das Jahr | |||
|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Anhang | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- |
| Aktienoptionsprogramme | 24,1 | 9 | 25 |
| Ausgaben von Mitarbeiteraktien | 24,2 | - | - |
| Wertsteigerungsrechte1 | 24,2 | 1 | 2 |
| Bonus-/Performance-Aktienpläne | 24,3 | 83 | 84 |
| Sonstige Pläne der Gruppe | - | 3 | |
| SUMME | 93 | 114 |
(1) wurden in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt
24.1 Aktienoptionspläne
Der Verwaltungsrat der Gruppe genehmigte weder für 2013 noch für 2012 neue GDF SUEZ-Aktienoptionen.
Die Laufzeiten und Bedingungen der Pläne, die vor 2012 aufgelegt wurden, sind in früheren Referenzdokumenten beschrieben, die SUEZ und später GDF SUEZ erarbeitet hat.
24.1.1 Einzelheiten geltender Aktienoptionspläne
| Plan | Tag der Genehmigung durch die Jahreshauptversammlung | Ende der Wartefrist | Angepasster Ausübungspreis (in Euro) | Anzahl der Begünstigten je Plan | Zahl der Optionen, die dem Geschäftsführenden Vorstand gewährt wurden | Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 09.12.2005 | 27.04.2004 | 09.12.2009 | 22,8 | 2.251 | 1.352.000 | 5.664.034 |
| 17.01.20071 | 27.04.2004 | 17.01.2011 | 36,6 | 2.173 | 1.218.000 | 5.704.906 |
| 14.11.20071 | 04.05.2007 | 14.11.2011 | 41,8 | 2.107 | 804.000 | 4.434.260 |
| 12.11.20081 | 16.07.2008 | 12.11.2012 | 32,7 | 3.753 | 2.615.000 | 6.119.554 |
| 10.11.20091 | 04.05.2009 | 10.11.2013 | 29,4 | 4.036 | - | 5.007.175 |
| SUMME | 5.989.000 | 26.929.929 | ||||
| davon: | ||||||
| Aktienoptionskaufpläne | 11.126.729 | |||||
| Aktienzeichnungspläne | 15.803.200 |
| Plan | Optionen, ausgeübt | Annullierte oder verfallene Optionen | Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2013 | Fälligkeit | Restlaufzeit |
|---|---|---|---|---|---|
| 09.12.2005 | - | 5.664.034 | - | 08.12.2013 | - |
| 17.01.20071 | - | 32.873 | 5.672.033 | 16.01.2015 | 1,0 |
| 14.11.20071 | - | 22.588 | 4.411.672 | 13.11.2015 | 1,9 |
| 12.11.20081 | - | 43.920 | 6.075.634 | 11.11.2016 | 2,9 |
| 10.11.20091 | - | 46.830 | 4.960.345 | 09.11.2017 | 3,9 |
| SUMME | - | 5.810.245 | 21.119.684 | ||
| davon: | |||||
| Aktienoptionskaufpläne | - | 90.750 | 11.035.979 | ||
| Aktienzeichnungspläne | - | 5.719.495 | 10.083.705 |
(1) per 31. Dezember 2013 ausübbare Pläne
Der Jahresdurchschnittspreis für GDF SUEZ-Aktien lag 2013 bei 16,37 €. 24.1.2 Anzahl der GDF SUEZ-Aktienoptionen
| Anzahl der Optionen | Durchschnittlicher Ausübungspreis (in Euro) |
|
|---|---|---|
| Saldo per 31. Dezember 2012 | 26.929.929 | 32,3 |
| Optionen, annulliert | (5.810.245) | 23,1 |
| Saldo per 31. Dezember 2013 | 21.119.684 | 34,9 |
24.1.3 Auswirkung auf die Bilanzierung
Nimmt man eine Personalfluktuation von 5% an, beträgt der verbuchte Aufwand in der Periode für die Aktienoptionspläne der Gruppe:
| Aufwand für die Periode (in Millionen Euro) | ||||
|---|---|---|---|---|
| Bewilligungstag | Emittent | Beizulegender Zeitwert je Einheit1 (in Euro) |
31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 12.11.2008 | GDF SUEZ | 9,3 | - | 13 |
| 10.11.2009 | GDF SUEZ | 6,0 | 6 | 8 |
| 2009-2010 | SUEZ Environnement Company | 3 | 5 | |
| SUMME | 9 | 25 |
(1) Gewichteter durchschnittlicher Wert von Plänen, gegebenenfalls mit oder ohne Leistungsbedingungen.
24.1.4 Pläne für Share Appreciation Rights
Die Zuteilung von Share Appreciation Rights (SARs - Wertsteigerungsrechte) für US-Beschäftigte 2008 und 2009 (als Ersatz für Aktienoptionen) hat keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss.
24.2 Ausgaben von Mitarbeiteraktien
2013 emittierte GDF SUEZ keine neuen Aktien für Mitarbeiter. Die einzigen Auswirkungen von Emissionen von Mitarbeiteraktien auf den Ertrag 2013 beziehen sich auf SARs (einschließlich durch Optionsscheine gedeckte Aktien), doch ohne dass dies eine wesentliche Rückwirkung auf den Jahresabschluss hätte.
24.3 Bonusaktien und Performance Shares
24.3.1 Neuzuteilungen 2013
Performance-Share-Plan von GDF SUEZ vom 11. Dezember 2013
Am 11. Dezember 2013 genehmigte der Verwaltungsrat die Zuteilung von 2,8 Millionen Performance Shares für die Konzernführung und das Senior-Management in zwei Tranchen:
| ― | Performance Shares, deren Wartefrist am 14. März 2017 endet und die weitere zwei Jahre nicht übertragbar sind; und |
| ― | Performance Shares, deren Wartefrist am 14. März 2018 endet ohne eine Zeit der Nichtübertragbarkeit. |
Jede Tranche besteht aus verschiedenen Instrumenten mit unterschiedlichen Bedingungen:
| ― | Instrumente mit nur einer Bedingung: Performance Shares, die marktorientierten Leistungsbedingungen unterliegen, bezogen auf die Gesamtaktienrendite von GDF SUEZ im Vergleich zu der des Eurostoxx-Utilities-Index für die Eurozone für die Zeit von November 2013 bis Januar 2017; |
| ― | Instrumente mit zwei Bedingungen: Performance Shares, die marktorientierten Leistungsbedingungen unterliegen, wie oben beschrieben, und einer internen Leistungsbedingung, die sich auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss der Gruppe 2015 und 2016 bezieht. |
24.3.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen
Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert neuer, 2013 bewilligter Pläne zu berechnen:
| Zuteilungsdatum | Ende der Wartefrist | Ende der Lock-up-Periode | Preis am Tag der Zuerkennung | Erwartete Dividende | Finanzierungsaufwendungen für den Mitarbeiter | Kosten der Nichtübertragbarkeit |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 27. Februar 2014 | 14. März 2015 | 14. März 2017 | 14,40 € | 1,50 € | 8,0% | 1,50 € |
| 27. Februar 2013 | 14. März 2016 | 14. März 2018 | 14,40 € | 1,50 € | 8,0% | 1,20 € |
| 27. Februar 2013 | 14. März 2017 | 14. März 2017 | 14,40 € | 1,50 € | 8,0% | - |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 27. Februar 2013 | ||||||
| 11. Dezember 2013 | 14. März 2017 | 14. März 2019 | 16,50 € | 1,50 € | 7,9% | 0,80 € |
| 11. Dezember 2013 | 14. März 2017 | 14. März 2019 | 16,50 € | 1,50 € | 7,9% | 1,10 € |
| 11. Dezember 2013 | 14. März 2018 | 14. März 2018 | 16,50 € | 1,50 € | 7,9% | - |
| 11. Dezember 2013 | 14. März 2018 | 14. März 2018 | 16,50 € | 1,50 € | 7,9% | - |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 11. Dezember 2013 |
| Zuteilungsdatum | Marktorientierte Leistungsbedingung | Beizulegender Zeitwert je Einheit |
|---|---|---|
| 27. Februar 2014 | nein | 9,90 € |
| 27. Februar 2013 | nein | 8,70 € |
| 27. Februar 2013 | nein | 8,50 € |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 27. Februar 2013 | 9,20 € | |
| 11. Dezember 2013 | ja(1) | 6,50 € |
| 11. Dezember 2013 | ja(2) | 8,60 € |
| 11. Dezember 2013 | ja(1) | 6,50 € |
| 11. Dezember 2013 | ja(2) | 8,60 € |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 11. Dezember 2013 | 7,60 € |
(1) einfache Leistungsbedingung
(2) zweifache Leistungsbedingung
24.3.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne
Zusätzlich zu der Bedingung des fortbestehenden Beschäftigungsverhältnisses in der Gruppe unterliegt die Einbeziehung in bestimmte Bonusaktien- und Performance-Share-Pläne einer internen Leistungsbedingung. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern zugeteilten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne ausgewiesen wird.
Leistungsbedingungen werden zu jedem Abschlussstichtag überprüft. Verringerungen von Aktienvolumen, die 2013 wegen nicht erfüllter Performance-Kriterien berichtigt wurden, waren nicht wesentlich.
