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ENGIE Audit Report / Information 2014
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Audit Report / Information
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Publication
GDF SUEZ Energie Deutschland AG
Berlin
Befreiender Konzernabschluss gem. § 291 HGB
zum Geschäftsjahr vom 01.01.2014 bis zum 31.12.2014
GDF SUEZ S.A.
Courbevoie, Frankreich
Das ist eine freie, unverbindliche Übersetzung des in französischer Sprache erstellten Konzernabschlusses der GDF SUEZ S.A., Courbevoie, Frankreich, ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern. Im Zweifelsfall gelten die Aussagen im "Document de Référence 2014" der GDF SUEZ-Gruppe (http://www.gdfsuez.com/groupe/publications/).
LAGEBERICHT UND JÄHRLICHER KONZERNABSCHLUSS
I LAGEBERICHT
Die Angaben in der Gewinn- und Verlustrechnung, in der Bilanz und in der Kapitalflussrechnung per 31. Dezember 2013 beruhen auf ungeprüften Proforma-Zahlen(1) , die errechnet wurden, als wäre SUEZ Environment per 1. Januar 2013 nach der Equity-Methode bilanziert worden. Die Grundlage für die Erstellung dieser Proforma-Angaben wird unter Punkt 6 dieses Berichts erläutert. Zusätzlich wurden die Zahlen für 2013 aufgrund der neuen Konsolidierungsstandards neu berechnet, sie berücksichtigen die aktuelle Definition des EBITDA (vgl. Anhang 2 zum Konzernabschluss).
Das Jahr 2014 war durch ein besonders mildes Klima in Europa sowie die Abschaltung der Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange 2 am 26. März 2014 gekennzeichnet, gefolgt von der Anlage Doel 4 in der Zeit vom 5. August bis 19. Dezember.
Die Erlöse gingen auf Basis der Berichterstattung im Vergleich zu 2013 um 6,6% auf 74,7 Mrd. € zurück (ein Minus von 7,2% auf organischer Basis). Dieser Rückgang ist insbesondere auf die Auswirkungen der Witterungsverhältnisse auf den Erdgasabsatz in Frankreich (im Vergleich zu 2013 war das Jahr 2014 besonders mild) und die niedrigeren Strommarktpreise in Europa zurückzuführen. Berichtigt um die klimatischen Auswirkungen in Frankreich und das 2013 zu verzeichnende "Aufholen" bei den Gaspreisen, das sich mit 2,3 Mrd. € bemerkbar machte, gingen die Erlöse auf organischer Basis um 4,4% zurück.
Das EBITDA für das Jahr belief sich auf 12,1 Mrd. €, das ist ein Rückgang um 6,7% auf Basis der Berichterstattung (Rückgang um 4,2% auf organischer Basis). Berichtigt um die Witterungsverhältnisse in Frankreich und das 2013 zu verzeichnende "Aufholen" bei den Gaspreisen mit einer Auswirkung von insgesamt 815 Mio. € im Jahresvergleich, ging das EBITDA auf organischer Basis um 2,4% zurück. Dieser Indikator stieg durch die positive Wirkung der Inbetriebnahme neuer Vermögenswerte an, durch eine starke operative Performance, durch die positiven Resultate des Plans Perform 2015 der Gruppe und die positive Änderung bei den Nettozugängen zu den Rückstellungen gegenüber 2013, denen teilweise Ausfälle bestimmter Kernkraftwerke, gesunkene Strommarktpreise in Europa und nachteilige hydrologische Bedingungen in Lateinamerika gegenüberstanden.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, ging auf Basis der Berichterstattung um 6,6% und auf organischer Basis um 3,4% auf 7,2 Mrd. € zurück. Der Rückgang beim EBITDA wurde durch geringere Kosten bei planmäßiger Abschreibung und Amortisation aufgefangen, die im Wesentlichen auf den erheblichen Wertminderungsaufwand zurückgingen, der Ende 2013 ausgewiesen wurde. Berichtigt um die Witterungsverhältnisse in Frankreich und das "Aufholen" bei den Gaspreisen, stieg dieser Indikator auf organischer Basis um 8,2% an.
Der Anteil der Gruppe am Nettogewinn betrug 2014 2,4 Mrd. €, im Vergleich zu 2013 ist das ein Plus von 12,1 Mrd. € auf Basis der Berichterstattung. 2013 gab es erhebliche Verluste durch Wertminderung, die den Anteil der Gruppe am Nettogewinn um 12,7 Mrd. € verringerten.
Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss, der sich 2014 auf 3,1 Mrd. € belief, ging im Jahresvergleich um 0,3 Mrd. € zurück. Das gesunkene kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, wurde durch geringere wiederkehrende Finanzaufwendungen dank eines aktiveren Schuldenmanagements und durch geringeren wiederkehrenden Steueraufwand weitgehend aufgefangen.
Der Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit betrug 7,9 Mrd. €, gegenüber 2013 ist das ein Minus von 2,4 Mrd. €. Dieser Rückgang ist hauptsächlich auf geringere Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf und den veränderten Working-Capital-Bedarf zurückzuführen, was insbesondere mit der Auswirkung von Ölpreisänderungen auf den Margenausgleich zusammenhing. Diese Entwicklung wurde teilweise durch niedrigere Zinszahlungen dank einer gesunkenen durchschnittlichen Nettoschuld ausgeglichen.
Die Nettoverschuldung, die Ende Dezember 2014 bei 27,5 Mrd. € lag, war 1,3 Mrd. € niedriger als im Jahr zuvor und ist vor allem Ausdruck folgender Punkte: (i) Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf für das Jahr (11,8 Mrd. €) und Ausgabe von Hybridanleihen, die auch als tief nachrangige, ewig laufende Anleihen bezeichnet werden, durch GDF SUEZ SA Anfang Juni (2,0 Mrd. €); (ii) dem standen der veränderte Working-Capital-Bedarf (1,2 Mrd. €), Nettoinvestitionen (einschließlich Änderungen des Konsolidierungskreises) der Gruppe (3,9 Mrd. €) sowie Dividenden für die Aktionäre der GDF SUEZ SA (2,8 Mrd. €) und an Inhaber von Minderheitsbeteiligungen (0,8 Mrd. €) gegenüber.
(1) Der in Teil II vorgelegte Konzernabschluss nach IFRS wurde am 25. Februar 2015 vom Verwaltungsrat genehmigt und zur Veröffentlichung freigegeben. Er wurde von den Wirtschaftsprüfern der Gruppe geprüft.
I.1 TRENDS BEI UMSATZERLÖSEN UND ERGEBNISSEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 74.686 | 79.985 | -6,6% | -7,2% |
| EBITDA | 12.138 | 13.017 | -6,7% | -4,2% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (4.977) | (5.351) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.161 | 7.665 | -6,6% | -3,4% |
Die konsolidierten Umsatzerlöse für das am 31. Dezember 2014 beendete Jahr beliefen sich auf 74,7 Mrd. €, gegenüber 2013 ein Minus von 6,6%. Auf organischer Basis (ohne die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Umrechnungssätze) sanken die Umsatzerlöse um 7,2%. Berichtigt um die Witterungsverhältnisse in Frankreich und das 2013 zu verzeichnende "Aufholen" bei den Gaspreisen (Auswirkung von 2,3 Mrd. €), gingen die Erlöse auf organischer Basis um 4,4% zurück.
Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit 689 Mio. € netto positiv aus, sie entsprechen hauptsächlich dem Erwerb von Balfour Beatty Workplace in Großbritannien durch Energy Services (Positivwirkung von 847 Mio. €) und von Ecova in den Vereinigten Staaten (Positivwirkung von 68 Mio. €), der Vollkonsolidierung von GTT durch Global Gas & LNG (Positivwirkung von 186 Mio. €) und dem Erwerb von Meenakshi in Indien (Positivwirkung von 83 Mio. €) durch Energy International. Diese positiven Effekte wurden teilweise durch den Rückgang bei den Erträgen aus den Veräußerungen vor allem durch Energy International und Energy Europe in Europa (ein Minus von 280 Mio. €) und in den Vereinigten Staaten (ein Minus von 164 Mio. €) aufgezehrt.
Die Umrechnungskurse wirkten sich mit 302 Mio. € negativ auf die Konzernerlöse aus, was hauptsächlich der Aufwertung des Euro gegenüber dem brasilianischen Real, der norwegische Krone, dem australischen Dollar und dem thailändischen Baht geschuldet war. Das wurde teilweise durch die Abwertung des Euro gegenüber dem Pfund Sterling ausgeglichen. Der Umrechnungskurs Euro/Dollar blieb jedoch im Vergleich zu 2013 im Durchschnitt stabil.
Quer über die Unternehmenssparten der Gruppe betrachtet, sieht die Erlös-Performance auf organischer Basis jeweils unterschiedlich aus. Global Gas & LNG und Infrastructures berichteten für das Jahr ein Wachstum, während die Erlöse von Energy International und Energy Services stabil blieben und bei Energy Europe gesunken sind.
Das EBITDA ging über das Jahr um 6,7% auf 12,1 Mrd. € zurück. Bereinigt um die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Umrechnungskurse sank das EBITDA um 4,2%.
TRENDS für das EBITDA
Die Abgänge aus dem Konsolidierungskreis beeinflussten das EBITDA mit 325 Mio. € negativ, weitgehend wegen des Verkaufs von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Frankreich, Italien, Portugal und den Vereinigten Staaten. Umgekehrt wirkten sich die Zugänge zum Konsolidierungskreis mit 158 Mio. € positiv aus, weitgehend wegen der Erwerbe durch Energy Services (vor allem Balfour Beatty Workplace in Großbritannien und Ecova in den Vereinigten Staaten) und des Erwerbs von Meenakshi in Indien durch Energy International sowie der Vollkonsolidierung von GTT nach dessen Börsengang Ende Februar 2014.
Die Wechselkursänderungen wirkten sich vor allem wegen der Aufwertung des Euro gegenüber dem brasilianischen Real und der norwegischen Krone mit 190 Mio. € negativ aus.
Auf organischer Basis hat sich das EBITDA um 4,2% bzw. 521 Mio. € verringert, es ist aber um 2,4% bzw. 294 Mio. € gestiegen, wenn man es um die Klimaauswirkungen in Frankreich und das 2013 zu verzeichnende "Aufholen" der Gaspreise bereinigt. Ungeachtet der positiven Rückwirkung des Performance-Plans der Gruppe über alle Unternehmenssparten lassen sich hier folgende Trends erkennen:
| ― | Das EBITDA für Energy International betrug 3.716 Mio. €, ein Plus von 1,4% auf organischer Basis. Die Triebfeder hier waren verbesserte Performances in den Vereinigten Staaten, Thailand, Chile, Großbritannien, Peru und Pakistan, und das trotz rückläufiger Ergebnisse in Australien und schwächerer Ergebnisse in Brasilien wegen ungünstiger hydrologischer Bedingungen; |
| ― | Das EBITDA für Energy Europe belief sich auf 2.020 Mio. €, ein Minus von 29,2% auf organischer Basis. Hier waren ungünstige Witterungsverhältnisse, Teilausfälle von drei Kernkraftwerken in Belgien, gesunkene Strommarktpreise und das "Aufholen" der Gaspreise in Frankreich, wie es für 2013 zu verzeichnen war, abträglich. Berichtigt um die Witterungsverhältnisse in Frankreich und das "Aufholen" bei den Gaspreisen, war dieser Rückgang auf 11,5% auf organischer Basis begrenzt. |
| ― | Das EBITDA für Global Gas & LNG war mit 2.225 Mio. € um 10,9% auf organischer Basis gestiegen, und das dank einer starken Performance des LNG-Sektors in Europa und Asien und des Anstiegs der Produktion im Explorations- und Produktionsgeschäft der Gruppe aufgrund der Inbetriebnahme neuer Vermögenswerte im Laufe des Jahres. |
| ― | Das EBITDA für Infrastructures ging wegen des milderen Wetters als im Vorjahr auf organischer Basis im Jahresvergleich um 1,7% auf 3.274 Mio. € zurück und schwächte damit die positive Wirkung höherer Gaspreise und von mehr Transport- und Speicherkapazität, die in Europa vermarktet werden. Bereinigt um die Witterungsverhältnisse in Frankreich stieg das EBITDA für Infrastructures auf organischer Basis um 6,8%. |
| ― | Das EBITDA für Energy Services wuchs auf organischer Basis um 3,2% auf 1.127 Mio. €. |
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 7,2 Mrd. €, ein Minus von 3,4%, auf organischer Basis im Vergleich zu 2013, weist aber ein Plus von 8,2% auf organischer Basis aus, wenn es um die Witterungsverhältnisse und die "Gaspreisaufholung" in Frankreich berichtigt wird. Nach Unternehmenssparten zeigt dieser Indikator Trends auf, die mit denen des EBITDA vergleichbar sind. Er wird durch die geringeren planmäßigen Abschreibungs- und Amortisationskosten infolge erheblichen Wertminderungsaufwands, die Ende 2013, ausgewiesen wurden, positiv beeinflusst.