24.3.4 Pläne für kostenfreie Aktien mit oder ohne Leistungsbedingungen, die am 31. Dezember 2013 in Kraft waren, und Auswirkung auf die Gewinn- und Verlustrechnung
Der für die Periode verbuchte Aufwand für laufende Pläne sah wie folgt aus:
| Aufwand für die Periode (in Millionen Euro) | ||||
|---|---|---|---|---|
| Bewilligungstag | Bewilligte Menge1 | Beizulegender Zeitwert je Einheit2 (in Euro) | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Aktienpläne der GDF SUEZ | ||||
| Bonusaktienpläne | ||||
| Spring-Plan August 2007 | 193.686 | 32,1 | - | 1 |
| SUEZ-Plan Juni 2008 | 2.372.941 | 39,0 | - | 3 |
| GDF-SUEZ-Plan Juli 2009 | 3.297.014 | 19,7 | 2 | 5 |
| Link-Plan August 2010 | 207.947 | 19,4 | 1 | 1 |
| GDF-SUEZ-Plan Juni 2011 | 4.173.448 | 20,0 | 18 | 31 |
| GDF-SUEZ-Plan Oktober 2012 | 6.106.463 | 11,7 | 18 | 3 |
| Performance-Share-Pläne | ||||
| GDF-SUEZ-Plan November 2008 | 1.812.548 | 28,5 | - | 1 |
| GDF-SUEZ-Plan November 2009 | 1.693.840 | 24,8 | 2 | 4 |
| EXCOM-Plan Januar 2010 | 348.660 | 18,5 | - | 1 |
| GDF SUEZ-Trading-Plan März 2010 | 51.112 | 21,5 | - | - |
| GDF-SUEZ-Plan Januar 2011 | 3.426.186 | 18,1 | 18 | 18 |
| GDF SUEZ-Trading-Plan März 2011 | 57.337 | 23,3 | - | 1 |
| GDF-SUEZ-Plan Dezember 2011 | 2.996.920 | 11,3 | 10 | 10 |
| GDF-SUEZ-Trading-Plan Februar 2012 | 70.778 | 15,1 | - | - |
| GDF-SUEZ-Plan Dezember 2012 | 3.556.095 | 8,1 | 8 | 1 |
| GDF-SUEZ-Trading-Plan Februar 2013 | 94.764 | 9,2 | - | - |
| GDF-SUEZ-Plan Dezember 2013 | 2.801.690 | 7,6 | - | - |
| Aktienpläne der Suez Environnement Company | 6 | 7 | ||
| 83 | 84 |
(1) Bewilligte Menge nach potenziellen Anpassungen im Zusammenhang mit der Fusion mit Gaz de France 2008
(2) Gegebenenfalls gewichteter Durchschnittswert
ANHANG 25 GESCHÄFTE ZWISCHEN NAHE STEHENDEN UNTERNEHMEN UND PERSONEN
Dieser Anhang beschreibt wesentliche Geschäfte zwischen der Gruppe und nahe stehenden Unternehmen und Personen.
Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 26 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.
Die wichtigsten Tochtergesellschaften der Gruppe (vollkonsolidierte Unternehmen) sind in Anhang 30 "Liste der wichtigsten konsolidierten Unternehmen per 31. Dezember 2013" aufgeführt. Die wichtigsten assoziierten Unternehmen und Joint Ventures sind in Anhang 13 "Investitionen in assoziierte Unternehmen" bzw. Anhang 14 "Investitionen in Joint Ventures" aufgeführt. Im Folgenden werden nur wesentliche Transaktionen beschrieben.
25.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die sich ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats befinden
25.1.1 Beziehungen zum französischen Staat
Infolge der Fusion von Gaz de France und SUEZ am 22. Juli 2008 ist der französische Staat Eigentümer von 36,7% von GDF SUEZ und ernennt vier Vertreter im aus 18 Mitgliedern bestehenden Verwaltungsrat der Gruppe.
Der französische Staat hält eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und die Kontinuität und die Sicherheit 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 der Gruppe festlegt sowie die Bedingungen für die Tarifregulierung in Frankreich:
| ― | als Teil ihrer Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung verstärkt die Gruppe ihr Engagement für den Schutz von Gütern und Personen, für Solidarität und Unterstützung von Kunden mit geringem Einkommen, für nachhaltige Entwicklung und Forschung; |
| ― | zu den Bedingungen für die Tarifregulierung 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 GRTgaz und des Gasversorgungsnetzes in Frankreich sowie alle Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals. Die Gebühren werden per Ministerialdekret festgelegt.
25.1.2 Beziehungen zu EDF
Nach der Schaffung des französischen Netzwerkbetreibers für die Verteilung von Gas und Strom am 1. Juli 2004 (EDF Gaz de France Distribution) haben Gaz de France 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.
25.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières)
Die Beziehungen der Gruppe zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte der Gruppe verwaltet, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées - ENN), sind in Anhang 19 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.
25.3 Geschäfte mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen
25.3.1 Joint Ventures
| in Millionen Euro | Käufe von Gütern und Dienstleistungen | Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen | Nettofinanzertrag (ohne Dividenden) | Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Eco Electrica | - | 48 | - | 1 | - | - |
| Tirreno Power | 118 | 99 | - | 9 | - | 12 |
| Aktivität der Energieerzeugung in Portugal | - | - | - | - | 32 | - |
| WSW Energie und Wasser | 3 | 30 | - | 6 | - | 16 |
| Energia Sustentavel Do Brasil | - | - | - | - | 55 | - |
| Energieversorgung Gera GmbH | 12 | 21 | - | 2 | - | 1 |
| Zandvliet Power | 17 | 3 | 1 | 1 | - | - |
| Sonstige | 86 | 57 | 5 | 43 | 63 | 27 |
| SUMME | 236 | 258 | 6 | 62 | 150 | 56 |
| in Millionen Euro | Fremdkapital und Schulden | Gegebene Zusicherungen und Garantien |
|---|---|---|
| Eco Electrica | - | - |
| Tirreno Power | - | - |
| Aktivität der Energieerzeugung in Portugal | - | - |
| WSW Energie und Wasser | - | 4 |
| Energia Sustentavel Do Brasil | - | 1.894 |
| Energieversorgung Gera GmbH | - | 27 |
| Zandvliet Power | 3 | - |
| Sonstige | 12 | 135 |
| SUMME | 15 | 2.060 |
Mit Ausnahme der Spalte "Gegebene Zusicherungen und Garantien", die außerbilanzielle Angaben enthält, zeigen die obigen Angaben die Auswirkung von Geschäften mit Gemeinschaftsunternehmen auf unseren Abschluss per 31. Dezember 2013; das heißt, sie entsprechen der Auswirkung dieser Geschäfte nach Eliminierung interner Transaktionen.
Alle nachfolgend angegebenen Daten sind auch auf Beteiligungsbasis nach Eliminierung der internen Transaktionen dargestellt.
Eco Electrica (Puerto Rico)
Der Erdgasabsatz an Eco Electrica betrug 2013 48 Mio. €.
Tirreno Power (Italien)
GDF SUEZ ist mit 50% an Tirreno Power beteiligt. Die Gruppe beherrscht 50% des Unternehmens.
Die Stromein- und -verkäufe zwischen der Gruppe und Tirreno Power beliefen sich 2013 auf 118 Mio. € bzw. 99 Mio. €.
Stromerzeugungsgeschäfte in Portugal
Zeitnah zur Veräußerung von 50% des Portfolios der Gruppe aus Vermögenswerten der Stromerzeugung in Portugal beliefen sich die von der Gruppe gewährten Darlehen an die Windenergieaktivität dieses Portfolios auf 32 Mio. € (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
WSW Energie und Wasser (Deutschland)
Die Stromverkäufe zwischen der Gruppe und WSW Energie und Wasser beliefen sich 2013 auf 30 Mio. €.
Energia Sustentavel Do Brasil (Brasilien)
GDF SUEZ ist mit 60% an Energia Sustentavel Do Brasil beteiligt. Dieses Konsortium wurde 2008 gegründet, um das 3.750 MW-Wasserkraftwerk Jirau zu errichten, zu besitzen und zu betreiben.
Per 31. Dezember 2013 wurden die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten von Energia Sustentavel do Brasil als "zur Veräußerung gehalten" klassifiziert (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Per 31. Dezember 2012 beliefen sich die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentavel do Brasil gewährte, auf 3,2 Mrd. €. Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium.
Energieversorgung Gera GmbH (Deutschland)
GDF SUEZ ist mit 49,9% an der Energieversorgung Gera GmbH beteiligt. Die Gruppe beherrscht 49,9% des Unternehmens.
Gasverkäufe und -käufe zwischen der Gruppe und Energieversorgung Gera GmbH beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 21 Mio. € bzw. 12 Mio. €.
Zandvliet Power (Belgien)
GDF SUEZ ist mit 50% an Zandvliet Power beteiligt. Die Gruppe beherrscht 50% des Unternehmens.
Die Stromkäufe zwischen der Gruppe und Zandvliet Power betrugen per 31. Dezember 2013 17 Mio. €.
25.3.2 Assoziierte Unternehmen
| in Millionen Euro | Käufe von Gütern und Dienstleistungen | Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen | Nettofinanzertrag (ohne Dividenden) | Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Suez Environnement | - | 8 | - | 47 | - | 24 |
| Unternehmen im Kommunalverbund | 913 | 101 | - | - | - | 7 |
| Contassur | - | - | - | 167 | - | - |
| Projektmanagement- unternehmen der Unternehmenssparte im Nahen Osten | 240 | 6 | 140 | |||
| Paiton | - | - | - | - | 291 | - |
| Gaz de Strasbourg | - | 82 | - | - | 14 | - |
| Sonstige | 39 | 3 | - | 1 | 25 | 2 |
| SUMME | 952 | 434 | 221 | 470 | 33 |
| in Millionen Euro | Fremdkapital und Schulden | Gegebene Zusicherungen und Garantien |
|---|---|---|
| Suez Environnement | 13 | 11 |
| Unternehmen im Kommunalverbund | - | 339 |
| Contassur | - | - |
| Projektmanagementunternehmen der Unternehmenssparte im Nahen Osten | 580 | |
| Paiton | - | - |
| Gaz de Strasbourg | - | - |
| Sonstige | - | 187 |
| SUMME | 13 | 1.117 |
SUEZ Environnement
Eine Konsequenz aus der Beendigung der Aktionärsvereinbarung von SUEZ Environnement ist, dass der von der Gruppe gehaltene Anteil ab 22. Juli 2013 in ihrem Konzernabschluss nach der Equity-Methode bilanziert wird.
Die Energieverkäufe zwischen der Gruppe und SUEZ Environnement betrugen per 31. Dezember 2013 8 Mio. €. Darlehensforderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 47 Mio. € bzw. 24 Mio. €.
Unternehmen im Kommunalverbund (Belgien)
Die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in Brüssel, Flandern und der Wallonie verwalten das Strom- und Gasversorgungsnetz in Belgien.
Nach verschiedenen Transaktionen und Ereignissen 2011 und 2012 hatte die Gruppe keinen maßgeblichen Einfluss mehr auf (i) die flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund seit 30. Juni 2011 und (ii) das Unternehmen im Kommunalverbund in Brüssel seit 31. Dezember 2012. Die Tabelle oben führt die Transaktionen mit den Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie auf.
Die Übertragungskosten, die bei Electrabel Customer Solutions (ECS) im Zusammenhang mit den Gas- und Stromverteilungsnetzen der Unternehmen im Kommunalverbund angefallen sind, beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 865 Mio. € (per 31. Dezember 2012 830 Mio. €). Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen zwischen der Gruppe und den gemischten Unternehmen im Kommunalverbund sind per 31. Dezember 2013 nicht wesentlich.
Electrabel bürgt für Kredite über 339 Mio. €, die die gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie aufgrund von Kapitalherabsetzungen zur Finanzierung aufgenommen haben.
Contassur (Belgien)
Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Sie ist zu 15% im Besitz der Gruppe.
Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten der Gruppe und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom- und Gassektors in Belgien tätig sind.
Versicherungsverträge, die durch Contassur geschlossen wurden, stellen Erstattungsansprüche dar, die in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen sind. Diese Erstattungsansprüche beliefen sich per 31. Dezember 2013 auf 167 Mio. € (per 31. Dezember 2012 waren es 159 Mio. €.).
Projektmanagementunternehmen, die die Unternehmenssparte GDF SUEZ Energy International im Nahen Osten gegründet hat
Die Projektmanagementunternehmen im Nahen Osten besitzen und betreiben Stromerzeugungs- und Meerwasserentsalzungsanlagen.
Der Absatz der Gruppe bei diesen Unternehmen belief sich per 31. Dezember 2013 auf 240 Mio. € (277 Mio. € per 31. Dezember 2012) und betraf den Verkauf von Strom und Gas und das Erbringen von Dienstleistungen.
Die Kredite, die die Gruppe den Projektmanagementunternehmen im Nahen Osten gewährt hatte, betrugen per 31. Dezember 2013 140 Mio. € (54 Mio. € per 31. Dezember 2012).
Die Bürgschaften, die die Gruppe diesen Unternehmen gewährt hatte, betrugen per 31. Dezember 2013 580 Mio. € (617 Mio. € per 31. Dezember 2012).
Paiton (Indonesien)
Die Gruppe ist mit 40,5% an Paiton beteiligt. Die Kredite, die die Gruppe Paiton gewährt hatte, betrugen per 31. Dezember 2013 291 Mio. € (268 Mio. € per 31. Dezember 2012).
Gaz de Strasbourg (Frankreich)
Die Gruppe ist mit 24,9% an Gaz de Strasbourg beteiligt.
Der Gasabsatz an Gaz de Strasbourg betrug per 31. Dezember 2013 82 Mio. € (130 Mio. € per 31. Dezember 2012).
ANHANG 26 VERGÜTUNG VON FÜHRUNGSKRÄFTEN
Die Führungskräfte der Gruppe in Schlüsselpositionen sind die Mitglieder des geschäftsführenden Vorstands und des Verwaltungsrats.
2013 hatte der geschäftsführende Vorstand 19 Mitglieder, 2012 waren es 27.
Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | 30 | 37 |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 4 | 6 |
| Anteilsbasierte Vergütungen | 5 | 10 |
| Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 7 | 5 |
| SUMME | 46 | 58 |
ANHANG 27 WORKING-CAPITAL-BEDARF, SONSTIGE VERMÖGENSWERTE UND SONSTIGE VERBINDLICHKEITEN
27.1 Abstimmung des Working-Capital-Bedarfs laut Kapitalflussrechnung und bestimmter Posten der Bilanz
| Sonstige Auswirkungen auf die Kapitalflussrechnung, enthalten in | Sonstige nicht zahlungswirksame Bewegungen in der Kapitalflussrechnung | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2012 | Änderung des Working-Capital-Bedarfs - Kapitalflussrechnung | Gezahlten Steuern | Investitionstätigkeit | Finanzierungstätigkeit | Beizulegender Zeitwert |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Posten, die in den langfristigen Vermögenswerten enthalten sind | (7.610) | 198 | - | - | 296 | 50 |
| Posten, die in den kurzfristigen Vermögenswerten enthalten sind | (45.378) | (776) | 174 | (112) | (70) | 180 |
| Posten, die in den langfristigen Verbindlichkeiten enthalten sind | 5.157 | (192) | - | (3) | 38 | (425) |
| Posten, die in den kurzfristigen Verbindlichkeiten enthalten sind | 40.394 | 584 | (320) | (308) | 85 | 329 |
| SUMME | (7.438) | (186) | (146) | (424) | 349 | 134 |
| Sonstige nicht zahlungswirksame Bewegungen in der Kapitalflussrechnung | |||
|---|---|---|---|
| in Millionen Euro | Umfang | Sonstige | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- |
| Posten, die in den langfristigen Vermögenswerten enthalten sind | 989 | 635 | (5.442) |
| Posten, die in den kurzfristigen Vermögenswerten enthalten sind | 6.019 | 444 | (39.520) |
| Posten, die in den langfristigen Verbindlichkeiten enthalten sind | (790) | (340) | 3.447 |
| Posten, die in den kurzfristigen Verbindlichkeiten enthalten sind | (6.268) | (228) | 34.267 |
| SUMME | (49) | 512 | (7.248) |
Die auf den Working-Capital-Bedarf bezogenen Posten aus den kurz- und langfristigen Vermögenswerten beinhalten Vorräte, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, derivative Instrumente, sonstige Vermögenswerte und Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten.
Die auf den Working-Capital-Bedarf bezogenen Posten aus den kurz- und langfristigen Verbindlichkeiten beinhalten Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, sonstige finanzielle Verbindlichkeiten, sonstige Verbindlichkeiten und derivative Instrumente.
27.2 Vorräte
| in Millionen Euro | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2012 |
|---|---|---|
| Gasbestände, netto | 2.491 | 2.542 |
| THG-Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Zertifikate für die Verpflichtung zu Energieeffizienz, netto | 331 | 350 |
| Warenbestände, ohne Gas und sonstige Bestände, netto | 2.248 | 2.531 |
| SUMME | 5.070 | 5.423 |
27.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte (8.229 Mio. €) und sonstige langfristige Vermögenswerte (723 Mio. €) bestehen zumeist aus Steuerforderungen.
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten (13.606 Mio. €) und sonstige langfristige Verbindlichkeiten (1.345 Mio. €) umfassen im Wesentlichen Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Steuern und Arbeitnehmern.
ANHANG 28 GERICHTS- UND WETTBEWERBSRECHTLICHE VERFAHREN
Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden (einschließlich Steuerbehörden).
Die im Hinblick auf diese Verfahren ausgewiesenen Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2013 auf 874 Mio. € (per 31. Dezember 2012 auf 927 Mio. €).
Die im Folgenden dargestellten wichtigsten Gerichts- und Schiedsverfahren sind als Verbindlichkeiten ausgewiesen oder führen zu Eventualforderungen oder -verbindlichkeiten.
28.1 Gerichts- und Schiedsverfahren
28.1.1 Electrabel - ungarischer Staat
Electrabel, ein Unternehmen der 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. In dem Rechtsstreit geht es hauptsächlich um die Beendigung einer langfristigen Strombezugsvereinbarung (die "DUNAMENTI PPA"), die zwischen dem Kraftwerkbetreiber DUNAMENTI Erömü" (an dem Electrabel mit 74,82% beteiligt ist) und MVM (einem Unternehmen, das vom ungarischen Staat beherrscht wird) am 10. Oktober 1995 geschlossen wurde. Am 30. November 2012 wies das Schiedsgericht die Forderungen der Gruppe ab mit Ausnahme der Forderung, die auf dem Fair and Equitable Treatment-Standard beruht. Die endgültige Entscheidung über diese Forderung wurde auf 2016 verschoben, damit das Schiedsgericht in der Lage ist, seinen Beschluss auf der Grundlage einer detaillierten Abschätzung der Kosten für verlorene Investitionen zu fassen1 .
28.1.2 Squeeze-out-Angebot für Electrabel-Aktien
Am 10. Juli 2007 strengten drei Anteilseigner - 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-Angebots anstrebten, das SUEZ im Juni 2007 für Electrabel-Aktien startete, die es noch nicht besaß. Das Appellationsgericht verwarf den Antrag am 1. Dezember 2008.
Nachdem Deminor und andere am 22. Mai 2009 Rechtsmittel eingelegt hatten, hob das Kassationsgericht die Entscheidung des Brüsseler Appellationsgerichts am 27. Juni 2011 auf. Bei einer Vorladung am 28. Dezember 2012 strengten Deminor und andere ein Verfahren vor dem Brüsseler Appellationsgericht in anderer Besetzung gegen GDF SUEZ an, damit das Gericht über ihren Antrag auf eine zusätzliche Gegenleistung entscheide. Die Parteien tauschen gegenwärtig ihre Schriftsätze aus.
Ein ähnlicher Antrag auf eine zusätzliche Gegenleistung, den die Herren Geenen und andere vor dem Brüsseler Appellationsgericht gestellt hatten, ohne aber Electrabel und die FSMA (Autorité belge des services et marches financiers, früher "Commission bancaire, financiere et des assurances") als Antragsgegner zu benennen, wurde am 24. Dezember 2009 aus Verfahrensgründen abgewiesen. Herr Geenen legte gegen die Entscheidung vom 24. Dezember 2009 am 2. Juni 2010 beim Kassationsgericht Berufung ein. Das Kassationsgericht sprach am 3. Mai 2012 ein Urteil, das die Entscheidung des Brüsseler Appellationsgerichts aufhob.
1 Vgl. auch Anhang 28.2.3 "Langfristige Strombezugsvereinbarungen in Ungarn"
28.1.3 Total Energie Gaz
GDF SUEZ kauft von Total Energie Gaz ("TEGAZ"), einer Tochtergesellschaft der TOTAL-Gruppe, Erdgas gemäß einer Vereinbarung vom 17. Oktober 2004 ("die Vereinbarung") und verlangte eine Überprüfung des Vertragspreises mit Wirkung vom 1. Mai 2011. Da die Verhandlungen mit TEGAZ zu keinem Erfolg führten, legte GDF SUEZ die Streitigkeiten aus der Überprüfung des Vertragspreises vereinbarungsgemäß im März 2012 einer Expertengruppe vor. Am 5. Juni 2012 übersandte TEGAZ eine Konfliktanzeige über die Auslegung bestimmter Klauseln in der genannten Vereinbarung, die nun Gegenstand eines Schiedsverfahrens gemäß den Festlegungen des französischen Verbands für Schiedsgerichtsbarkeit (AFA) ist.