I.2 GESCHÄFTSENTWICKLUNG
I.2.1 Energy International
| 31. Dez. 2014 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe1 | Lateinamerika | Asien-Pazifik | Nordamerika | Großbritannien- Türkei | Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Umsatzerlöse | 13.977 | 3.818 | 2.740 | 3.782 | 2.957 | 679 |
| EBITDA | 3.716 | 1.343 | 857 | 956 | 380 | 298 |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (971) | (361) | (218) | (268) | (109) | (11) |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 2.745 | 982 | 638 | 688 | 271 | 286 |
(1) Die Unternehmenssparte Energy International fungiert auch als "Hauptsitz", die Kosten dafür sind in der obigen Tabelle nicht aufgeschlüsselt.
| 31. Dez. 2013 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe1 | Lateinamerika | Asien-Pazifik | Nordamerika | Großbritannien- Türkei | Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Umsatzerlöse | 14.393 | 3.627 | 2.891 | 3.818 | 3.527 | 531 |
| EBITDA | 4.029 | 1.473 | 928 | 941 | 488 | 320 |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (1.093) | (368) | (233) | (327) | (153) | (6) |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 2.937 | 1.105 | 695 | 615 | 335 | 314 |
| 31. Dez. 2013 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
| --- | --- | --- |
| Umsatzerlöse | -2,9% | +0,7% |
| EBITDA | -7,8% | +1,4% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | -6,5% | +4,1% |
(1) Die Unternehmenssparte Energy International fungiert auch als "Hauptsitz", die Kosten dafür sind in der obigen Tabelle nicht aufgeschlüsselt.
Der Erlöse von Energy International betrugen 13.977 Mio. €. Sie sanken auf Basis der Berichterstattung um 2,9% (auf organischer Basis ein Plus von 0,7%). Diese Bewegungen spiegeln einerseits die negativen Auswirkungen von Änderungen des Konsolidierungskreises mit 313 Mio. € und die negativen Auswirkungen von Wechselkursänderungen mit 195 Mio. € (vor allem beim brasilianischen Real, aber auch beim australischen Dollar und dem thailändischen Baht, teilweise ausgeglichen durch ein stärkeres Pfund Sterling) und andererseits ein begrenztes organisches Wachstum wider. Die organische Zunahme resultiert hauptsächlich aus höheren Preisen in Nord- und Lateinamerika und der Inbetriebnahme neuer Anlagen in Lateinamerika, Südasien, dem Nahen und Mittleren Osten und Afrika. Ihr stehen geringere Absatzvolumen im Retail-Geschäft in Großbritannien gegenüber.
Das EBITDA belief sich auf 3.716 Mio. €, ein Minus von 7,8%, auf der Grundlage der berichteten Zahlen (auf organischer Basis ein Plus von 1,4%), nachdem die negativen Auswirkungen von Änderungen des Konsolidierungskreises in Höhe von 249 Mio. € und die negativen Auswirkungen von Wechselkursschwankungen in Höhe von 116 Mio. € Berücksichtigung gefunden haben. Die organische Zunahme spiegelt hauptsächlich die besseren Performances in Nordamerika, Großbritannien, Peru, Chile, Thailand und Pakistan wider. Sie wird teilweise von außergewöhnlich ungünstigen hydrologischen Bedingungen in Brasilien aufgezehrt.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, von 2.745 Mio. € ging auf Basis der Berichterstattung um 6,5% zurück und stieg auf organischer Basis um 4,1%, entsprechend den Trends beim EBITDA.
Lateinamerika
Die Erlöse für die Region Lateinamerika stiegen ausgehend von den berichteten Zahlen um 5,3% auf 3.818 Mio. €, auf organischer Basis schnellten sie um 11,1% in die Höhe. In Brasilien entstand der gewachsene Absatz aus einem durchschnittlichen Preisanstieg im Rahmen der bilateralen Absatzverträge, in erster Linie wegen der Inflationsindexierung, einer Zunahme von Geschäften im kurzfristigen Markt und der schrittweisen Inbetriebnahme der Trairi-Windenergieanlage (115 MW). Durch die Inbetriebnahme des Wärmekraftwerks Ilo als Kaltreserve (560 MW) im Juni 2013 zeigte der Trend in Peru nach oben. In Chile waren bessere Energiepreise durch die Preisindexierung für Brennstoffe die Triebkraft für etwas höhere Umsatzerlöse.
Die Stromverkäufe stiegen um 1,4 TWh auf 56,2 TWh, während vor allem in Chile die Gasverkäufe um 1,8 TWh auf 9,5 TWh zurückgingen.
Das EBITDA von 1.343 Mio. € ging auf organischer Basis um 4,2% zurück. Das gesunkene EBITDA resultiert im Wesentlichen aus:
| ― | einer schwächeren Performance in Brasilien, vor allem aufgrund der ungünstigen hydrologischen Bedingungen, die sich auf das gesamte Wasserkraftsystem auswirkten (Fehlmengen) und zu einem erheblichen Anstieg der Spot-Preise führten. Dieser Rückgang wurde teilweise durch eine verstärkte Geschäftstätigkeit der Wärmekraftwerke, den Abschluss der Inbetriebnahme der Windenergieanlage Trairi und die hauptsächlich inflationsbedingte Erhöhung der durchschnittlichen Preise in den bilateralen Absatzverträgen aufgefangen; |
| ― | einer robusten Performance in Chile, gestärkt durch größere Margen dank höherer Strompreise und einer starken operativen Performance von E-CL sowie dank GNLM Mejillones, der Inbetriebnahme des Onshore-Tanklagers für LNG im Februar 2014; |
| ― | positiven Trends in Peru, die hauptsächlich die Inbetriebnahme des Wärmekraftwerks Ilo als Kaltreserve und einen höheren Energiebedarf vor allem der regulierten Kunden widerspiegeln. |
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, von 982 Mio. € ging auf organischer Basis um 5,9% zurück und entspricht damit den Trends beim EBITDA.
Asien-Pazifik
Die Erlöse für die Region beliefen sich auf 2.740 Mio. €, ein Minus von 5,2% nach den berichteten Zahlen und ein Minus von 0,6% auf organischer Basis. Sie spiegeln damit hauptsächlich gesunkene Umsatzerlöse der Kohlekraftwerke in Australien infolge niedrigerer Marktpreise, einer schwächeren Nachfrage und geringeren Verfügbarkeit wider (aufgrund wartungsbedingter Ausfälle). Diese Faktoren wurden teilweises durch eine verstärkte Geschäftstätigkeit in Thailand, angekurbelt durch eine gestiegene Nachfrage von Industriekunden und höhere Preise, wie auch den Zuwachs beim australischen Retail-Geschäft aufgefangen.
Stromverkäufe blieben mit 42,8 TWh stabil, die geringeren Mengen in Australien wurden vollständig durch den Zuwachs um 1,1 TWh in Thailand ausgeglichen. Die Erdgasverkäufe kletterten um 0,6 TWh auf 3,7 TWh.
Das EBITDA erreichte 857 Mio. €, ein Minus von 7,7% auf Basis der Berichterstattung bzw. ein Minus von 2,7% nach den organischen Zahlen. Die starke Performance der Anlagen in Thailand, befördert vor allem durch die gute Verfügbarkeit des Kraftwerks Gheco-1 und größere Margen bei den Industriekunden, machte die schwächere Performance der australischen Kohlekraftwerke, die unter einer Depression des Marktes und einer geringeren Verfügbarkeit litten, und einen geringeren Beitrag aus Singapur mehr als wett, der sich aus dem Druck auf die Marktpreise und die Mengen erklärt.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, lag bei 638 Mio. € mit einem Minus von 3,3% auf organischer Basis und entspricht damit den Trends beim EBITDA.
Nordamerika
Der Erlöse für die Region Nordamerika beliefen sich auf 3.782 Mio. €. Das ist gegenüber 2013 eine Abnahme von 0,9% nach den berichteten Zahlen und eine Zunahme von 4,0% auf organischer Basis. Diese Leistung wurde hauptsächlich durch eine starke operative Performance der US-Stromerzeuger erzielt. Dazu trugen auch die extremen Witterungsbedingungen im Nordosten des Landes im ersten Quartal 2014 bei.
Die Stromverkäufe sanken um 1,1 TWh auf Basis der Berichterstattung auf 64,9 TWh. Sie spiegeln damit geringere Absatzmengen im US-Retail-Geschäft wider. Die Vorjahresmengen umfassten 3,4 TWh aus Vermögenswerten, die späterhin verkauft worden sind.
Der Erdgasabsatz(1) ohne die gruppeninternen Geschäfte sank infolge gestiegener LNG-Umleitungen, die zum Geschäft der Unternehmenssparte Global Gas & LNG gehören, um 9,6 TWh auf 31,6 TWh.
Das EBITDA erreichte 956 Mio. €, ein Plus von 10,2% auf organischer Basis, vor allem wegen der ganzjährig starken Performance des US-Stromgeschäfts, das Nutznießer des extremen Wetters im ersten Quartal im Nordosten des Landes war. Teilweise wurde es aber durch die schwächere Gesamtleistung im LNG-Geschäft aufgrund der gesunkenen Margen bei der Umleitung von Fracht aufgezehrt.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, lag bei 688 Mio. €. Das ist eine organische Zunahme von 23,3% aus einer Kombination von EBITDA-Wachstum und geringeren Kosten bei planmäßiger Abschreibung und Amortisation.
(1) Die Gesamtabsatzmengen bei Erdgas erhöhten sich hauptsächlich durch mehr umgeleitetes LNG-Frachtvolumen um 3,5 TWh auf 72,7 TWh.
Großbritannien und Türkei
Die Erlöse für die Region Großbritannien und Türkei beliefen sich auf 2.957 Mio. €, ein Minus von 16,2% auf Basis der Berichterstattung, das teilweise der Veräußerung von Vermögenswerten in Kontinentaleuropa geschuldet ist. Auf organischer Basis gingen die Erlöse der Region wegen der gesunkenen Verkaufsmengen im britischen Retail-Geschäft um 14,5% zurück.
Die Stromverkäufe fielen vor allem wegen der geringeren Mengen im britischen Stromerzeugungs- und Retail-Geschäft um 5,9 TWh auf 30,1 TWh. Der Rückgang enthält auch eine Verringerung um 1,0 TWh als Auswirkung der Asset-Portfolio-Optimierung in Kontinentaleuropa. Die Gasverkäufe beliefen sich wegen der geringeren Volumen des Retail-Geschäfts in Großbritannien und der Türkei auf 35,2 TWh, ein Minus von 4,3 TWh auf organischer Basis.
Das EBITDA erreichte gegenüber 2013 dank besser erfasster Spreads 380 Mio. €, ein Plus von 10,6% auf organischer Basis. Günstige Einmaleffekte im britischen Retail-Geschäft glichen die geringeren Absatzmengen aus.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 271 Mio. €, ein Plus von 22,1% auf organischer Basis, angetrieben durch das EBITDA-Wachstum in Verbindung mit niedrigeren Kosten der planmäßigen Abschreibung und Amortisation wegen des 2013 für bestimmte Vermögenswerte ausgewiesenen Wertminderungsaufwands.
Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika
Die Erlöse der Region Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika ("SAMEA") beliefen sich auf 679 Mio. €, ein Plus von 28,0% auf Basis der Berichterstattung und von 16,9% auf organischer Basis. Der Zuwachs auf organischer Basis steht hauptsächlich mit der Inbetriebnahme von Uch II (Pakistan, 375 MW) im April 2014 und mit durch Projekte erlöste höhere Einnahmen für Erschließung in Zusammenhang. Die Zunahme der berichteten Erlöse spiegelt auch den Erwerb von Meenakshi (Indien, 300 MW) im Dezember 2013 wider. Gebremst wurde sie durch die Konsolidierung von Sohar in Oman nach der Equity-Methode (der Anteil am Unternehmen sank im Mai 2013 von 45% auf 35%).
Die Stromverkäufe machten 8,7 TWh aus. Das ist eine Zunahme von 1,4 TWh. Sie ist hauptsächlich dem Erwerb von Meenakshi (positive Auswirkung mit 1,3 TWh) Ende 2013 und der Inbetriebnahme von Uch II (positive Auswirkung mit 2 TWh) zu verdanken. Andererseits wirkten sich in gewissem Umfang der Teilverkauf von Sohar und die entsprechende Änderung der Konsolidierungsmethode aus (Negativeffekt 1,3 TWh).