Nachdem die Parteien ihre Schriftsätze ausgetauscht hatten, fand vom 27. bis 30. Januar 2014 eine Verhandlung vor dem Schiedsgericht statt. Für die erste Hälfte 2014 wird das Urteil erwartet.
28.1.4 La Compagnie du Vent
Am 27. November 2007 erwarb GDF SUEZ 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. Gegenwärtig hält GDF SUEZ eine Beteiligung von 59% an La Compagnie du Vent.
GDF SUEZ war mit verschiedenen Rechtsstreitigkeiten mit Jean-Michel Germa und SOPER befasst, bei denen es um seine Entlassung als Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer 2011 ging. Nachdem das Appellationsgericht Montpellier die erste Hauptversammlung von La Compagnie du Vent am 27. Mai 2011 für ungültig erklärt hatte, wurde auf der zweiten Hauptversammlung am 3. November 2011 schließlich ein neuer Geschäftsführer ernannt, den GDF SUEZ vorgeschlagen hatte.
Doch die wichtigsten noch anhängigen Verfahren sind: (i) das Gerichtsverfahren, das La Compagnie du Vent am 23. August 2011 vor dem Handelsgericht Montpellier gegen SOPER mit dem Ziel angestrengte, dass Letzterer den nicht wesentlichen Schaden wiedergutmacht, den La Compagnie du Vent infolge der unzulässigen Nutzung des Einflusses von Minderheitsbeteiligungen durch Zahlung von 500.000 € genommen hat, (ii) das Gerichtsverfahren wegen vertraglich festgelegter Verantwortung und Fahrlässigkeit zur Zeit seiner Entlassung als Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer von La Compagnie du Vent, das Jean-Michel Germa am 15. Februar 2012 vor dem Pariser Handelsgericht gegen GDF SUEZ anstrengte, (iii) das Verfahren gegen GDF SUEZ, La Compagnie du Vent und den derzeitigen Vorstandsvorsitzenden und Geschäftsführer, das SOPER am 21. Mai 2012 vor dem Handelsgericht Montpellier eingeleitet hat, in dem eine gerichtliche Überprüfung bestimmter Managemententscheidungen verlangt wird, um eine Ausgleichszahlung zu erhalten, (iv) das Verfahren, das SOPER am 18. Januar 2013 vor dem Pariser Handelsgericht angestrengt hat, um GDF SUEZ zu einer Ausgleichszahlung von ca. 214 Mio. € an SOPER wegen angeblicher Verletzung der Vereinbarung und der Partnerschaftsvereinbarung von 2007 zu veranlassen, und (v) das von SOPER am 16. Mai 2013 vor dem Pariser Handelsgericht angestrengte Verfahren, mit dem GDF SUEZ an der Ausübung der Bezugsberechtigungsscheine gemäß den Bedingungen der Partnerschaftsvereinbarung mit der Behauptung gehindert werden soll, dass GDF SUEZ La Compagnie du Vent daran hindere, die Performance-Ziele zu erreichen, die zur Ausübung dieser Berechtigungsscheine erfüllt sein müssen.
Hinsichtlich der Verkaufsoption auf die 5%ige Beteiligung von SOPER an La Compagnie du Vent wurde der Aktienpreis von einem Experten unter Einhaltung der vertraglich vereinbarten Verfahrensweise festgesetzt. Die Aktien wurden am 18. Februar 2013 übertragen. Am 26. April 2013 reichte SOPER erneut Klage vor dem Pariser Handelsgericht ein, das das Gutachten des Experten für nichtig erklären und einen neuen Gutachter für die Festsetzung des Aktienpreises benennen solle. Der Fall wurde vor das Handelsgericht Créteil gebracht.
28.1.5 Einfrieren der regulierten Erdgastarife in Frankreich
Gerichtsverfahren wegen des Einfrierens regulierter Tarife
Das Ministerialdekret vom 18. Juli 2012 setzte die Erhöhung des regulierten Erdgastarifs in Frankreich mit 2% ab 20. Juli 2012 fest. Die Gruppe war der Auffassung, dass diese Preisänderung sie nicht in die Lage versetzte, damit alle ihre Kosten der Erdgaslieferung und sonstige Kosten zu decken.
Infolgedessen focht GDF SUEZ den Erlass am 24. August 2012 vor dem Conseil d'Etat wegen Amtsmissbrauchs an.
Das Ministerialdekret vom 26. September 2012 setzte die Erhöhung des regulierten Erdgastarifs in Frankreich für die Zeit vom 29. September 2012 bis 31. Dezember 2012 mit 2% fest. Die Gruppe war auch hier der Auffassung, dass diese Preisänderung sie nicht in die Lage versetzte, damit alle ihre Kosten der Erdgaslieferung und sonstige Kosten zu decken.
Infolgedessen focht GDF SUEZ den Erlass am 15. November 2012 vor dem Conseil d'Etat wegen Amtsmissbrauchs an. Der Conseil d'Etat setzte den Erlass vom 26. September 2012 mit einer Anordnung vom 29. November 2012 aus und wies die für Energie und Finanzen zuständigen Minister auch an, innerhalb eines Monats eine neue Aussage zu regulierten Gastarifen zu machen und dabei die geltenden Gesetze anzuwenden.
In einer Sachentscheidung hob der Conseil d'État die Erlasse vom 27. Juni 2011, vom 18. Juli 2012 und vom 26. September 2012 mit drei Entscheidungen vom 30. Januar 2013 auf, weil sie die regulierten Erdgastarife nicht so erhöhten, dass der Durchschnitt der vollständigen Kosten von GDF SUEZ gedeckt ist. Der Conseil d'État wies den französischen Staat an, neue Dekrete zu erlassen, die diese ungesetzliche Position innerhalb eines Monats korrigieren. Die finanziellen Konsequenzen dieser Beschlüsse des Conseil d'État und der neuen Erlasse zu den Preisen wurden im Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2013 erfasst. Hinsichtlich des Beschlusses vom 30. Januar 2013, der einer Klage von ANODE folgend das Dekret vom 26. September 2012 aufhob, machte der Conseil d'État geltend, dass keine Notwendigkeit bestehe, über die Beschwerde von GDF SUEZ zu entscheiden, die als gegenstandslos angesehen wurde.
Gerichtsverfahren wegen unterschiedlicher regulierter Tarife für Wohngebäude und Nicht-Wohngebäude
In einer Anordnung vom 2. Oktober 2013 hob der Conseil d'État die Artikel 3 und 4 der Preisverordnung vom 22. Dezember 2011 auf, die die regulierten Tarife für Gas festsetzte, das über öffentliche Verteilungsnetze geliefert wird, und insbesondere unterschiedliche Tarife für Wohngebäude und Nicht-Wohngebäude. Dieser Beschluss betrifft die Tarife, die vom 1. Januar 2012 bis 20. Juli 2012 galten, als die nächste Anordnung vom 18. Juli 2012 in Kraft trat.
Der Conseil d'État war der Auffassung, dass Kunden in Wohngebäuden und Nicht-Wohngebäuden hinsichtlich regulierter Gastarife nicht unterschiedlich behandelt werden dürfen, da es keinen wesensmäßigen Unterschied zwischen den Gaslieferkosten für beide Verbrauchergruppen gäbe. Die einzig mögliche Rechtfertigung müsste daher auf einem öffentlichen Interesse beruhen. Doch war der Conseil d'État der Ansicht, dass der französische Staat keine ausreichende Rechtfertigung dafür erbracht habe, dass dieser Unterschied auf öffentlichem Interesse beruhe, und ordnete an, dass der französische Staat innerhalb eines Monats eine andere Verordnung erlassen müsse, die "Tarife im Einklang mit den in diesem Beschluss dargelegten Grundsätzen festsetzt". Mit anderen Worten muss die Berechnung der neuen Tarife sowohl das Fehlen eines Unterschieds als auch die Preisänderungen, die es im April 2012 hätte geben müssen, berücksichtigen. Die Verordnung vom 26. Dezember 2013 legte demzufolge die neuen Tarife fest, die vom 1. Januar bis 19. Juli 2012 galten.
Mit zwei Urteilen vom 30. Dezember 2013 hob der Conseil d'État aus den gleichen Gründen Artikel 3 der Preisverordnung vom 21. Dezember 2012 und die Verordnungen vom 15. April 2013 auf, die die regulierten Tarife für Gas festsetzten, das über öffentliche Verteilungsnetze geliefert wird, und insbesondere unterschiedliche Tarife für Wohngebäude und Nicht-Wohngebäude. Diese Entscheidung betrifft die Tarife, die vom 20. Juli 2012 bis 31. Dezember 2012 und ab der ersten Hälfte 2013 galten.
Der Conseil d'État ordnete an, dass der französische Staat innerhalb von zwei Monaten eine andere Verordnung erlassen müsse, die "Tarife im Einklang mit den in diesen Beschlüssen dargelegten Grundsätzen festsetzt". Die Verordnung ist noch nicht erlassen worden.
Gerichtsverfahren wegen der Verordnung Nr. 2013-400 vom 16. Mai 2013 in Abänderung der Verordnung Nr. 2009-1603 vom 18. Dezember 2009 über regulierte Erdgastarife
Im Juli 2013 legte ANODE Beschwerde beim Conseil d'État ein und verlangte die Aufhebung der Verordnung Nr. 2013-400 vom 16. Mai 2013 in Abänderung der Verordnung Nr. 2009-1603 vom 18. Dezember 2009 über regulierte Erdgastarife.
ANODE behauptet, dass das Regelwerk regulierter Erdgastarife im Widerspruch zu den Zielstellungen der Richtlinie 2009/73/EG über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und Artikel 106.1 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union steht.
28.1.6 Einwendung gegen die Genehmigung der von Elia verlangten Einspeisevergütung durch die CREG
Im Dezember 2011 genehmigte die belgische Kommission für die Regulierung von Strom und Gas (Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz - CREG) den von Elia System Operator, dem Übertragungsnetzbetreiber für Strom, vorgelegten Vergütungsvorschlag für 2012-2015. Electrabel widerspricht zwei Hauptaspekten dieses Vorschlags: (i) der Anwendung von Einspeisevergütungen für die Netzbenutzung und (ii) Einspeisevergütungen für Nebenleistungen.