Das EBITDA erreichte 298 Mio. €, ein Zuwachs von 1,6% auf organischer Basis. Diese Erhöhung ist hauptsächlich auf die Inbetriebnahme von Uch II und einen Zuwachs bei den 2014 erlösten Einnahmen für Erschließung zurückzuführen. Ihr stehen teilweise höhere Wartungskosten und Einmaleffekte gegenüber.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 286 Mio. €. Das ist ein Plus von 1,7% auf organischer Basis. Dieser Zuwachs erklärt sich durch die gleichen Faktoren, die die Trends beim EBITDA beeinflusst haben.
I.2.2 Energy Europe
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe1 | Zentralwesteuropa | Süd- und Osteuropa | Summe1 | Zentralwesteuropa | Süd- und Osteuropa |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Umsatzerlöse | 35.158 | 29.285 | 5.873 | 42.713 | 36.090 | 6.623 |
| EBITDA | 2.020 | 1.571 | 585 | 2.877 | 2.592 | 398 |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (1.107) | (909) | (195) | (1.447) | (1.178) | (264) |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 913 | 662 | 390 | 1.430 | 1.414 | 134 |
| In Millionen Euro | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|
| Umsatzerlöse | -17,7% | -17,5% |
| EBITDA | -29,8% | -29,2% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | -36,2% | -36,4% |
(1) davon Kosten der Firmensitzfunktion der Unternehmenssparte
VON DER UNTERNEHMENSSPARTE VERKAUFTE MENGEN
| in TWh | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe | 605,8 | 686,3 | -11,7% |
| Stromverkäufe | 159,9 | 181,4 | -11,9% |
Energy Europe erzielte Umsatzerlöse von 35.158 Mio. €, ein Minus von 17,7% bzw. 17,5% auf organischer Basis. Dieser Rückgang spiegelt hauptsächlich die Auswirkungen der Witterungsverhältnisse auf Gasverkäufe (2014 war das Wetter besonders mild, während das Jahr 2013 besonders kalt war), die gesunkenen Verkaufspreise und Ausfallzeiten bestimmter Kernkraftwerke wider. Die Gasverkäufe betrugen 606 TWh, einschließlich 95 TWh an Großkunden. Die Stromverkäufe betrugen 160 TWh. Ende Dezember 2014 hatte Energy Europe fast 13,8 Mio. Privatkunden im Gasgeschäft und fast 5,7 Mio. Kunden im Stromgeschäft.
Das EBITDA der Unternehmenssparte fiel um 29,8% auf 2.020 Mio. € (ein Minus von 29,2% auf organischer Basis). Das Jahr 2014 war durch ungünstiges Wetter, die Abschaltung der Kraftwerke Doel 3 und Tihange 2 ab 26. März 2014 und des Werks Doel 4 vom 5. August bis 19. Dezember, sinkende Preise auf dem Strommarkt und "Preisaufholungen", die 2013 in Frankreich ausgewiesen wurden (mit Geltung für Erdgas 2011 und 2012), gestraft. Diese Auswirkungen wurden durch Anstrengungen zur Steigerung der Performance der Unternehmenssparte und geringere Nettozuflüsse zu Rückstellungen als 2013 teilweise aufgefangen.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, sank ebenso und spiegelte so den Rückgang beim EBITDA wider. Einen teilweisen Ausgleich schafften geringere Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation infolge von Wertminderungsaufwand, der am 31. Dezember 2013 für bestimmte Vermögenswerte ausgewiesen wurde.
Zentralwesteuropa (CWE)
Der Beitrag von CWE zu den Erlösen der Gruppe belief sich auf 29.285 Mio. €, das ist ein Minus von 18,9% bzw. 18,8% auf organischer Basis.
Das EBITDA von CWE ging aufgrund ungünstiger Witterungsverhältnisse, niedrigerer Preise, Abschaltungen der drei Kernreaktoren Doel 3, Tihange 2 und Doel 4 und die Auswirkung der Preisanpassung nach oben für 2013 in Frankreich um 39,4% (38,9% auf organischer Basis) zurück.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, sank ebenso entsprechend dem Rückgang beim EBITDA und wurde teilweise durch geringere Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation infolge von Wertminderungsaufwand, der am 31. Dezember 2013 für bestimmte Vermögenswerte ausgewiesen wurde, ausgeglichen.
CWE FRANKREICH
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 13.698 | 17.676 | -22,5% | -22,3% |
| EBITDA | 633 | 1.494 | -57,7% | -57,2% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (380) | (466) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 252 | 1.028 | -75,5% | -76,0% |
IN FRANKREICH VERKAUFTE MENGEN
| in TWh | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe(1) | 205,7 | 280,5 | -26,7% |
| Stromverkäufe | 46,3 | 51,7 | -10,5% |
(1) Angaben zum Beitrag der Unternehmenssparte
FRANKREICH - BEREINIGUNG UM DIE WITTERUNGSVERHÄLTNISSE
| in TWh | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Gesamtveränderung in TWh |
|---|---|---|---|
| Mengen der witterungsbedingten Anpassung (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter) | (21,7) | 17,3 | (39,0) |
Der Beitrag Frankreichs zu den Erlösen der Gruppe betrug 2014 13.698 Mio. €. Das ist ein Minus von 22,5% (ein Minus von 22,3% auf organischer Basis), entstanden vor allem durch die wenig günstigen Witterungsverhältnisse 2014 und die 2013 ausgewiesenen Preisanpassungen nach oben.
Die Erdgasverkäufe fielen auf 74,9 TWh; die milde Witterung im Laufe des Jahres verringerte den Absatz um 21,7 TWh, während die große Kälte 2013 den Verkauf um 17,3 TWh gesteigert hatte. Der gesunkene Absatz stand auch mit dem Konkurrenzdruck und der schwächeren Nachfrage durch Anstrengungen zur Energieeinsparung im Zusammenhang. GDF SUEZ hält weiterhin etwa 80% des Retail-Markts und etwa 42% des Geschäftskundenmarkts.
Die Stromverkäufe gingen trotz eines höheren Absatzes an Direktkunden um 5,4 TWh zurück, der durch den Einbruch bei den Verkäufen am Markt mehr als aufgezehrt worden ist, vor allem als Resultat einer geringeren Produktion der Gaskraftwerke und eines niedrigeren Niveaus bei der Wasserkraft.
Das EBITDA sank auf 861 Mio. €. Der Grund dafür war ein Einbruch bei den verkauften Mengen, die 2013 ausgewiesenen Preisanpassungen nach oben und geringere Strommarktpreise.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, sank im Einklang mit dem EBITDA.
CWE BENELUX & DEUTSCHLAND
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 9.964 | 12.273 | -18,8% | -19,1% |
| EBITDA | 826 | 1.167 | -29,3% | -33,0% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (461) | (624) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 365 | 543 | -32,7% | -40,4% |
Die Erlöse aus der Region Benelux & Deutschland beliefen sich auf 9.964 Mio. €, eine Abnahme von 18,8% gegenüber 2013 (ein Minus von 19,1% auf organischer Basis).
Die Stromverkäufe in Belgien und Luxemburg gingen um 7,9 TWh zurück. Das spiegelt hauptsächlich einen Rückgang von Verkäufen am Großhandelsmarkt aufgrund einer geringeren Stromproduktion wider (ein Minus von 8,8 TWh), die das Ergebnis längerer Abschaltungen bestimmter Kernreaktoren ist, und die Erosion des Marktanteils 2013 (der Anteil am Retail-Markt hat sich seither bei etwa 49% stabilisiert).
Die Stromverkäufe sanken in den Niederlanden um 0,7 TWh und blieben in Deutschland unverändert, wo sie um 0,1 TWh abrutschten.
Die in der Region Benelux und Deutschland verkauften Erdgasmengen verringerten sich aufgrund einer ungünstigen Witterung 2014 und der Erosion des Marktanteils um 31,7 TWh bzw. 25%. Der Marktanteil hat sich seit Jahresbeginn bei etwa 45% des Retail-Markts in Belgien stabilisiert.
Das EBITDA für die Region ging um 33,0% auf organischer Basis zurück und bildete damit die fehlende Verfügbarkeit bestimmter Kernreaktoren, sinkende Strompreise und Spreads und den Rückgang bei den verkauften Erdgasmengen ab.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, sank im Einklang mit dem EBITDA trotz geringerer Kosten bei der planmäßigen Abschreibung und Amortisation.
SÜD- UND OSTEUROPA
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 5.873 | 6.623 | -11,3% | -10,6% |
| EBITDA | 585 | 398 | +47,2% | +45,5% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (195) | (264) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 390 | 134 | n.v. | n.v. |
Die Erlöse der Region Süd- und Osteuropa fielen vor allem wegen geringerer Strom- und Gasverkäufe in Italien (Großhandelsmarkt und Endkunden) um 11,3% (ein Minus von 10,6% auf organischer Basis).
Das EBITDA für Süd- und Osteuropa schnellte um 45,5% in die Höhe. Triebfeder waren die Preiserhöhung für grüne Zertifikate in Polen, Tariferhöhungen in Rumänien und Auswirkungen von Einmaleffekten in Italien.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, spiegelte das EBITDA-Wachstum und profitierte von geringeren Kosten bei der planmäßigen Abschreibung und Amortisation.
I.2.3 Global Gas & LNG
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 6.883 | 5.644 | +22,0% | +21,5% |
| Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte) | 9.551 | 8.404 | +13,6% | |
| EBITDA | 2.225 | 2.028 | +9,7% | +10,9% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (1.162) | (1.056) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.064 | 973 | +9,4% | +10,0% |
Der Beitrag von Global Gas & LNG zu den Erträgen der Gruppe per 31. Dezember 2014 belief sich auf 6.883 Mio. €. Das ist ein Plus von 22,0% auf Basis der Berichterstattung gegenüber 2013. Das Wachstum auf organischer Basis machte 21,5% aus.
Gefördert wurde dieser steile Anstieg des Beitrags zu den Erlösen durch:
| ― | einen Zuwachs von 40 TWh für die externen LNG-Verkäufe mit Mengen von 119 TWh im Jahre 2014. Das sind 142 Ladungen (von denen 75 nach Asien verschifft wurden) im Vergleich zu 79 TWh 2013 mit 87 Ladungen (von denen 67 nach Asien verschifft wurden); |
| ― | den gestiegenen Beitrag von Exploration & Production zur Kohlenwasserstoffproduktion (48,9 Mboe 2014 gegenüber 45,4 Mboe 2013), nachdem neue Anlagen in Betrieb genommen wurden, wobei dem die negativen Auswirkungen sinkender Rohstoffpreise gegenüberstanden; |
| ― | die Vollkonsolidierung von GTT nach seinem Börsengang (IPO) Ende Februar 2014. |
Die Kohlenwasserstoffproduktion stieg 2014 um 3,6 Mboe auf 55,5 Mboe verglichen mit 51,9 Mboe im Jahr 2013. Das Niveau der Kohlenwasserstoffproduktion für das gesamte Jahr wurde durch den Neustart von Njord und die Inbetriebnahme des Amstelfeldes in den Niederlanden (Februar) und von Gudrun und H-North in Norwegen (April bzw. September) gesteigert.
Das EBITDA für die Unternehmenssparte Global Gas & LNG betrug 2014 2.225 Mio. €. Das ist ein Plus von 9,7% auf Basis der Berichterstattung gegenüber 2013. Der Zuwachs auf organischer Basis erreichte 10,9%, befördert durch gesunkene Nettozugänge zu Rückstellungen, eine starke LNG-Geschäftstätigkeit in Europa und Asien und den Anstieg der Gesamtkohlenstoffproduktion (Inbetriebnahme neuer Anlagen). Hier sind teilweise niedrigere Rohstoffpreise gegenzurechnen.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 2014 1.064 Mio. €. Das ist ein Plus von 9,4% nach den berichteten Zahlen und ein Plus von 10,0% auf organischer Basis im Einklang mit den Trends beim EBITDA.
I.2.4 Infrastructures
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 2.994 | 2.557 | +17,1% | +17,1% |
| Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte) | 6.812 | 6.775 | +0,5% | |
| EBITDA | 3.274 | 3.334 | -1,8% | -1,7% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (1.280) | (1.264) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.994 | 2.069 | -3,6% | -3,5% |
Die Gesamterlöse der Unternehmenssparte Infrastructures blieben einschließlich der gruppeninternen Geschäfte 2014 im Jahresvergleich bei 6.812 Mio. € stabil. Darin kommen zum Ausdruck:
| ― | die jährliche Überprüfung der Tarife für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur in Frankreich (Erhöhung am 1. Juli 2014 um 2,9% und Erhöhung am 1. Juli 2013 um 4,1%) und für den Zugang zur Fernleitungsinfrastruktur (Erhöhung um 3,9% am 1. April 2014 und am 1. April 2013 Erhöhung um 8,3%); |
| ― | zusätzliche Transportkapazität, die JTS (Joint Transport Storage) im Süden anbietet, und so kombinierte Reservierungen von Transport- und Speicherkapazität auf der Nord-Süd-Verbindung ("PEG Nord-Süd") ermöglicht; |
| ― | eine bessere Vermarktung von Speicherkapazität in Frankreich im Zusammenhang mit dem Beginn der Vertriebstätigkeit für neue Kavernenspeicher in Deutschland (Peckensen 4 und 5) und in Großbritannien (Stublach); |
| ― | und trotz des Rückgangs der von GrDF vertriebenen Mengen(1) um 55,1 TWh, eines Einbruchs, der dem vergleichsweise milden Wetter im Jahr 2014 gegenüber 2013 geschuldet ist. |
In diesem witterungsbedingten und regulatorischen Kontext lag der Beitrag der Unternehmenssparte zu den Erlösen der Gruppe bei 2.994 Mio. €. Im Jahresvergleich ist das eine Zunahme von 17,1%, aus der hervorgeht:
| ― | ein Wachstum der Vertriebs-, Transport- und Speichergeschäfte für Dritte in einem zunehmend deregulierten Markt; |
| ― | solide Erdgaskäufe und -verkäufe, um die technische Speicherleistung aufrecht zu erhalten. |
Das EBITDA für die Unternehmenssparte Infrastructures betrug 3.274 Mio. € für die Periode. Das ist ein Minus von 1,8% im Jahresvergleich (ein Minus von 1,7% auf organischer Basis). Der Rückgang betrifft hauptsächlich das Vertriebsgeschäft, das durch die mildere Witterung betroffen war. Lässt man den Effekt der Witterung außer Acht, ist das EBITDA auf organischer Basis um 6,8% gestiegen.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, für die Unternehmenssparte Infrastructures erreichte 1.994 Mio. € für die Periode, das ist im Jahresvergleich ein Minus von 3,6% (ein Minus von 3,5% auf organischer Basis), wobei die Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation um 1,4% stiegen. Dem Rückgang dieser Kosten infolge des per 31. Dezember 2013 verbuchten Wertminderungsaufwands steht die Inbetriebnahme neuer Anlagen gegenüber.
(1) 23 TWh wurden wegen der Kälte 2013 abgesetzt, dem steht ein Minus von 32,1 TWh im milderen Jahr 2014 gegenüber.
I.2.5 Energy Services
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 15.673 | 14.678 | +6,8% | +0,4% |
| EBITDA | 1.127 | 1.041 | +8,2% | +3,2% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (335) | (333) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 791 | 708 | +11,8% | +5,5% |
Die Erlöse für die Unternehmenssparte Energy Services für 2014 kletterten um 6,8% auf Basis der Berichterstattung auf 15.673 Mio. €, angekurbelt durch die Erwerbe von Balfour Beatty Workplace und Lend Lease in Großbritannien (847 Mio. €) und Ecova in den Vereinigten Staaten (68 Mio. €) Ende 2013 und im Jahr 2014.
Die Erlöse wuchsen auf organischer Basis um 0,4%, hauptsächlich durch die Zunahme des Anlagenbaus in Frankreich und Benelux, insbesondere im Elektro- und Klimatechnikbereich. Diese Zunahme der Erlöse wurde teilweise durch die nachteilige Wirkung des milden Wetters 2014 und die letzten Auswirkungen der ausgelaufenen Verträge über die mit Gas betriebene Kraft-Wärme-Kopplung in Frankreich und Italien aufgezehrt, die aus der Beendigung der Bezugsvereinbarungen für Strom resultierten, der in diesen Anlagen produziert worden ist.
Das EBITDA für Energy Services stieg im Wesentlichen aufgrund der Erwerbe in Großbritannien und den Vereinigten Staaten um 8,2% auf 1.127 Mio. € auf Basis der Berichterstattung. Das Wachstum auf organischer Basis machte 3,2% aus und spiegelt hauptsächlich:
| ― | eine positive Rückwirkung auf die Volumen durch Anlagenbau, insbesondere in Frankreich, den Benelux-Ländern und Deutschland; |
| ― | Maßnahmen zur Kosteneinsparung - vor allem bei den Overheads - und Maßnahmen zur Steigerung der operativen Performance; |
| ― | die positiven Auswirkungen der Inbetriebnahme neuer Fernwärmeleitungsnetze und -dienstleistungen in Frankreich. |
Diesen Punkten standen zum Teil gegenüber:
| ― | die letzten Auswirkungen der ausgelaufenen Verträge über die mit Gas betriebene Kraft-Wärme-Kopplung in Frankreich und Italien; |
| ― | das außerordentlich milde Wetter 2014 in Europa, das sich nachteilig auf die Geschäfte mit den städtischen Fernwärmeleitungsnetzen und auf den Energieverkauf auswirkte. |
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 791 Mio. €. Das ist ein Plus von 5,5% auf organischer Basis.
I.2.6 Sonstige
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| EBITDA | (224) | (292) | +23,2% | +23,2% |
| Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (121) | (159) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | (346) | (451) | +23,3% | +23,3% |
Das EBITDA für diese Unternehmenssparte ergab für 2014 ein Minus von 224 Mio. € und somit eine Verbesserung gegenüber 2013 vor allem aufgrund des gestiegenen Ergebnisses von SUEZ Environnement, das GDF SUEZ zuzurechnen ist, der Effekte des Plans Perform 2015 und der Auflösungen von Rückstellungen bei der Rückversicherungstochter der Gruppe.
Das kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, fiel infolge des besseren EBITDA und der positiven Berichtigung von Aufwendungen im Zusammenhang mit anteilsbasierten Vergütungen (IFRS 2) 2014 etwas schmaler aus.
I.3 ANDERE POSTEN DER GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.161 | 7.665 | -6,6% |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (298) | (225) | |
| Wertminderungsaufwand | (1.037) | (14.773) | |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (167) | (285) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 562 | (41) | |
| Sonstige Einmaleffekte | 353 | 535 | |
| Umsatzerlöse/(-verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit | 6.574 | (7.124) | n.v. |
| Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) | (1.876) | (1.715) | |
| Ertragsteueraufwand | (1.588) | (641) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 3.110 | (9.481) | n.v. |
| davon Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | 2.440 | (9.646) | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen | 669 | 165 |
Umsatzerlöse(-verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit beliefen sich 2014 auf 6.574 Mio. € im Vergleich zu einem Verlust von 7.124 Mio. € 2013.
2013 wurde ein Wertminderungsaufwand von insgesamt 14.773 Mio. € erfasst (2014: 1.037 Mio. €), davon 5.689 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert (eingeschlossen der Geschäfts- oder Firmenwert von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden) und 8.994 Mio. € bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten. Mit dem Ausweisen dieses Wertminderungsaufwands erkannte die Gruppe den tiefgreifenden Paradigmenwechsel im Bereich Energie in Europa an.
Der Wertminderungsaufwand von 1.037 Mio. € wurde 2014 vor allem für die Unternehmenssparten Global Gas & LNG (362 Mio. €), Energy International (306 Mio. €) und Energy Europe (291 Mio. €) ausgewiesen. Der Wertminderungsaufwand bezieht sich hauptsächlich auf (i) Explorations- und Produktionsvermögenswerte in der Nordsee (261 Mio. €), die durch den Rückgang der nachgewiesenen und wahrscheinlichen Produktionsreserven und die gesunkenen Gaspreise in Europa betroffen waren, und (ii) auf die thermischen Kraftwerke in Großbritannien (181 Mio. €) infolge schlechterer Marktaussichten.
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:
| ― | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Commodity-Instrumenten (Marktbewertung) mit einer Negativwirkung von 298 Mio. € auf den Ertrag der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (die die Auswirkung von Geschäften widerspiegeln, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllten) gegenüber einem Minus von 225 Mio. € im Jahr 2013. Die Auswirkungen auf die Periode resultierten vor allem aus den negativen Preiseffekten insgesamt, die teilweise durch die positive Nettowirkung der Glattstellung von Positionen mit einem negativen Marktwert per 31. Dezember 2013 aufgefangen wurden; |
| ― | Restrukturierungskosten von 167 Mio. € gegenüber 285 Mio. € im Vorjahr; |
| ― | "Änderungen des Konsolidierungskreises" (Gewinne und Verluste aus der Veräußerung von konsolidierten Eigenkapitalanteilen oder aus Neubewertungen von vorher gehaltenen Beteiligungen nach IFRS 3), die eine positive Wirkung von 562 Mio. € im Jahr 2014 hatten, verglichen mit einem Minus von 41 Mio. € 2013. Änderungen des Konsolidierungskreises beziehen sich im Wesentlichen auf Gewinne aus der Neubewertung früherer Anteile an GTT (nachdem die Gruppe die Beherrschung des Unternehmens erworben hatte) in Höhe von 359 Mio. € und an wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund (Verlust des maßgeblichen Einflusses) in Höhe von 174 Mio. €; |
| ― | "Andere Einmaleffekte", die einen Ertrag von 353 Mio. € darstellten (wobei es hier hauptsächlich um den Gewinn aus der Veräußerung von Anteilen an flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund ging) gegenüber einem Ertrag von 535 Mio. € im Jahr 2013 (der in erster Linie aus der Auflösung einer Rückstellung für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs in Belgien resultierte). |
Die Gruppe berichtete für 2014 Nettofinanzaufwendungen von 1.876 Mio. € gegenüber einem Verlust von 1.715 Mio. € im Vorjahr. Der Abbau der Fremdkapitalkosten in Höhe von 266 Mio. € als Ergebnis einer Verringerung ausstehenden Fremdkapitals und der durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld wurde durch ein Minus von 328 Mio. € aus einmaligen Aufwendungen gegenüber 2013 (eine negative Auswirkung der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht die Bedingungen für ein Hedge-Accounting erfüllen, von 236 Mio. € und ein Minus von 69 Mio. € aus Umschuldungstransaktionen) sowie durch die Erhöhung des Diskontierungsaufwands in Höhe von 114 Mio. € mehr als aufgezehrt.
Die Ertragsteuerbelastung für 2013 enthielt eine Ertragsteuerbegünstigung von 1.593 Mio. € aus Einmaleffekten der Gewinn- und Verlustrechnung (gegenüber 659 Mio. € für 2014). Die Einmaleffekte bezogen sich im Wesentlichen auf Wertminderungsaufwand, der 2013 bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten ausgewiesen wurde. Um diese Posten bereinigt, lag der wiederkehrende Effektivsteuersatz bei 35,0%, etwas unter dem Satz von 35,7% für 2013.
Der Jahresüberschuss, der den nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuschreiben ist, stieg mit 669 Mio. € im Jahresvergleich wegen des 2013 erfassten Wertminderungsaufwands steil nach oben.
I.4 ÄNDERUNGEN DER NETTOVERSCHULDUNG
Die Nettoverschuldung, die Ende Dezember 2014 bei 27,5 Mrd. € lag, war 1,3 Mrd. € niedriger als die Nettoschuld Ende Dezember 2013 und ist Ausdruck folgender Punkte: (i) Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf für die Periode (11,8 Mrd. €) und Ausgabe von Hybridanleihen durch GDF SUEZ SA Anfang Juni (2,0 Mrd. €); (ii) dem standen der veränderte Working-Capital-Bedarf (1,2 Mrd. €), Nettoinvestitionen (einschließlich Änderungen der Konzernstruktur) der Gruppe (3,9 Mrd. €) sowie Dividenden für die Aktionäre der GDF SUEZ SA (2,8 Mrd. €) und Inhaber von Minderheitsbeteiligungen (0,8 Mrd. €) gegenüber.
Die Änderungen der Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:
Die Kennzahl Nettoschuld zu EBITDA betrug per 31. Dezember 2014 2,27.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
|---|---|---|
| Nettoschuld | 27.511 | 28.800 |
| EBITDA | 12.138 | 13.017 |
| Kennzahl Nettoschuld/EBITDA | 2,27 | 2,21 |
I.4.1 Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf
Der Mittelzufluss aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf betrug 2014 11.776 Mio. €. Gegenüber 2013 ist das ein Minus von 1.349 Mio. €.
Dieser Abfall entspricht der EBITDA-Performance und ist auch ein Spiegel der Nettoveränderungen bei den Zuflüssen zu den Rückstellungen, denn sie werden jetzt bei der überarbeiteten Definition des EBITDA berücksichtigt.