Electrabel klagte vor dem Appellationsgericht in Brüssel auf Aufhebung der Entscheidung der CREG. Am 6. Februar 2013 hob das Brüsseler Appellationsgericht die Entscheidung der CREG vom 22. Dezember 2011 vollständig auf (ex tunc und mit erga omnes-Wirkung). Am 24. Mai 2013 legte die CREG gegen das Urteil des Brüsseler Appellationsgerichts vom 6. Februar 2013 Berufung beim Kassationsgericht ein.
Infolgedessen und wegen des Fehlens regulierter Tarife legte Elia einen anderen Vergütungsvorschlag vor (für den Zeitraum 2012 bis 2015), den die CREG am 16. Mai 2013 genehmigte. Doch wurde am 14. Juni 2013 wieder ein Verfahren zur Aufhebung dieses Beschlusses der CREG vor dem Brüsseler Appellationsgericht angestrengt, diesmal vom Verband der industriellen Großverbraucher von Energie in Belgien (Febeliec). Electrabel intervenierte in diesem Verfahren zugunsten der am 16. Mai 2013 genehmigten Vergütungen und legte seine Schriftsätze am 30. Oktober 2013 vor.
28.1.7 NAM (Nederlandse Aardolie Maatschappij)
Im Juni 2011 verklagte NAM GDF SUEZ E&P Nederland BV (ein Unternehmen der GDF SUEZ-Gruppe) auf Zahlung einer Preisanpassung aus den Verkaufsvereinbarungen mit GDF SUEZ über den Verkauf von Vermögenswerten der Exploration und Förderung in den Niederlanden und einer Beteiligung an Nogat BV, wobei es um einen Ertragssteueraufwand von 50 Mio. € geht, von dem die NAM erklärte, ihn im Auftrag von GDF SUEZ für die Zeit zwischen dem Inkrafttreten und dem Tag des Abschlusses des Geschäfts gezahlt zu haben. GDF SUEZ hatte diesen Anspruch aus Verletzung von Verträgen immer bestritten.
Als Reaktion darauf verklagte GDF SUEZ E&P Nederland BV die NAM gesondert auf 5,9 Mio. €.
Am 21. Mai 2012 wies das Bezirksgericht Den Haag die Klage der GDF SUEZ E&P Nederland BV ab und ordnete an, dass sie die von NAM beanspruchte Hauptforderung zuzüglich 3,8% Zinsen zu zahlen habe, die seit 17. Januar 2011 aufgelaufen waren.
Als dieses Urteil einklagbar wurde, war diese Zahlung bereits erfolgt. Doch legte GDF SUEZ E&P Nederland BV gegen das Urteil am 1. August 2012 Berufung ein. Das Appellationsgericht sprach sein Urteil am 17. Dezember 2013 und verteidigte die Entscheidung des Bezirksgerichts.
28.1.8 Argentinien
In Argentinien hat ein Notstands- und Devisenregelungs-Reformgesetz (Notstandsgesetz), das im Januar 2002 verfügt worden war, Preiserhöhungen aus Konzessionsverträgen eingefroren, indem es die Anwendung von Preisindexierungsklauseln für den Fall eines Wertverlusts des argentinischen Pesos gegenüber dem US-Dollar verhinderte. 2003 strengten SUEZ (heute GDF SUEZ) und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung in Buenos Aires und Santa Fe, zwei Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat als Konzessionsgeber vor dem ICSID an. Zweck dieser Verfahren 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. Die Verhandlungen fanden für beide Verfahren 2007 statt. Parallel zu den ICSID-Verfahren waren die Konzessionsnehmer Aguas Argentinas (AASA) und Aguas Provinciales de Santa Fe (APSF) gezwungen, Prozesse zur Beendigung ihrer Konzessionsverträge vor den örtlichen Verwaltungsgerichten zu führen.
Doch wegen der Schwächung der finanziellen Position der konzessionsnehmenden Unternehmen seit Erlass des Notstandsgesetzes kündigte APSF auf seiner Jahreshauptversammlung am 13. Januar 2006 an, dass es Konkurs anmelden würde.
Gleichzeitig meldete AASA "Concurso Preventivo"1 an. Als Teil dieses Verfahrens ermöglichte ein Vergleichsvorschlag zur Novation der berücksichtigungsfähigen Verbindlichkeiten von AA-SA, dem die Gläubiger zustimmten und der vom Konkursgericht am 11. April 2008 bestätigt wurde, das Begleichen einiger dieser Verbindlichkeiten. Der Vorschlag sieht (bei Bestätigung) eine Erstzahlung von 20% dieser Verbindlichkeiten2 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, AASA dadurch finanziell zu unterstützen, dass sie diese Erstzahlung leisteten und zum Zeitpunkt der Bestätigung 6,1 Mio. USD bzw. 3,8 Mio. USD 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 AASA und APSF wirtschaftlich auf SUEZ Environnement übertragen werden.
In zwei Schiedssprüchen vom 30. Juli 2010 erkannte das ICSID auf die Haftung des argentinischen Staats für die Beendigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires und Santa Fe. Die Höhe des
1 Ähnlich dem französischen Konkursverfahren
2 Ca. 40 Mio. USD
Schadenersatzes, der als Ausgleich für die erlittenen Verluste zu zahlen ist, wird von Experten festgesetzt.
Ein erstes Gutachten zur Konzession für Buenos Aires wurde dem ICSID im September 2013 eingereicht. Das Gutachten für die Konzession in Santa Fe wird für 2014 erwartet. Das Verfahren ist noch anhängig.
28.1.9 Fos Cavaou - Bau
Am 17. Januar 2012 stellte Fosmax LNG1 (1), das sich zu 72,5% im Besitz von Elengy und zu 27,5% im Besitz von Total befindet, einen Antrag auf ein Schiedsverfahren vor dem ICC International Court of Arbitration gegen ein Konsortium, das aus Sofregaz, Tecnimont SpA und Saipem SA (STS) besteht.
Der Streit bezieht sich auf den Bau eines Fosmax LNG gehörenden LNG-Terminals, das zum Entladen, Lagern, Wiederverdampfen und Einspeisen von LNG in das Gasübertragungsnetz 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 der 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 Fosmax LNG 2010 andere Unternehmen mit der Fertigstellung dieses Teils der Arbeiten.
Fosmax LNG beantragte ein Schiedsverfahren unter Federführung der ICC, um eine Entschädigung für die erlittenen Verluste zu erhalten. Fosmax LNG legte seine Klageschrift am 19. Oktober 2012 vor. STS (ein Konsortium aus Sofregaz, Tecnimont SpA und Saipem SA) legte am 28. Januar 2013 seine Klageerwiderung und Gegenansprüche vor. Nachdem die Parteien dem Verfahren gemäß ihre Schriftsätze ausgetauscht hatten, fand vom 18. bis 22. November 2013 eine Anhörung vor dem Schiedsgericht statt. Das Urteil wird für Ende 2014 erwartet.
28.1.10 Einwendung gegen belgische Atomenergie-Abgaben
Die Bestimmungen des Programmgesetzes (loi-programme) vom 22. Dezember 2008 erlegten Erzeugern von Strom aus Atomenergie eine Steuer von 250 Mio. € auf. Electrabel, ein Unternehmen der GDF SUEZ-Gruppe, legte Beschwerde beim belgischen Verfassungsgericht ein, das in seinem Urteil vom 30. März 2010 dieses Begehren zurückwies. Zusätzlich wurde die Steuer 20092, 20103 und 20114 erneut erhoben. Somit hat Electrabel dafür insgesamt 859 Mio. € gezahlt. Gemäß einer Absichtserklärung, die am 22. Oktober 2009 zwischen dem belgischen Staat und der Gruppe unterzeichnet worden war, sollte diese Steuer nicht verlängert, sondern durch einen Beitrag ersetzt werden, der sich nach der Verlängerung der Laufzeit bestimmter Kernkraftwerke richtet.
Am 11. Juni 2013 legte Electrabel Beschwerde vor dem belgischen Verfassungsgericht ein und verlangte die teilweise Aufhebung des Gesetzes vom 27. Dezember 2012 in Abänderung des Gesetzes vom 11. April 2003, das die Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftwerken und den Umgang mit bestrahltem spaltbarem Material regelt, und insbesondere der Artikel, die eine Abgabe von 550 Mio. € vorsehen, die die Betreiber von Nuklearanlagen für 2012 zahlen sollten, von denen Electrabel 479 Mio. € hätte tragen sollen.
Am 9. September 2011 erhob Electrabel Klage, um die gezahlten Beträge zurückzufordern. Das Verfahren ist vor dem Brüsseler Gericht erster Instanz anhängig. Am 11. Februar 2014 kam der Fall vor das Gericht, das sich sein Urteil vorbehielt. Das Urteil wird jedoch für die erste Hälfte 2014 erwartet.
1 früher Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou
2 Gesetz vom 23. Dezember 2009
3 Gesetz vom 29. Dezember 2010
4 Gesetz vom 8. Januar 2012
28.1.11 Forderungen der belgischen Steuer- und Energie-Behörden
Die Steuerfahndung der belgischen Steuerbehörden fordert von SUEZ-Tractebel, einem Unternehmen von GDF SUEZ, 188 Mio. € für frühere Investitionen in Kasachstan. SUEZ-Tractebel hat gegen diese Forderung Widerspruch eingelegt. Da die Entscheidung der belgischen Steuerbehörden nach 10 Jahren noch aussteht, wurde im Dezember 2009 Beschwerde beim Brüsseler Gericht erster Instanz eingelegt, und es entschied im Mai 2013 zugunsten von SUEZ-Tractebel. Die Steuerfahndung nahm das Urteil an und verzichtete auf ihr Recht auf Berufung. Damit ist der Rechtsstreit beigelegt.
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 2009 beläuft sich auf 265 Mio. €. Eine erste Entscheidung, die nicht der Hauptsache galt, 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. Im April 2013 wurde ein Urteil in der Sache zugunsten von Electrabel und SUEZ-Tractebel gesprochen. Die Steuerfahndung nahm das Urteil an und verzichtete auf ihr Recht auf Berufung. Damit ist der Rechtsstreit beigelegt. Die Verringerung und Rückzahlung der zu hoch angesetzten Steuern ist in Bearbeitung.