I.4.2 Änderung des Working-Capital-Bedarfs
Die Änderung des Working-Capital-Bedarfs bedeutet eine negative Wirkung von 1,2 Mrd. €. Sie steht hauptsächlich mit der Auswirkung von Rohstoffpreisschwankungen (Brent-Rohölpreise) auf den Margenausgleich in Zusammenhang.
I.4.3 Nettoinvestitionen
Die Bruttoinvestitionen in der Periode beliefen sich auf 7.079 Mio. € und beinhalteten:
| ― | Finanzinvestitionen von 1.290 Mio. € hauptsächlich im Zusammenhang mit dem Erwerb von Ecova (Vereinigte Staaten) durch Cofely; Zahlungen für Kapitalerhöhungen, die in Jirau gezeichnet wurden (213 Mio. €); Investitionen in Synatom, die um 171 Mio. € gestiegen waren, Darlehen und Kapitalisierungsgeschäfte für den Bau der Pipeline Los Ramones (Mexiko) in Höhe von 134 Mio. € und dem Erwerb der Minderheitsbeteiligungen des flämischen Kommunalverbunds an Electrabel Customer Solutions (Belgien) für 101 Mio. €; |
| ― | Erschließungsinvestitionen in Höhe von 3.338 Mio. €. Der größte Teil davon wurde von der Unternehmenssparte Global Gas & LNG investiert (1.015 Mio. €), um Gasfelder in Großbritannien, Indonesien, den Niederlanden, Norwegen und Algerien zu erschließen; von der Unternehmenssparte Infrastructures (792 Mio. €) für das Erdgasfernleitungsnetz in Frankreich und das Projekt Gazpar zur Entwicklung kommunizierender "intelligenter" Zähler sowie von der Unternehmenssparte Energy International (689 Mio. €) in Verbindung mit dem Bau von Anlagen in Peru, Indien und Brasilien; |
| ― | Instandhaltungsinvestitionen in Höhe von 2.451 Mio. €. |
Die Veräußerungen stellten einen Barbetrag von 2.775 Mio. € dar und bezogen sich im Wesentlichen auf den Verkauf der Anteile an flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund (Belgien) für 911 Mio. €; den Verkauf des Portfolios von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Panama und Costa Rica und die Rückzahlung von Darlehen, die die Gruppe diesen Gesellschaften gewährt hatte, von 455 Mio. €; den Verkauf von 20% der Anteile an Jirau (Brasilien) für 318 Mio. €; den Verkauf von ISAB (Italien) für 153 Mio. € und die frühzeitige Rückzahlung des restlichen Verkaufspreises für SPP (Slowakei) für 122 Mio. €.
Einschließlich der Änderungen des Konsolidierungskreises aufgrund dieser Erwerbe und Veräußerungen machen Nettoinvestitionen 3.879 Mio. € aus.
Nach Unternehmenssparten gliedern sich die Investitionsausgaben wie folgt:
I.4.4 Dividenden und Entwicklungen der eigenen Anteile
Die Dividenden und Entwicklungen der eigenen Anteile über die Periode beliefen sich auf 3.584 Mio. € und umfassten:
| ― | 2.767 Mio. € Dividenden, die GDF SUEZ SA an ihre Aktionäre zahlte und die sich aus dem offenen Restbetrag der Dividende von 2013 (0,67 € je Aktie), gezahlt im Mai 2014, und einer Zwischendividende für 2014 (0,50 € je Aktie), gezahlt im Oktober 2014, zusammensetzten; |
| ― | Dividenden von 761 Mio. €, die verschiedene Tochtergesellschaften ihren Minderheitsaktionären zahlten, Zinszahlungen auf Hybrid-Schulden, Quellensteuer und Entwicklungen der eigenen Anteile. |
I.4.5 Nettoverschuldung per 31. Dezember 2014
Schließt man die fortgeführten Anschaffungskosten aus, aber die Auswirkung von Fremdwährungsderivaten ein, waren per 31. Dezember 2014 69% der Nettoverschuldung in Euro, 13% in US-Dollar und 6% in Pfund Sterling denominiert.
Die Auswirkung von Finanzinstrumenten eingeschlossen sind 80% der Nettoverschuldung festverzinslich.
Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoverschuldung der Gruppe liegt bei 9,1 Jahren.
Per 31. Dezember 2014 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene Kreditlinien von 13,3 Mrd. €.
I.5 SONSTIGE POSTEN DER BILANZ
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | Nettoveränderung |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | 109.999 | 105.813 | 4.187 |
| davon Geschäfts- oder Firmenwert | 21.222 | 20.420 | 802 |
| davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 71.601 | 70.154 | 1.447 |
| davon Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.055 | 6.799 | 255 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 55.306 | 50.120 | 5.186 |
| Summe Eigenkapital | 55.959 | 53.659 | 2.299 |
| Rückstellungen | 18.539 | 16.098 | 2.441 |
| Fremdkapital | 38.321 | 38.892 | (570) |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 52.486 | 47.283 | 5.203 |
Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 71,6 Mrd. €. Verglichen mit dem 31. Dezember 2013 ist das ein Zuwachs um 1,4 Mrd. €. Dieser Zuwachs war im Wesentlichen das Ergebnis von Investitionen über die Periode (Positivwirkung von 5,8 Mrd. €) und Anpassungen von Währungsumrechnungen (Positivwirkung von 1,7 Mrd. €). Er wurde teilweise durch planmäßige Abschreibung und Amortisation aufgezehrt (Negativwirkung 4,7 Mrd. €).
Der Geschäfts- oder Firmenwert stieg um 0,8 Mrd. € auf 21,2 Mrd. € vor allem aufgrund der an GTT erworbenen beherrschenden Beteiligung (Positivwirkung von 0,4 Mrd. €), zusammen mit den Erwerben von Ecova (Positivwirkung 0,2 Mrd. €) und Lahmeyer (Positivwirkung 0,1 Mrd. €).
Das Gesamteigenkapital betrug 56,0 Mrd. €. Das ist ein Plus von 2,3 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2013. In dieser Steigerung zeigen sich hauptsächlich der Jahresüberschuss für die Periode (Positivwirkung 3,1 Mrd. €), die Ausgabe von Hybridanleihen (Positivwirkung 2,0 Mrd. €), die an GTT erworbene beherrschende Beteiligung (Positivwirkung 0,5 Mrd. €), der Effekt der Ausgabe von Mitarbeiteraktien als Teil von Link 2014, des weltweiten Share-Ownership-Plans (Positivwirkung 0,3 Mrd. €) und die Zahlung von Dividenden in bar (Negativwirkung 3,5 Mrd. €).
Hinsichtlich sonstiger Posten des Gesamtergebnisses stehen den versicherungsmathematischen Verlusten und Nettoinvestitionen oder den Cashflow-Absicherungen nach Steuern, die eine Negativwirkung von 1,9 Mrd. € ausmachen, praktisch Anpassungen von Währungsumrechnungen mit einer Positivwirkung von 1,8 Mrd. € gegenüber.
Die Rückstellungen erhöhten sich um 2,4 Mrd. € vor allem wegen der versicherungsmathematischen Differenzen, die über die Periode bei Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses entstanden sind (Positivwirkung 1,8 Mrd. €), und wegen des Auflösens von Abzinsungen auf Rückstellungen (Positivwirkung 0,6 Mrd. €).
I.6 PROFORMA-JAHRESABSCHLUSS MIT DEM KONZERN SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY ALS ASSOZIIERTEM UNTERNEHMEN
Nach der Beendigung der Aktionärsvereinbarung am 22. Juli 2013 hat GDF SUEZ keinen maßgeblichen Einfluss mehr auf die SUEZ Environnement Company, die von diesem Zeitpunkt an im Konzernabschluss von GDF SUEZ nach der Equity-Methode bilanziert wurde (vgl. Anhang 5.7.1).
Für eine bessere operative und finanzielle Vergleichbarkeit der Performance zwischen den beiden Berichtsperioden hat die Gruppe eine Proforma-Information per 31. Dezember 2013 erstellt.
Die folgende Tabelle wie auch die nachstehenden zeigen den Übergang von einer berichteten Gewinn- und Verlustrechnung und einer Kapitalflussrechnung zu einer Proforma-Gewinn- und Verlustrechnung und -Kapitalflussrechnung für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr, in der SUEZ Environnement ab 1. Januar 2013 als ein nach der Equity-Methode bilanziertes assoziiertes Unternehmen enthalten ist.
GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG FÜR DAS AM 31. DEZEMBER 2013 BEENDETE JAHR
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013(1) | Ohne den Beitrag der SUEZ Environnement- Gruppe und Darstellung als assoziiertes Unternehmen | Gruppenintern und andere | Proforma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen |
|---|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 87.898 | (7.922) | 9 | 79.985 |
| Käufe | (50.396) | 1.642 | (4) | (48.758) |
| Personalkosten | (11.615) | 2.091 | - | (9.524) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (6.426) | 537 | - | (5.889) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (13.853) | 3.219 | (14) | (10.648) |
| Sonstige betriebliche Erträge | 2.077 | (153) | 10 | 1.933 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.685 | (587) | - | 7.098 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 570 | (3) | - | 567 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 8.254 | (589) | - | 7.665 |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (226) | 1 | - | (225) |
| Wertminderungsaufwand | (14.770) | (4) | - | (14.773) |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | (302) | 17 | - | (285) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises(2) | 405 | 2 | (448) | (41) |
| Sonstige Einmaleffekte | 544 | (10) | - | 535 |
| ERGEBNIS AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | (6.093) | (583) | (448) | (7.124) |
| Finanzaufwand | (2.444) | 269 | (3) | (2.177) |
| Finanzertrag | 498 | (40) | 3 | 461 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (1.945) | 230 | - | (1.715) |
| Ertragsteueraufwand | (745) | 104 | - | (641) |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.783) | (249) | (448) | (9.481) |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | (9.198) | - | (448) | (9.646) |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 414 | (249) | - | 165 |
| EBITDA | 14.223 | (1.206) | - | 13.017 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards und der Darstellung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Auswirkung von 44S Mio. € bezieht sich auf den Nettogewinn aus der Neubewertung, der im Konzernabschluss ausgewiesen wurde, nachdem SUEZ Environnement nach der Equity-Methode bilanziert worden ist.
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 FÜR DAS AM 31. DEZEMBER 2013 BEENDETE JAHR
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013(1) | Ohne den Beitrag der SUEZ Environnement- Gruppe und Darstellung als assoziiertes Unternehmen | Gruppenintern und andere | Pro forma GDF SUEZ: SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen |
|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS | (8.783) | (249) | (448) | (9.481) |
| - Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (570) | 3 | - | (567) |
| + Erhaltene Dividenden von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 433 | 89 | - | 522 |
| - planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen, netto | 20.519 | (505) | - | 20.014 |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte | (479) | 8 | 448 | (23) |
| - Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 226 | (2) | - | 225 |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 93 | (14) | - | 79 |
| - Aufwendungen für Ertragsteuern | 745 | (104) | - | 641 |
| - Finanzaufwendungen, netto | 1.945 | (230) | - | 1.715 |
| Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf | 14.129 | (1.004) | - | 13.125 |
| + Gezahlte Steuern | (2.058) | 97 | - | (1.961) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | (91) | 259 | - | 169 |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 11.980 | (648) | - | 11.333 |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (6.518) | 580 | - | (5.938) |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (363) | 14 | - | (349) |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | (688) | 5 | - | (683) |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | (143) | 14 | - | (128) |
| Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 267 | (24) | - | 243 |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Unternehmen, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 468 | (17) | - | 451 |
| Veräußerungen von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 1.569 | (17) | - | 1.552 |
| Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 171 | (1) | - | 171 |
| Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 74 | 3 | 3 | 80 |
| Dividenden aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten | 127 | (8) | - | 119 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und sonstigen | (69) | 40 | 143 | 114 |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (5.103) | 588 | 146 | (4.368) |
| Gezahlte Dividenden | (4.694) | 348 | - | (4.346) |
| Rückzahlung von Finanzschulden | (5.640) | 505 | - | (5.135) |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | (435) | 28 | - | (407) |
| Gezahlte Zinsen | (1.553) | 228 | (3) | (1.328) |
| Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 116 | (25) | - | 91 |
| Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekaufte Fremdkapitalaufnahmen | (184) | (11) | - | (195) |
| Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen | 3.393 | (951) | (143) | 2.299 |
| Kapitalerhöhung/-senkung | 388 | (2) | - | 387 |
| Ausgabe ewig laufender nachrangiger Hybridanleihen | 1.657 | - | - | 1.657 |
| Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile | (5) | - | - | (5) |
| Änderungen des Anteilsbesitzes an beherrschten Gesellschaften | (71) | 12 | - | (59) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (7.027) | 132 | (146) | (7.041) |
| Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (2.083) | 2.056 | - | (27) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (2.233) | 2.129 | - | (103) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 10.939 | (2.129) | - | 8.809 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.706 | - | - | 8.706 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
I.7 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 2014 auf 24.562 Mio. €. Das ist ein Minus von 14% gegenüber 2013, vor allem wegen der weniger günstigen Witterungsverhältnisse.
Das Unternehmen gab einen Jahresfehlbetrag von 1.354 Mio. € gegenüber einem Jahresfehlbetrag von 676 Mio. € für 2013 bekannt, der hauptsächlich die geringeren Margen bei Energie widerspiegelt, die teilweise durch eine Verringerung externer Kosten, bei der planmäßigen Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen aufgefangen wurden.
Das Unternehmen berichtete einen Nettofinanzertrag von 1.590 Mio. € gegenüber 1.054 Mio. € im Vorjahr. Dazu gehören hauptsächlich erhaltene Dividenden von Tochtergesellschaften in Höhe von 2.297 Mio. € gegenüber 1.778 Mio. € im Jahr 2013, die Fremdkapitalkosten, die bei 859 Mio. € stabil blieben und zumeist aus Zinsaufwand für Anleiheemissionen bestanden.
Zu den Einmaleffekten gehörten einmalige Aufwendungen in Höhe von 203 Mio. €, hauptsächlich aufgrund der kombinierten Wirkung von Umschuldungen (Aufwand in Höhe von 267 Mio. €) und Wertminderungsaufwand bei Wertpapieren, abzüglich der Auflösungen (Aufwand 30 Mio. €), die mit der Auflösung der Rückstellung für Preiserhöhungen (Ertrag von 54 Mio. €) und Kapitalgewinnen aus Veräußerungen von Gebäuden und Grundstücken (Ertrag 20 Mio. €) verrechnet wurden.
Die Minderung des tatsächlichen Ertragsteueraufwands beträgt 378 Mio. € gegenüber 768 Mio. € für 2013. Diese beiden Beträge beinhalten eine Begünstigung aus der steuerlichen Konsolidierung von 368 Mio. € bzw. 441 Mio. € für 2014 bzw. 2013.
Der Jahresüberschuss erreichte 411 Mio. €.
Das Aktienkapital belief sich Ende 2014 auf 41.896 Mio. €, verglichen mit 43.984 Mio. € per 31. Dezember 2013. Hier machten sich die ausgezahlten Dividenden bemerkbar, die teilweise mit der Kapitalerhöhung im Zusammenhang mit dem Plan LINK 2014 und dem Periodenergebnis verrechnet wurden.
Per 31. Dezember 2014 betrug die Nettoverschuldung 29.695 Mio. €, und die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 7.079 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. Zweck 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. 2014 | 31. Dez. 2013 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Extern | Gruppe | Summe | Extern | Gruppe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Überfällig | 33 | 94 | 127 | 142 | 114 | 256 |
| 30 Tage | 414 | 28 | 442 | 614 | 40 | 654 |
| 45 Tage | 8 | 251 | 259 | 15 | 6 | 21 |
| Mehr als 45 Tage | 23 | - | 23 | 17 | - | 17 |
| SUMME | 478 | 373 | 851 | 788 | 160 | 948 |
I.8 AUSBLICK
Finanzielle Zielstellung für 2015(1) : ein belastbarer periodischer Jahresüberschuss trotz gesunkener Öl-/Gaspreise durch die Umsetzung eines "Schnellen Eingreifplans" mit klaren Zielvorgaben
Angesichts der jüngsten Einbrüche bei den Öl- und Gaspreisen, die kurzfristig auf die Geschäfte der Gruppe erhebliche Auswirkungen haben (ein geschätztes Minus von ca. 900 Mio. € beim EBITDA 2015 und ein Minus von 350 Mio. € beim Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss, ausgehend von den Terminpreisen per 31. Dezember 2014), hat die Gruppe einen schnellen operativen Eingreifplan zusätzlich zum Plan Perform 2015 beschlossen, in dessen Mittelpunkt zielgerichtete Einsparungen der Betriebskosten stehen (Auswirkung auf das EBITDA 2015: 250 Mio. €) in Verbindung mit einem Verschieben von Capex für Wachstum (2 Mrd. € im Verlauf von 2015-2016).
Dieser Plan versetzt die Gruppe in die Lage, für 2015 einen Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss von 3,0 Mrd. € bis 3,3 Mrd. € im Falle durchschnittlichen Wetters in Frankreich zu verkünden, der im Einklang mit den für 2014 veröffentlichten Zahlen steht. Diese Leitlinie basiert auf Schätzungen des EBITDA und des kurzfristigen Betriebsergebnisses(2) von 11,7 Mrd. € bis 12,3 Mrd. € bzw. 6,8 Mrd. € bis 7,4 Mrd. €.
Ausgehend von ihren mittelfristigen Wachstumsperspektiven und der Generierung von Zahlungsmitteln für 2015-2016 bestätigt die Gruppe außerdem erneut ihre Strategie der Kapitalallokation für die Periode 2014-2016 wie folgt:
| ― | Netto-Capex(3) durchschnittlich 6 Mrd. € bis 7 Mrd. € im Jahr; |
| ― | eine Nettoschuld/EBITDA-Kennzahl von kleiner oder gleich 2,5x und "A"-Rating für Kredite; |
| ― | und eine stabile Dividendenpolitik mit einem Auszahlungsverhältnis(4) von 65-75% und einer Mindestbarauszahlung von 1 Euro je Aktie. |
(1) Die Zielvorgaben unterstellen durchschnittliche Witterungsbedingungen in Frankreich, die vollständige Weitergabe der Lieferkosten bei den regulierten französischen Gastarifen, die Wiederinbetriebnahme von Doel 3 und Tihange 2 ab 1. Juli 2015, keine signifikanten regulatorischen und makroökonomischen Änderungen, Annahmen für Rohstoffpreise gemäß den Marktbedingungen per 31. Dezember 2014 für den nicht abgesicherten Teil der Produktion und mittlere Wechselkurse für 2015 wie folgt: €/$: 1,22, €/BRL: 3,23.
(2) Nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden.
(3) Netto-Capex = Brutto-Capex - Veräußerungen (Auswirkung auf Zahlungsmittel und Nettoschuld)
(4) Auf der Grundlage des Konzernanteils am periodischen Jahresüberschuss
II KONZERNABSCHLUSS
Gewinn- und Verlustrechnung
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse | 7,1 | 74.686 | 87.898 |
| Käufe | (44.155) | (50.396) | |
| Personalkosten | 7,2 | (9.779) | (11.615) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | 7,3 | (4.797) | (6.426) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (10.999) | (13.853) | |
| Sonstige betriebliche Erträge | 1.764 | 2.077 | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7 | 6.720 | 7.685 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 4 | 441 | 570 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.161 | 8.254 | |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 8,1 | (298) | (226) |
| Wertminderungsaufwand | 8,2 | (1.037) | (14.770) |
| Kosten für Restrukturierungsmaßnahmen | 8,3 | (167) | (302) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 8,4 | 562 | 405 |
| Sonstige Einmaleffekte | 8,5 | 353 | 544 |
| ERGEBNIS AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 8 | 6.574 | (6.093) |
| Finanzaufwand | (2.462) | (2.444) | |
| Finanzertrag | 586 | 498 | |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | 9 | (1.876) | (1.945) |
| Ertragsteueraufwand | 10 | (1.588) | (745) |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 3.110 | (8.783) | |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | 2.440 | (9.198) | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 669 | 414 | |
| UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS (VERLUST) JE AKTIE (EURO) | 12 | 1,00 | (3,90) |
| VERWÄSSERTES ERGEBNIS (VERLUST) JE AKTIE (EURO) | 12 | 1,00 | (3,90) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung von Konsolidierungsstandards und der Darstellung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
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. 2014 | 31. Dez. 2014 Eigentümer Mutter- unternehmen |
31. Dez. 2014 Nicht beherrschende Beteiligungen | 31. Dez. 2013(1)(2) | 31. Dez. 2013 Eigentümer Mutter- unternehmen(1)(2) |
31. Dez. 2013 Nicht beherrschende Beteiligungen(1)(2) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 3.110 | 2.440 | 669 | (8.783) | (9.198) | 414 | |
| Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 16 | 47 | 47 | - | (47) | (41) | (6) |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | (442) | (442) | - | 375 | 327 | 48 | |
| Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente) | 17 | (717) | (702) | (15) | 494 | 405 | 89 |
| Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse | 17 | 298 | 234 | 64 | (262) | (256) | (6) |
| Latente Steuern auf die obigen Posten | 10 | 182 | 211 | (29) | (201) | (169) | (32) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | (128) | (128) | 156 | 122 | 34 | ||
| Umrechnungsdifferenzen | 1.836 | 1.546 | 290 | (2.054) | (1.590) | (464) | |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | 1.076 | 767 | 310 | (1.539) | (1.202) | (337) | |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 20 | (1.762) | (1.658) | (105) | 624 | 595 | 29 |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 10 | 516 | 482 | 33 | (199) | (189) | (11) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | 7 | 7 | (1) | (4) | (10) | 6 | |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | (1.240) | (1.168) | (72) | 420 | 397 | 24 | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS/VERLUST) | 2.946 | 2.039 | 907 | (9.902) | (10.003) | 101 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
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. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | 1. Jan. 2013(1)(2) |
|---|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | ||||
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 14 | 7.569 | 7.042 | 12.663 |
| Geschäfts- oder Firmenwert | 13 | 21.222 | 20.420 | 29.535 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 15 | 64.032 | 63.112 | 81.761 |
| Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere | 16 | 2.893 | 3.015 | 3.341 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 16 | 2.960 | 1.898 | 3.051 |
| Derivate | 16 | 2.733 | 2.351 | 3.109 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 4 | 7.055 | 6.799 | 6.158 |
| Sonstige Vermögenswerte | 27 | 557 | 685 | 933 |
| Latente Steueransprüche | 10 | 980 | 490 | 1.333 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 109.999 | 105.813 | 141.884 | |
| Kurzfristige Vermögenswerte | ||||
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 16 | 925 | 1.470 | 1.974 |
| Derivate | 16 | 7.886 | 3.833 | 4.292 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 16 | 21.558 | 21.057 | 24.797 |
| Vorräte | 27 | 4.891 | 4.973 | 5.332 |
| Sonstige Vermögenswerte | 27 | 10.049 | 8.157 | 8.811 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 16 | 1.450 | 1.001 | 431 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 16 | 8.546 | 8.706 | 10.939 |
| Vermögenswerte, die als zur Veräußerung verfügbar eingestuft sind | 5 | - | 922 | 2.754 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 55.306 | 50.120 | 59.329 | |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 165.305 | 155.932 | 201.213 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
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. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | 1. Jan. 2013(1)(2) |
|---|---|---|---|---|
| Aktienkapital | 49.527 | 47.971 | 59.760 | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 6.432 | 5.689 | 11.672 | |
| SUMME EIGENKAPITAL | 18 | 55.959 | 53.659 | 71.432 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | ||||
| Rückstellungen | 19 | 16.402 | 14.066 | 15.405 |
| Langfristiges Fremdkapital | 16 | 28.024 | 28.576 | 41.945 |
| Derivate | 16 | 3.020 | 2.062 | 2.657 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 16 | 286 | 213 | 624 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 27 | 1.078 | 1.147 | 2.025 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 10 | 9.039 | 9.466 | 11.697 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 57.849 | 55.530 | 74.353 | |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | ||||
| Rückstellungen | 19 | 2.137 | 2.032 | 2.042 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 16 | 10.297 | 10.316 | 12.069 |
| Derivate | 16 | 5.895 | 4.043 | 4.066 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 16 | 18.799 | 16.398 | 19.019 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 27 | 14.370 | 13.521 | 16.749 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit zur Veräußerung verfügbaren Vermögenswerten verbunden sind | 5 | - | 434 | 1.483 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 51.498 | 46.743 | 55.428 | |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 165.305 | 155.932 | 201.213 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
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 | Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige |
|---|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2012 | 2.412.824.089 | 2.413 | 32.207 | 26.427 | - | (242) |
| Auswirkung von IFRS 10 und 11 (vgl. Anhang 2) | (79) | 3 | ||||
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2013(1) | 2.412.824.089 | 2.413 | 32.207 | 26.349 | - | (239) |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag)(1) | (9.198) | |||||
| Sonstiges Ergebnis(1) | 397 | 388 | ||||
| SUMME GESAMTERGEBNIS(1) | (8.801) | 388 | ||||
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 88 | |||||
| Dividendenauszahlung in bar | (3.539) | |||||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile | (101) | |||||
| Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement (vgl. Anhang 5.7) | ||||||
| Emission von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 18.2.1) | 1.657 | |||||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | 19 | 3 | ||||
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | ||||||
| Sonstige Änderungen | (8) | |||||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2013(1) | 2.412.824.089 | 2.413 | 32.207 | 14.005 | 1.657 | 152 |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Eigene Anteile | Aktienkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2012 | 235 | (1.206) | 59.834 | 11.468 | 71.303 |
| Auswirkung von IFRS 10 und 11 (vgl. Anhang 2) | 1 | (74) | 204 | 130 | |
| EIGENKAPITAL PER 1. JANUAR 2013(1) | 236 | (1.206) | 59.760 | 11.672 | 71.432 |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag)(1) | (9.198) | 414 | (8.783) | ||
| Sonstiges Ergebnis(1) | (1.590) | (805) | (313) | (1.119) | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS(1) | (1.590) | (10.003) | 101 | (9.902) | |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 88 | 5 | 93 | ||