Die belgische Energiebehörde forderte eine Steuer von insgesamt 356 Mio. € auf von Electrabel in den Jahren 2006 bis 2011 nicht genutzte Betriebsstätten. In Anbetracht der Entscheidung des Brüsseler Gerichts erster Instanz vom 17. Februar 2010 über die Steuer für Betriebsstätten, die von 2006 bis 2008 nicht genutzt wurden, die sich als außerordentlich günstig herausstellte, gab Electrabel eine Steuererklärung für die einzige Betriebsstätte ab, von der sie der Auffassung ist, dass sie dieser Steuer für 2009, 2010 und 2011 unterliegen könnte. Inzwischen blieb die Behörde bei ihrer früheren Position und erhob Steuern für sieben Betriebsstätten (einschließlich der eingereichten) für jedes dieser Jahre. Electrabel widersprach diesen Steuern zunächst auf dem Verwaltungsweg und dann, indem es sich an das Brüsseler Gericht erster Instanz wandte. Die Steuern für 2009 und 2010 hat Electrabel nicht gezahlt, weil sie verspätet erhoben worden seien. Dagegen wurden 2011 6,25 Mio. € Steuern für die eingereichte Betriebsstätte gezahlt. Electrabel hat auch für 2012 und 2013 keine Steuererklärung abgegeben, denn die einzige Betriebsstätte, die für die Besteuerung ungenutzter Betriebsstätten in Frage käme, hat keine Genehmigung zur Stromerzeugung mehr. Die belgische Energiebehörde hielt an ihrer früheren Position fest und erhob Steuern für sieben Betriebsstätten für 2012 und 2013 in Höhe von 67,5 Mio. € für jedes Jahr. Electrabel widersprach diesen Steuern zunächst auf dem Verwaltungsweg und dann, indem es sich an das Brüsseler Gericht erster Instanz wandte.
28.1.12 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. Die Entscheidungen des Conseil d'État vom 10. Dezember 2012 über den "précompte" in den Fällen Rhodia und Accor kann die Argumente von GDF SUEZ möglicherweise schwächen, ändert aber nichts an seiner Position, wenn man den Stand der das Unternehmen betreffenden laufenden Verfahren bedenkt.
28.1.13 Forderung der brasilianischen Steuerbehörden
Tractebel Energia, ein Unternehmen der GDF SUEZ-Gruppe, focht den Steuerbescheid über 382 Mio.1 brasilianische Real an, den die brasilianischen Steuerbehörden am 30. Dezember 2010 für die Geschäftsjahre 2005 bis 2007 erteilten. Tractebel Energia war der Auffassung, dass sich die Steuerbehörden zu Unrecht weigerten, Abzüge für die Steueranreize zu gewähren, die eine Gegenleistung für immaterielle Vermögenswerte sind.
Im Februar 2012 hat das Verwaltungsgericht in Florianopolis ein Urteil zugunsten von Tractebel Energia gesprochen, das vom für Steuerangelegenheiten in Brasilien zuständigen Verwaltungsgericht am 11. Juni 2013 bekräftigt wurde. Im September 2013 bestätigten die Steuerbehörden, dass sie gegen dieses Urteil keine Berufung einlegen wollten, der Rechtsstreit ist damit abgeschlossen.
28.1.14 Forderung der niederländischen Steuerbehörden
Aufgrund einer strittigen Auslegung einer Gesetzesänderung, zu der es 2007 kam, lehnen die niederländischen Steuerbehörden die Abzugsfähigkeit eines Teils der Zinsen ab, die für einen Finanzierungsvertrag zum Erwerb von Investitionen gezahlt wurden, die 2000 in den Niederlanden vorgenommen wurden. Der Betrag für Steuern und geforderte Verzugszinsen beläuft sich auf 127 Mio. €. Gegen diese Steuerforderungen wurde Widerspruch eingelegt.
28.2 Wettbewerb und Konzentration
28.2.1 "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 wegen Missbrauchs einer marktbeherrschenden Stellung und wegen restriktiver Geschäftspraktiken zu erheben. Die Klage bezieht sich auf eine Kombination der langfristigen Reservierung von Übertragungskapazität und eines Netzes von Importvereinbarungen sowie auf eine potenzielle Unterinvestition in die Übertragungskapazität und die Kapazität von Importinfrastruktur.
1 Etwa 134 Mio. €
Am 22. Juni 2009 übersandte die Kommission an GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy ein vorläufiges Gutachten, in dem es heißt, dass GDF SUEZ seine marktbeherrschende Stellung im Gassektor ausgenutzt haben könnte und so den Zugang zu Gasimportkapazität in Frankreich verhinderte. Am 24. Juni 2009 boten GDF SUEZ, GRTgaz und Elengy Zusicherungen als Reaktion auf das vorläufige Gutachten an, wobei sie gleichzeitig zum Ausdruck brachten, dass sie hinsichtlich der darin enthaltenen Schlussfolgerungen anderer Auffassung sind.
Diese Zusicherungen 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 Zusicherungen mit dem Ziel vor, den Zugang zum und den Wettbewerb im französischen Erdgasmarkt zu erleichtern. Am 3. Dezember 2009 urteilte die Kommission, dass diese Zusicherungen rechtlich bindend seien. 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).
28.2.2 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 Compagnie Nationale du Rhône (CNR) und zwar (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. In seinem Urteil vom 12. Dezember 2012 wies das Gericht den Einspruch gegen den Beschluss der Europäischen Kommission in seiner Gesamtheit zurück. Electrabel hat gegen das Urteil des Gerichts vor dem Gericht der Union Berufung eingelegt.
28.2.3 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 - insbesondere die Vereinbarung zwischen DUNAMENTI Erömü (einer Tochtergesellschaft der Gruppe) und MVM -, 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 kündigen, die entsprechenden staatlichen Beihilfen von den Stromerzeugern zurückzufordern und nötigenfalls die Vertragsparteien mittels eines Kompensationsmechanismus für verlorene Investitionen zu entschädigen. Dieser Verrechnungsmechanismus wurde am 27. April 2010 von der Europäischen Kommission genehmigt. Dann verabschiedete die ungarische Regierung ein Gesetz, das mit Wirkung vom 31. Dezember 2008 die Beendigung der Strombezugsvereinbarungen und die Rückforderung der entsprechenden staatlichen Beihilfe vorsah. DUNAMENTI Erömü reichte am 28. April 2009 eine Klage auf Feststellung der Nichtigkeit des Beschlusses der Kommission vom 4. Juni 2008 beim Gericht der Union ein. Die Verhandlung fand am 15. Mai 2013 statt. Das Gericht hat noch nicht verkündet, wann es sein Urteil sprechen will. Am 27. April 2010 fasste die Europäische Kommission einen Beschluss, in dem sie zustimmte, dass die von DUNAMENTI Erömü 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 befreite DUNAMENTI Erömü von der Verpflichtung, die als rechtswidrig angesehene staatliche Beihilfe zurückzuzahlen. 2015 wird Ungarn mit dem ursprünglichen Ende der langfristigen Strombezugsvereinbarung mit DUNAMENTI Erömü die Kosten für verlorene Investitionen erneut berechnen, was dazu führen könnte, dass DUNAMENTI Erömü die Beihilfe dann zurückerstatten müsste1 .
Zudem reichten am 10. Januar 2014 DUNAMENTI Erömü und sein Hauptanteilseigner Electrabel Klage beim Gericht der Union ein, weil sie von der Europäischen Kommission Schadenersatz für den Fall verlangen, dass der Beschluss vom 4. Juni 2008 aufgehoben werden sollte.
28.2.4 Ermittlungen im belgischen Stromgroßhandelsmarkt
Im September 2009 und Juni 2010 führte die belgische Wettbewerbsbehörde Durchsuchungen mehrerer Unternehmen durch, die im Stromgroßhandelsmarkt in Belgien tätig sind, auch bei Electrabel, einem Unternehmen von GDF SUEZ.
Am 29. November 2013 legte das Auditorat (das Strafverfolgungsgremium der belgischen Wettbewerbsbehörde) dem Präsidenten der belgischen Wettbewerbsbehörde2 und Electrabel einen Entscheidungsentwurf vor. Der Entscheidungsentwurf, der den Bericht des Auditorats vom 7. Februar 2013 bestätigte, behauptet, dass Electrabel seine marktbeherrschende Stellung ausgenutzt haben könnte. Der Fall wird nun vom Wettbewerbsrat untersucht3 . Electrabel bestreitet diese Behauptungen förmlich und wird dem Rat seine Anmerkungen vorlegen. In einer Anhörung wird Electrabel seine Position vor dem Rat vertreten.
1 Vgl. auch Anhang 28.1.1 "Gerichts- und Schiedsverfahren/Electrabel -ungarischer Staat"
2 Im Nachgang zum Inkrafttreten des Gesetzes vom 3. April 2013 am 6. September 2013, das Zusatzklauseln in die Bücher IV und V des belgischen Wirtschaftsrechtsgesetzes (Code de droit économique) aufnimmt ist die Belgische Wettbewerbsbehörde an die Stelle der früheren Wettbewerbsbehörde getreten.
3 Das neue Beschlussgremium der Behörde
ANHANG 29 EREIGNISSE NACH DEM BILANZSTICHTAG
Nach dem Kontenschluss am 31. Dezember 2013 sind keine maßgeblichen Ereignisse eingetreten.
ANHANG 30 LISTE DER WICHTIGSTEN KONSOLIDIERTEN UNTERNEHMEN PER 31. DEZEMBER 2013
Die folgende Tabelle dient allein der Information, sie enthält nur die wichtigsten vollkonsolidierten Unternehmen der GDF SUEZ-Gruppe. Ziel ist, die Unternehmen aufzulisten, die bei folgenden Indikatoren 80% ausmachen: Erträge, EBITDA und Nettoschulden. Hingewiesen sei darauf, dass die wichtigsten assoziierten Unternehmen (nach der Equity-Methode konsolidiert) und die Unternehmen, die nach der Quotenkonsolidierungsmethode konsolidiert werden, in Anhang 13 "Investitionen in assoziierte Unternehmen" bzw. 14 "Investitionen in Joint Ventures" dargestellt sind.