| Dividendenauszahlung in bar | (3.539) | (1.071) | (4.610) | ||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile | 97 | (5) | - | (5) | |
| Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement (vgl. Anhang 5.7) | (5.225) | (5.225) | |||
| Emission von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 18.2.1) | 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) | (1.353) | (1.109) | 47.971 | 5.689 | 53.659 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
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 | Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige |
|---|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2013(1) | 2.412.824.089 | 2.413 | 32.207 | 14.005 | 1.657 | 152 |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag) | 2.440 | |||||
| Sonstiges Ergebnis | (1.168) | (779) | ||||
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 1.273 | - | (779) | |||
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 22.460.922 | 22 | 299 | 35 | ||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 18.2.3) | (2.767) | |||||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 18.1.2) | (17) | |||||
| Emission von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 18.2.1) | 1.974 | |||||
| Coupons von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 18.2.1) | (67) | |||||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | (114) | |||||
| Erwerb der Beherrschung von Gaztransport & Technigaz (vgl. Anhang 5.1) | ||||||
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | ||||||
| Sonstige Änderungen | (1) | |||||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2014 | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 | 12.414 | 3.564 | (627) |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Eigene Anteile | Aktienkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2013(1) | (1.353) | (1.109) | 47.971 | 5.689 | 53.659 |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag) | 2.440 | 669 | 3.110 | ||
| Sonstiges Ergebnis | 1.546 | (401) | 238 | (163) | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 1.546 | - | 2.039 | 907 | 2.946 |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 357 | - | 357 | ||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 18.2.3) | (2.767) | (761) | (3.527) | ||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 18.1.2) | 152 | 136 | 136 | ||
| Emission von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 18.2.1) | 1.974 | 1.974 | |||
| Coupons von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 18.2.1) | (67) | (67) | |||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | (114) | 12 | (102) | ||
| Erwerb der Beherrschung von Gaztransport & Technigaz (vgl. Anhang 5.1) | 476 | 476 | |||
| Stammkapitalerhöhungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | 60 | 60 | |||
| Sonstige Änderungen | (1) | 49 | 48 | ||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2014 | 193 | (957) | 49.527 | 6.432 | 55.959 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
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. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 3.110 | (8.783) | |
| - Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (441) | (570) | |
| + Erhaltene Dividenden von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 526 | 433 | |
| - planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen, netto | 5.722 | 20.519 | |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte | (924) | (479) | |
| - Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 298 | 226 | |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 21 | 93 | |
| - Aufwendungen für Ertragsteuern | 1.588 | 745 | |
| - Finanzaufwendungen, netto | 1.876 | 1.945 | |
| Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf | 11.776 | 14.129 | |
| + Gezahlte Steuern | (1.805) | (2.058) | |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 27,1 | (1.221) | (91) |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 8.751 | 11.980 | |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 6.4.3 | (5.790) | (6.518) |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 6.4.3 | (340) | (363) |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 6.4.3 | (398) | (688) |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 6.4.3 | (246) | (143) |
| Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 241 | 267 | |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 565 | 468 | |
| Veräußerungen von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 822 | 1.569 | |
| Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 1.064 | 171 | |
| Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 29 | 74 | |
| Dividenden aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten | 107 | 127 | |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und sonstigen | 6.4.3 | 8 | (69) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (3.939) | (5.103) | |
| Gezahlte Dividenden(3) | (3.720) | (4.694) | |
| Rückzahlung von Finanzschulden | (6.394) | (5.640) | |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | (412) | (435) | |
| Gezahlte Zinsen | (1.079) | (1.553) | |
| Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 100 | 116 | |
| Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekaufte Fremdkapitalaufnahmen | (873) | (184) | |
| Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen | 5.033 | 3.393 | |
| Kapitalerhöhung/-senkung | 388 | 388 | |
| Ausgabe ewig laufender nachrangiger Hybridanleihen | 18.2.1 | 1.974 | 1.657 |
| Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile | 136 | (5) | |
| Änderungen des Anteilsbesitzes an beherrschten Gesellschaften | 6.4.3 | (126) | (71) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (4.973) | (7.027) | |
| Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | 1 | (2.083) | |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (160) | (2.233) | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 8.706 | 10.939 | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.546 | 8.706 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert. Die Wirkung der Veränderung bei der Bilanzierungsmethode für "Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente" wird in der Zeile "Auswirkung von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen" dargestellt und beläuft sich auf ein Minus von 2.056 Mio. € (vgl. Anhang 5.7).
(3) Die Zeile "Gezahlte Dividenden" schließt die Coupons ein, die den Inhabern von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen am 31. Dezember 2014 in Höhe von 67 Mio. € gezahlt wurden.
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 gegründet.
Sie unterliegt den geltenden und künftigen Gesetzen und Verordnungen, die auf sociétés anonymes zutreffen, sowie den Bestimmungen ihrer Satzung.
Die Konzernzentrale hat ihren Sitz in 1 place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie (Frankreich).
Die Aktien von GDF SUEZ sind an den Börsen in Paris, Brüssel und Luxemburg gelistet.
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 tätig. Sie entwickelt ihre Geschäftsfelder (Energie und Energiedienstleistungen) ausgehend von einem verantwortungsbewussten Wachstumsmodell, um den Herausforderungen zu begegnen, die sich aus der Deckung des Energiebedarfs, sicheren Lieferungen, der Bekämpfung des Klimawandels und der optimierten Ressourcennutzung stellen.
Am 25. Februar 2015 wurde der Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2014 vom Verwaltungsrat genehmigt und zur Veröffentlichung freigegeben.
ANHANG 1 Bilanzierungsstandards und -methoden
1.1 Bilanzierungsstandards
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 2013 und 2014) 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 2014 wurde gemäß IFRS erstellt, wie vom International Accounting Standards Board (IASB) veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen(1) .
Die Rechnungslegungsstandards, die für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2014 beendete Jahr zugrunde gelegt wurden, sind mit der Strategie konsistent, die angewandt wurde, um den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2013 beendete Jahr zu erstellen, mit den Ausnahmen, die im folgenden §1.1.1 beschrieben sind.
1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die für 2014 gelten
| ― | IFRS 10 - Konzernabschlüsse. |
| ― | IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen |
| ― | Änderung an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures |
Änderungen aufgrund dieser neuen Konsolidierungsstandards werden kurz in §1.4.1 beschrieben. Zur Auswirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe vgl. Anhang 2.
| ― | IFRS 12 - Angaben zu Beteiligungen an anderen Gesellschaften. Dieser Standard erfordert, Informationen offenzulegen, mit denen die Risiken aus den Beteiligungen der Gruppe an Tochtergesellschaften, gemeinschaftlichen Vereinbarungen, assoziierten Gesellschaften und nicht konsolidierten strukturierten Einheiten sowie die Rückwirkung dieser Beteiligungen auf die Bilanz der Gruppe, ihre finanzielle Leistungsfähigkeit und den Kapitalfluss bewertet werden können. Deshalb sind Informationen über maßgebliche Annahmen und über getroffene Ermessensentscheidungen zu geben um festzulegen, dass die Gruppe die Kontrolle, die gemeinschaftliche Kontrolle und die Art der gemeinschaftlichen Vereinbarung (d. h. gemeinschaftliche Tätigkeit oder Joint Venture) oder maßgeblichen Einfluss besitzt. Die erstmalige Anwendung dieses Standards impliziert die Erweiterung der Informationen in den Anhängen zum jährlichen Konzernabschluss. |
| ― | Änderungen an IAS 32 - Finanzinstrumente: Darstellung -Aufrechnung von finanziellen Vermögenswerten und Verpflichtungen; diese Änderungen wirken sich nicht wesentlich auf den Konzernabschluss der Gruppe aus. |
| ― | Änderungen an IAS 36 - Wertminderung von Vermögenswerten - Erzielbarer Betrag für nicht finanzielle Vermögenswerte; Diese Änderungen wurden frühzeitig per 31. Dezember 2013 angenommen. |
| ― | Änderungen an IAS 39 - Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung - Novationen von Derivaten und Fortsetzung der Sicherungsbilanzierung; diese Änderungen wirken sich nicht wesentlich auf den Konzernabschluss der Gruppe aus. |
1.1.2 2015 geltende IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen, die die Gruppe nicht 2014 vorzeitig anwenden will
| ― | Jährliche Verbesserungen an IFRSs 2011-2013. |
| ― | IFRIC 21 - Abgaben; diese Interpretation wirkt sich nicht wesentlich auf den jährlichen Konzernabschluss der Gruppe aus. |
1.1.3 Nach 2015 anzuwendende IFRS-Standards und Änderungen
| ― | IFRS 9 - Finanzinstrumente(2) |
| ― | IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden(2) . |
| ― | Änderungen an IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen: Bilanzierung von Erwerben von Anteilen an einer gemeinsamen Geschäftstätigkeit(2) . |
(1) Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://ec. europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_en.htm.
(2) Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.
| ― | Änderungen an IAS 16 - Sachanlagen - und IAS 38 - Immaterielle Vermögenswerte: Klarstellung akzeptabler Abschreibungsmethoden(1) . |
| ― | Änderungen an IFRS 10 und IAS 28 - Veräußerung oder Einbringung von Vermögenswerten zwischen einem Investor und einem assoziierten Unternehmen oder Joint Venture(1) . |
| ― | Änderungen an IAS 1 - Angabeninitiative(1) . |
| ― | Änderungen an IAS 19 - Leistungen an Arbeitnehmer - Leistungsorientierte Pläne: Arbeitnehmerbeiträge. |
| ― | Jährliche Verbesserungen an IFRSs 2010-2012. |
| ― | Jährliche Verbesserungen an IFRS 2012-2014(1) |
Die Auswirkung der Anwendung dieser Standards und Änderungen wird zurzeit bewertet.
1 Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.
1.1.4 Hinweis auf Übergangsoptionen für IFRS 1
Die Gruppe nutzte einige der Wahlrechte nach IFRS 1 bei der Umstellung auf IFRS im Jahr 2005. Die Optionen, die sich fortgesetzt auf die Konzernabschlüsse auswirken, sind:
| ― | Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen: Die Gruppe hat gewählt, die kumulierten Anpassungen von Währungsumrechnungsdifferenzen zum 1. Januar 2004 in das konsolidierte Eigenkapital umzugliedern. |
| ― | 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.
Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen
Nach IFRS 5 "Zum Verkauf 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" eingestuft, wenn sie in ihrem bestehenden Zustand zum unmittelbaren Verkauf verfügbar sind, ihr Verkauf innerhalb von zwölf Monaten ab Einstufungsdatum höchstwahrscheinlich ist, wenn das Management an einen Plan gebunden ist, den Vermögenswert zu verkaufen und aktiv ein Plan aufgestellt wurde, einen Käufer zu finden und den Plan abzuschließen. Um zu beurteilen, ob ein Verkauf höchstwahrscheinlich ist, betrachtet die Gruppe unter anderem Anzeichen von Interesse und Angeboten, die von potenziellen Käufern abgegeben werden, und spezielle Risiken bei der Durchführung bestimmter Transaktionen.
1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen
Die Wirtschafte- 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 die Bestimmung von Abzinsungssätzen für Werthaltigkeitstests und zur Berechnung von Rückstellungen benutzt werden, berücksichtigen die Krisensituation und die daraus entstehende erhebliche Marktvolatilität.
1.3.1 Schätzungen
Die Aufstellung von Konzernabschlüssen verlangt Schätzungen und Annahmen, um den Wert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten und Eventualvermögenswerten und -verbindlichkeiten am Ende der Berichtsperiode und Umsatzerlöse und Aufwendungen zu bestimmen, die in der Periode berichtet werden.