Die Abkürzung FC bezeichnet die Methode der Vollkonsolidierung.
Die Abkürzung NC bezeichnet eine nicht konsolidierte Tochtergesellschaft.
Mit einem Sternchen (*) gekennzeichnete Unternehmen sind Teil der juristischen Person GDF SUEZ SA.
Energy International
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Region Nordamerika | |||||||
| GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group | 1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ GAS NA LLC Group | 1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group | 1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA Group | 1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056-4499 - United States | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Region Lateinamerika | |||||||
| E-CL SA Group | Avda. El Bosque Norte 500, of. 902, Santiago - Chile | 52,8 | 52,8 | 52,8 | 52,8 | FC | FC |
| TRACTEBEL ENERGIA Group | Rua Paschoal Apöstolo Pitsica, 5064, Agronömica Florianopolis, Santa Catarina -Brazil | 68,7 | 68,7 | 68,7 | 68,7 | FC | FC |
| ENERSUR | Av. Repüblica de Panama 3490, San Isidro, Lima 27 - Peru | 61,8 | 61,8 | 61,8 | 61,8 | FC | FC |
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Region Asien-Pazifik | |||||||
| GLOW ENERGY PUBLIC CO. Ltd. | 195 Empire Tower, 38th Floor - Park Wing, South Sathorn Road, Yannawa, Sathorn, Bangkok 10120 - Thailand | 69,1 | 69,1 | 69,1 | 69,1 | FC | FC |
| Gheco One Company Ltd. | 11, I-5 Road, Tambon Map Ta Phut, Muang District. Rayong Province 21150 - Thailand | 44,9 | 44,9 | 65,0 | 65,0 | FC | FC |
| HAZELWOOD POWER PARTNERSHIP | PO Box 195, Brodribb Road -Morwell Victoria 3840 - Australia | 72,0 | 91,8 | 100,0 | 91,8 | FC | FC |
| Loy Yang B Consolidated | Level 33, Rialto South Tower, 525 Collins Street - Melbourne Vic 3000 - Australia | 70,0 | 70,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Region Vereinigtes Königreich und übriges Europa | |||||||
| GDF SUEZ ENERGY UK RETAIL | No.1 Leeds 26 Whitehall Road-Leeds LS12 1BE - United Kingdom | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| FHH (Guernsey) Ltd | Glategny Court, Glategny Esplanade, St Peter Port - GY1 1 WR - Guernsey | 75,0 | 75,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| SALTEND | Senator House - 85 Queen Victoria Street -London - United Kingdom | 75,0 | 75,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| BAYMINA ENERJI A.S. | Ankara Dogal Gaz Santrali, Ankara Eskisehir Yolu 40.Km, Maliköy Mevkii, 06900 Polatki / Ankara - Turkey | 95,0 | 95,0 | 95,0 | 95,0 | FC | FC |
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Unternehmensregion | |||||||
| INTERNATIONAL POWER plc (IPR) | Senator House, 85 Queen Victoria Street -London - EC4V 4DP - United Kingdom | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| International Power CONSOLIDATED HOLDINGS Ltd. | Senator House, 85 Queen Victoria Street -London - EC4V 4DP - United Kingdom | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| International Power Brussels | Boulevard Simon Bolivar, 34, 1000 Brussels -Belgium | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
Energy Europe
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Zentralwesteuropa | |||||||
| COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE (CNR) | 2, rue Andre Bonin 69004 Lyon - France | 49,9 | 49,9 | 49,9 | 49,9 | FC | FC |
| GDF SUEZ SA - Energie Europe (*) | 1, Place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Thermique France | 2, Place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ SA - Amo Gas (*) | 1, Place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Kraftwerk Wilhelmshaven GmbH & Co. KG | Niedersachsendamm10 - 26386 Wilhelmshaven - Germany | 57,0 | 57,0 | 52,0 | 52,0 | FC | FC |
| SAVELYS Group | 23,rue Philibert Delorme 75017 Paris -France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energie Nederland NV | Grote Voort 291, 8041 BL Zwolle - Netherlands | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ELECTRABEL | Boulevard Simon Bolivar, 34 -1000 Brussels -Belgium | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS | Boulevard Simon Bolivar, 34 -1000 Brussels -Belgium | 95,8 | 95,8 | 95,8 | 95,8 | FC | FC |
| SYNATOM | Avenue Ariane 7 -1200 Brussels - Belgium | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energie Deutschland AG | Friedrichstraße 200 -D-10117 Berlin - Germany | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Forderung nach Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind
Einige Unternehmen der Unternehmenssparte Energy Europe veröffentlichen ihren Jahresabschluss nicht und stützen sich dabei auf die 7. EU-Richtlinie und auf nationale Bestimmungen des luxemburgischen und niederländischen Rechts über die Freistellung von der Forderung nach Veröffentlichung des geprüften Jahresabschlusses.
Die freigestellten Unternehmen sind:
| ― | GDF SUEZ Energie Nederland NV, |
| ― | GDF SUEZ Energie Nederland Holding BV, |
| ― | Electrabel Nederland Retail BV, |
| ― | Electrabel United Consumers Energie BV, |
| ― | Epon Eemscentrale III BV, |
| ― | Epon Eemscentrale IV BV, |
| ― | Epon Eemscentrale V BV, |
| ― | Epon Eemscentrale VI BV, |
| ― | Epon Eemscentrale VII BV, |
| ― | Epon Eemscentrale VIII BV, |
| ― | Epon International BV, |
| ― | Epon Power Engineering BV, |
| ― | GDF SUEZ Portfolio Management BV, |
| ― | und Electrabel Invest Luxembourg. |
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Übriges Europa | |||||||
| DUNAMENTI Erömü | Erömü ut 2, 2440 Szazhalombatta -Hungary | 74,8 | 74,8 | 74,8 | 74,8 | FC | FC |
| GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA | Zawada 26, 28-230 Polaniec - Poland | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ROSIGNANO ENERGIA SpA | Via Piave N° 6,57013 Rosignano Solvay -Italy | 99,5 | 99,5 | 99,5 | 99,5 | FC | FC |
| GDF SUEZ PRODUZIONE SpA | Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 - 00196 Rome - Italy | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| SC GDF SUEZ Energy Romania SA | Bld Marasesti, 4-6, sector 4 - 040254 Bucharest - Roumania | 51,0 | 51,0 | 51,0 | 51,0 | FC | FC |
| GSEM | Pulcz u. 44 - H 6724 - SZEGED - Hungary | 99,9 | 99,9 | 99,9 | 99,9 | FC | FC |
| GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SpA | Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 - 00196 Rome - Italy | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ ENERGIE SpA | Via Spadolini, 7 - 20141 Milan - Italy | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
Gas & LNG
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ E&P International | 1, Place Samuel de Champlain -92400 Courbevoie - France | 70,0 | 70,0 | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P UK Ltd. | 40, Holborn Viaduct - London EC1N 2PB -United Kingdom | 70,0 | 70,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P NORGE AS | Vestre Svanholmen 6 - 4313 Sandnes - Norway | 70,0 | 70,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P NEDERLAND BV | Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer -Netherlands | 70,0 | 70,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P DEUTSCHLAND GmbH | Waldstrasse 39 - 49808 Lingen - Germany | 70,0 | 70,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ SA - B3G (*) | 1, Place Samuel de Champlain -92400 Courbevoie - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ LNG SUPPLY SA | 65, Avenue de la Gare - 1611 Luxembourg -Grand Duchy of Luxembourg | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
Infrastructures
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| STORENGY | Immeuble Djinn - 12 rue Raoul Nordling -92270 Bois-Colombes - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ELENGY | Immeuble EOLE - 11 avenue Michel Ricard -92270 Bois-Colombes - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GrDF | 6 rue Condorcet -75009 Paris - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GRTgaz | Immeuble BORA - 6 rue Raoul Nordling -92270 Bois-Colombes - France | 75,0 | 75,0 | 75,0 | 75,0 | FC | FC |
Energy Services
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| COFELY ITALIA SpA | Via Ostiense, 333 - 00146 Roma - Italy | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| AXIMA CONCEPT | 46, Boulevard de la Prairie du Duc - 44000 Nantes - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| COFELY AG | Thurgauerstrasse 56 - Postfach - 8050 Zürich - Switzerland | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| CPCU | 185, Rue de Bercy, 75012 Paris - France | 64,4 | 64,4 | 64,4 | 64,4 | FC | FC |
| Pôle COFELY Réseaux | Immeuble le Wilson II, 80 Avenue du General de Gaulle CS 90021 - 92031 Paris la Defense Cedex - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| COFELY FABRICOM SA | Rue Gatti de Gamond, 254 -1180 Brussels -Belgium | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENDEL Group | 1, Place des Degres 92059 Paris La Defense - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| COFELY NEDERLAND NV Group | Kosterijland 20 - 3981 AJ Bunnik -Netherlands | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| BALFOUR BEATTY WORKPLACE(**) | Fourth Floor West - Block 1 Angel Square - 1 Torrens Street - London -EC1V 1 NY - United Kingdom | 100,0 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | FC | NC |
| INEO Group | 1, Place des Degres 92059 Paris La Defense - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
(**) Cofely Workplace Limited ist der neue Name für Balfour Beatty Workplace, das die Gruppe Ende 2013 erworben hat
Sonstige
| Anteil in % |
Beherrschung in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Unternehmenszentralen | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 | Dez. 2013 | Dez. 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ SA(*) | 1, Place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ EMT Corporate | Boulevard Simon Bolivar 34 -1000 - Brussels - Belgium | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GIE - GDF SUEZ ALLIANCE | 1, Place Samuel de Champlain - 92400 - Courbevoie - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ FINANCE SA | 1, Place Samuel de Champlain - 92400 - Courbevoie - France | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ CC | Boulevard Simon Bolivar 34 -1000 Brussels - Belgium | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GENFINA | Boulevard Simon Bolivar 34 -1000 Brussels - Belgium | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ TREASURY Management | 65, Avenue de la Gare - 1611 Luxembourg - Grand Duchy of Luxembourg | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Invest International SA | 65, Avenue de la Gare - 1611 Luxembourg - Grand Duchy of Luxembourg | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
Bis 22. Juli 2013 gehörte der Gruppe die Unternehmenssparte "SUEZ Environnement" an, deren Teil die vollkonsolidierte SUEZ Environnement Group war (vgl. Anhang 3 "Segmentinformation"). Seit dem Verlust des maßgeblichen Einflusses wird der sich noch in Besitz befindliche Anteil nach der Equity-Methode in der Unternehmenssparte "Sonstige" konsolidiert.
Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Forderung nach Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind
Einige Unternehmen der Unternehmenssparte Sonstige veröffentlichen ihren Jahresabschluss nicht und stützen sich dabei auf die 7. EU-Richtlinie und auf nationale Bestimmungen des luxemburgischen und niederländischen Rechts über die Freistellung von der Forderung nach Veröffentlichung des geprüften Jahresabschlusses.
Die freigestellten Unternehmen sind:
| ― | GDF SUEZ Corp Luxembourg SARL, |
| ― | GDF SUEZ TREASURY Management SARL, |
| ― | und GDF SUEZ Invest International SA. |
ANHANG 31 HONORARE FÜR WIRTSCHAFTSPRÜFER UND DIE MITGLIEDER IHRER NETZE
Die Abschlussprüfer der GDF SUEZ-Gruppe waren Deloitte, EY und Mazars. Gemäß dem französischen Dekret Nr. 2008-1487 werden die den Abschlussprüfern und den Mitgliedern ihrer Netzwerke von der Gruppe gezahlten Honorare in der folgenden Tabelle offengelegt.
| EY | Deloitte | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Betrag | % | Betrag | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| in Millionen Euro | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Prüfung | ||||||
| Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft(1) | ||||||
| GDF SUEZ SA | 1,9 | 2,3 | 16,3% | 11,7% | 1,1 | 1,4 |
| Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften | 7,8 | 13,7 | 68,8% | 71,0% | 14,3 | 14,9 |
| Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen | ||||||
| GDF SUEZ SA | 0,3 | 0,5 | 2,7% | 2,5% | 0,8 | 0,6 |
| Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften | 0,6 | 1,6 | 5,1% | 8,4% | 1,1 | 1,3 |
| ZWISCHENSUMME | 10,6 | 18,1 | 92,9% | 93,7% | 17,3 | 18,2 |
| Sonstige Dienstleistungen | ||||||
| Steuern | 0,7 | 1,1 | 6,0% | 5,5% | 0,8 | 1,1 |
| Sonstige | 0,1 | 0,2 | 1,0% | 0,9% | 0,4 | - |
| ZWISCHENSUMME | 0,8 | 1,2 | 7,1% | 6,3% | 1,2 | 1,1 |
| SUMME | 11,4 | 19,3 | 100% | 100% | 18,5 | 19,3 |
| Deloitte | Mazars | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| % | Betrag | % | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| in Millionen Euro | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Prüfung | ||||||
| Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft(1) | ||||||
| GDF SUEZ SA | 6,2% | 7,2% | 1,1 | 1,3 | 25,2% | 15,3% |
| Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften | 76,9% | 77,3% | 2,6 | 5,9 | 59,7% | 71,5% |
| Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen | ||||||
| GDF SUEZ SA | 4,3% | 3,3% | 0,1 | 0,3 | 3,3% | 3,6% |
| Voll- und quotenkonsolidierte Tochtergesellschaften | 6,2% | 6,5% | 0,5 | 0,6 | 11,5% | 7,4% |
| ZWISCHENSUMME | 93,5% | 94,3% | 4,4 | 8,0 | 99,7% | 97,8% |
| Sonstige Dienstleistungen | ||||||
| Steuern | 4,5% | 5,6% | - | - | - | 0,4% |
| Sonstige | 2,0% | 0,1% | - | 0,1 | 0,3% | 1,8% |
| ZWISCHENSUMME | 6,5% | 5,7% | 0,2 | 0,3% | 2,2% | |
| SUMME | 100% | 100% | 4,4 | 8,2 | 100% | 100% |
(1) 2013 im Wesentlichen für Pflichtprüfungsaufträge aufgelaufene Honorare für quotenkonsolidierte Unternehmen betrugen 0,1 Mio. € für Deloitte (0,2 Mio. € 2012), 0,1 Mio. € für EY (0,5 Mio. € 2012) und 0,1 Mio. € für Mazars (0,1 Mio. € 2012).
Die Honorare für die Unternehmenssparte SUEZ Environnement für 2013 wurden per 22. Juli 2013 abgegrenzt (das Datum, ab dem SUEZ Environnement Company nach der Equity-Methode bilanziert wurde und im Jahresabschluss von GDF SUEZ nicht mehr vollkonsolidiert wird), was sich nahezu ausschließlich auf die Honorare von EY und Mazars auswirkte.
6 Abschlüsse
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 Jahreshauptversammlung übertragenen Auftrags berichten wir Ihnen hiermit für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr über:
| ― | die Prüfung des beigefügten Konzernabschlusses von GDF SUEZ; |
| ― | die Begründung unserer Bewertungen; |
| ― | die speziell vom französischen Recht verlangte Überprüfung. |
Dieser Konzernabschluss ist vom Verwaltungsrat 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 der Gruppe per 31. Dezember 2013 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr.
II. Berechtigung von Bewertungen
Gemäß den Forderungen aus Artikel L. 823-9 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) hinsichtlich der Berechtigung unserer Bewertungen möchten wir Ihnen das Folgende zur Kenntnis geben:
Schätzungen bei der Abschlusserstellung
Wie in Anhang 1.3 "Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen" zum Konzernabschluss beschrieben, wird von Ihrer Gruppe verlangt, Schätzungen und Annahmen vorzunehmen, um ihren Konzernabschluss zu erstellen; die künftigen Ergebnisse der berichteten Geschäftsvorfälle können von diesen Schätzungen abweichen. Zudem nahm die Gruppe Ende 2013 eine Strukturveränderung in die mittel- und langfristigen Energiegleichgewichtsmodelle für Europa auf und trug so einem deutlichen Umschwung Rechnung, der sich in einigen ihrer Geschäftsbereiche bemerkbar macht. Diese Schätzungen wurden vor dem Hintergrund der Wirtschafts- und Finanzkrise und hoher Marktvolatilität vorgenommen, deren Konsequenzen eine Prognose der mittelfristigen wirtschaftlichen Perspektiven erschweren.
Das ist der Kontext, in dem wir unsere eigenen Bewertungen insbesondere hinsichtlich folgender maßgeblicher bilanzieller Annahmen vorgenommen haben:
| ― | Bewertung des erzielbaren Betrags für Geschäfts- oder Firmenwerte und von materiellen und immateriellen Vermögenswerten; |
Wir haben die Methoden für die Durchführung von Werthaltigkeitstests geprüft, die Ihre Gruppe im Wesentlichen dazu veranlassten, einen Wertminderungsaufwand von 14.878 Mio. € zu bilanzieren, wie in Anhang 5.2 angegeben, davon 8.081 Mio. € bzw. 3.146 Mio. € für Geschäfts- oder Firmenwerte und Vermögenswerte der "CGU Energy - Central Western Europe" und der "CGU Speicherstätten".
Wir haben die Angaben und die Schlüsselannahmen für die Ermittlung der erzielbaren Beträge untersucht, die Empfindlichkeit der Bewertungen dieser Annahmen eingeschätzt wie auch das Verfahren zur Genehmigung dieser Schätzungen durch das Management. Wir haben die Berechnungen der Gruppe überprüft und uns vergewissert, dass die Anhänge 1.3.1.2, .5.2 und 10 zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben enthalten.
| ― | Evaluierung der Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen; |
Wir haben die Grundlagen geprüft, auf denen diese Rückstellungen verbucht wurden, und uns vergewissert, dass die Anhänge 1.3.1.3 und 18 zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben enthalten, vor allem die Hauptannahmen wie das Szenario für den Umgang mit radioaktiven Brennelementen, Kostenannahmen, den Zeitplan der Tätigkeiten und den Diskontierungssatz.
| ― | Bewertung noch nicht gemessener Umsatzerlöse (so genannter ungemessener Umsatzerlöse); |
Die Gruppe schätzt Umsatzerlöse aus Strom- und Gasverkäufen an Kundensegmente, deren Energieverbrauch während der Rechnungslegungsperiode gemessen wird, 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 Anhang 1.3.1.6 zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben enthält.
| ― | Evaluierung der Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten; |
Wir haben die Grundlagen überprüft, auf denen diese Rückstellungen verbucht wurden, und uns vergewissert, dass die Anhänge 18 und 28 zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben enthalten.
Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
Wir haben die Angemessenheit der von der GDF SUEZ-Gruppe angewandten bilanziellen Behandlung insbesondere im Hinblick auf die praktische Anwendung der Bestimmungen von IAS 39 auf die Art von Verträgen geprüft, die als Teil "gewöhnlicher Geschäftstätigkeit" anzusehen sind, von Bereichen, die nicht speziellen Bestimmungen der IFRS unterliegen, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden.
Wir überprüften, dass Anhang 1 zum Konzernabschluss dazu die geeigneten Angaben enthält.
Diese Bewertungen nahmen wir als Teil unserer Prüfung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses vor. Sie trugen daher zu dem Urteil bei, das wir uns gebildet und im ersten Teil des Berichts zum Ausdruck gebracht haben.
III. Spezielle 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 seiner Konsistenz mit dem Konzernabschluss.
Neuilly-sur-Seine und Paris-La Défense, 7. März 2014
Die Wirtschaftsprüfer
Deloitte & Associés
Véronique Laurent
Pascal Pincemin
Ernst & Young et Autres
Charles-Emmanuel Chosson
Pascal Macioce
Mazars
Thierry Blanchetier
Isabelle Sapet
Der Konzernabschluss 2013 von GDF SUEZ ist auch auf der Website der Gruppe verfügbar (gdfsuez.com), von der alle Veröffentlichungen der Gruppe heruntergeladen werden können.
Herausgeber:GDF SUEZ Gestaltung und Veröffentlichung Labrador +33 (0)1 53 06 30 80 © 02/2014
Unsere Werte
Anspruch
Engagement
Mut
Zusammenhalt
GDF SUEZ
Aktiengesellschaft mit einem Stammkapital von 2 412 824 089 Euro
Unternehmenszentrale 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