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 der Gruppe beziehen sich hauptsächlich auf:
| ― | Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden (vgl. Anhang 5); |
| ― | Bewertung des erzielbaren Betrags für den Geschäfts- oder Firmenwert und sonstige immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen (vgl. §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. §1.4.15); |
| ― | Finanzinstrumente (vgl. §1.4.11); |
| ― | Bewertung noch nicht gemessener Umsatzerlöse, so genannter ungemessener Umsatzerlöse (vgl. § 1.3.1.6); |
| ― | Bewertung erfasster steuerlicher Verlustvorträge (vgl. Anhang 10.3). |
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 Verbindlichkeiten enthalten die Marktaussichten für die Bewertung künftiger Zahlungsströme und den anzusetzenden Abzinsungssatz.
Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements wieder.
1.3.1.2 Erzielbarer Betrag für Geschäfts- oder Firmenwert, Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte
Der erzielbare Betrag für Geschäfts- oder Firmenwert, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen beruht auf Schätzungen und Annahmen insbesondere hinsichtlich der erwarteten Marktaussichten und der Entwicklung des regulatorischen Rahmens, die für die Bewertung von Zahlungsströmen, deren Sensibilität sich je nach Tätigkeit unterscheidet, und die Ermittlung des Abzinsungssatzes benutzt werden. Änderungen dieser Annahmen können einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Anpassungen von anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen führen.
Die Hauptannahmen für die Werthaltigkeitstests bei wesentlichen goodwilltragenden CGUs sind folgende:
| ― | CGU Energy - Central Western Europe (CWE) (Unternehmenssparte Energy Europe) Die Cashflow-Projektionen für die Strom- und Gasgeschäfte 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 Umfelds (insbesondere im Hinblick auf die Kernkraftkapazitäten in Belgien und die Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte für französische Kernkraftwerke) und der 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 Distribution (Unternehmenssparte Infrastructures) Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasversorgungsnetze (als "ATRD 4" bekannt), der am 1. Juli 2012 für die Dauer von vier Jahren in Kraft trat, und der Höhe der Gesamtinvestitionen erstellt, die mit der französischen Regulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) als Teil ihres Beschlusses zum ATRD-4-Tarif vereinbart worden sind. Der Schlusswert, der für das Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2020. Die RAB ist der Wert, den der Regulator den Vermögenswerten zuweist, die der Versorger betreibt. |
| ― | CGU Global Gas & LNG Die Grundannahmen und -schätzungen enthalten vor allem die Abzinsungssätze, erwartete Trends für die Kohlenwasserstoffpreise, Wechselkursänderungen Euro/US-Dollar, Schätzungen der nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven, die erwarteten Trends für Angebot und Nachfrage bei Flüssigerdgas sowie die Marktaussichten. |
| ― | CGU Energy - North America (Unternehmenssparte Energy International). Die Hauptannahmen 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 maßgeblichen Einfluss auf die Rückstellungsbeträge und insbesondere, aber nicht nur, die für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs und den Abriss von Kernkraftwerken wie auch die für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich beinhalten:
| ― | Kostenprognosen (vor allem das zugrunde gelegte Szenario für die Wiederaufarbeitung und Lagerung abgebrannter Brennelemente), |
| ― | den Zeitplan für Ausgaben (vor allem für Tätigkeiten der Stromerzeugung in Kernkraftwerken, den Zeitplan für die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente und für den Abbruch der Anlagen sowie den Zeitplan zum Ausstieg aus dem Gasgeschäft für die Gasinfrastrukturunternehmen in Frankreich), |
| ― | und den auf die Zahlungsströme angewandten Abzinsungssatz. |
Diese Kenngrößen basieren auf Informationen und Schätzungen, die der Gruppe gegenwärtig als geeignet erscheinen.
Die Änderung bestimmter Kennzahlen könnte eine erhebliche Berichtigung dieser Rückstellungen nach sich ziehen.
1.3.1.4 Pensionen
Pensionszusagen werden auf der Basis versicherungsmathematischer Annahmen bewertet. Die Gruppe ist der Auffassung, dass die Annahmen zur Bemessung ihrer Verpflichtungen geeignet und dokumentiert sind. Änderungen dieser Annahmen können sich jedoch wesentlich auf die daraus resultierenden Berechnungen auswirken.
1.3.1.5 Finanzinstrumente
Um den beizulegenden Zeitwert von Finanzinstrumenten zu bestimmen, die nicht auf einem aktiven Markt gelistet sind, verwendet die Gruppe Bewertungstechniken, die auf bestimmten Annahmen basieren. Änderungen dieser Annahmen können eine wesentliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben.
1.3.1.6 Erlöse
Umsatzerlöse, die bei Kundengruppen generiert werden, deren Energieverbrauch während der Bilanzierungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die mit Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas versorgt werden, werden am Ende der Berichtsperiode 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 mitunter erst mehrere Monate später bekannt, was bedeutet, dass Umsatzerlöszahlen nur geschätzt werden können.
Doch hat die Gruppe Mess- und Modellier-Tools entwickelt, die es gestatten, die Umsatzerlöse mit einer zufriedenstellenden Genauigkeit zu schätzen und so 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 abgerechneten 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. Der Anteil nicht in Rechnung gestellter Umsatzerlöse am Jahresende spielt für die Annahmen zu Menge und Durchschnittspreis eine Rolle.
1.3.1.7 Bewertung erfasster steuerlicher Verlustvorträge
Latente Steueransprüche werden bei den steuerlichen Verlustvorträgen 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 steuerbaren temporären Differenzen in Verbindung mit der gleichen Steuerbehörde und dem gleichen zu besteuernden Unternehmen und auf Schätzungen künftiger steuerbarer Gewinne. Diese Schätzungen und Verwendungen für steuerliche Verlustvorträge wurden auf der Grundlage von Gewinn- und Verlusterwartungen aus dem mittelfristigen Businessplan erstellt und nötigenfalls aufgrund zusätzlicher Prognosen.
1.3.2 Ermessensentscheidungen
Das Management der Gruppe stützt sich auf Schätzungen, es trifft aber auch Ermessensentscheidungen, um die geeigneten Bilanzierungsmethoden für bestimmte Tätigkeiten und Transaktionen insbesondere dann zu bestimmen, wenn die geltenden IFRS-Standards und -Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Rechnungslegungsprobleme eingehen.
Die Gruppe nutzte insbesondere ihren Ermessensspielraum, um die Art der Beherrschung, die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten, den Ansatz von Erwerben nicht beherrschender Beteiligungen vor dem 1. Januar 2010 und die Identifizierung von Eigenbedarfsverträgen laut Definition in IAS 39 unter den Verträgen über den Kauf oder Verkauf nicht finanzieller Positionen (Strom und Gas usw.) zu ermitteln.
Gesellschaften, für die Ermessensentscheidungen getroffen wurden, sind in Anhang 3 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2014" und 4 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" aufgeführt.
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 Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Verwertung, oder Schulden, deren Tilgung für einen Zeitraum von 12 Monaten ab Ende der Berichtsperiode zu erwarten sind, gelten als kurzfristig, während alle sonstigen Posten als langfristig eingestuft werden.
1.4 Bilanzierungsmethoden
1.4.1 Konsolidierungskreis und -methoden
IFRS 10 - Konzernabschlüsse, IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen und Änderungen an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures wurden von der Europäischen Union im Mai 2012 übernommen und müssen seit 1. Januar 2014 angewendet werden.
IFRS 10 - Konzernabschlüsse
IFRS 10 tritt an die Stelle von IAS 27 - Konzern- und Einzelabschlüsse und von SIC 12 - Konsolidierung von Zweckgesellschaften. Dieser Standard führt eine Neudefinition von Beherrschung ein. Ein Investor (die Gruppe) beherrscht eine Einheit und muss sie deshalb als Tochtergesellschaft konsolidieren, wenn alles Folgende zutrifft:
| ― | die Macht, die maßgeblichen Tätigkeiten der Gesellschaft zu bestimmen; |
| ― | ein Anrecht auf variable Renditen aus seinem Engagement in der Gesellschaft; |
| ― | die Fähigkeit, seine Macht über die Gesellschaft dergestalt zu nutzen, dass dadurch die Höhe der Rendite für den Investor beeinflusst wird. |
IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen
IFRS 11 tritt an die Stelle von IAS 31 - Anteile an Joint Ventures und SIC 13 - Gemeinschaftlich geführte Einheiten - nicht-monetäre Einlagen durch Partnerunternehmen.
Der neue Standard unterscheidet zwischen zwei Arten gemeinsamer Vereinbarungen: Gemeinschaftsunternehmen und gemeinschaftliche Tätigkeiten.
Ein Gemeinschaftsunternehmen ist eine gemeinsame Vereinbarung, bei der die Partnerunternehmen mit gemeinschaftlicher Führung Rechte am Nettovermögen der Vereinbarung besitzen.
Eine gemeinschaftliche Tätigkeit ist eine gemeinsame Vereinbarung, bei der die Parteien mit gemeinschaftlicher Führung Rechte an den Vermögenswerten und Verpflichtungen für die Schulden der Vereinbarung haben.
Änderungen an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures.
Die Änderungen an IAS 28 betreffen hauptsächlich folgende Punkte:
| ― | wenn ein Teil einer Investition in ein assoziiertes oder Gemeinschaftsunternehmen die Kriterien für die Klassifizierung als zum Verkauf gehalten erfüllt, ist die Bilanzierung des verbleibenden Teils nun klargestellt. IFRS 5 trifft auf den Anteil zu, der zur Veräußerung gehalten wird, während der verbleibende Anteil weiterhin nach der Equity-Methode bilanziert wird; |
| ― | wird eine Investition in ein assoziiertes Unternehmen zu einer Investition in ein Gemeinschaftsunternehmen, weil sich der Anteil des Anteilseigners erhöht hat, dürfen die zuvor gehaltenen Anteile nicht länger zum beizulegenden Zeitwert neu bewertet werden. Gleichermaßen, wenn eine Investition in eine gemeinschaftliche Tätigkeit zu einer Investition in ein assoziiertes Unternehmen wird, weil sich der Anteil des Anteilseigners verringert hat, darf der verbleibende Anteil nicht länger zum beizulegenden Zeitwert neu bewertet werden. |
Die Anwendung dieser neuen Standards hat für die Gruppe folgende Konsequenzen:
| ― | beherrschte Einheiten (Tochtergesellschaften) werden gemäß IFRS 10 voll konsolidiert; |
| ― | Anteile an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures: Die Gruppe bilanziert ihre Investitionen in assoziierte Unternehmen (Gesellschaften, auf die die Gruppe maßgeblichen Einfluss ausübt) und Joint Ventures nach der Equity-Methode; |
| ― | Anteile an gemeinschaftlicher Tätigkeit: Die Gruppe bilanziert die Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Erlöse und Aufwendungen für ihren Anteil an einer gemeinschaftlichen Tätigkeit gemäß den IFRS, die für diese Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Erlöse und Aufwendungen gelten. Produktionsbeteiligungsverträge, insbesondere bei Öl- und Gasexplorations- und -fördertätigkeiten, gelten als außerhalb des Anwendungsbereichs von IFRS 11 liegend. Auf der Grundlage der Vertragsklauseln bilanzieren die Vertragspartner ihre Rechte auf einen Anteil an der Produktion und den Reserven. |
Die Auswirkung dieser neuen Konsolidierungsstandards auf den vergleichenden Jahresabschluss 2013 wird in Anhang 2 "Auswirkung der Anwendung der neuen Konsolidierungsstandards auf den vergleichenden Jahresabschluss 2013" erläutert.
Die Aufstellungen der wichtigsten Gesellschaften, die nach der Vollkonsolidierungs- bzw. Equity-Methode bilanziert werden, finden sich in Anhang 3 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2014" und Anhang 4 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden".
1.4.2 Umrechnungsmethoden der Fremdwährung
1.4.2.1 Darstellung der Fremdwährung im Konzernabschluss
Der Konzernabschluss der Gruppe ist in Euro (€) dargestellt.
1.4.2.2 Funktionale Währung
Die funktionale Währung ist die Währung des primären Wirtschaftsumfelds, in dem ein Unternehmen tätig ist. Das ist in den meisten Fällen die lokale Währung. Bestimmte Unternehmen können jedoch eine funktionale Währung haben, die nicht die lokale ist, wenn diese andere Währung für die wichtigen Transaktionen des Unternehmens verwendet wird und sein wirtschaftliches Umfeld besser widerspiegelt.
1.4.2.3 Fremdwährungstransaktionen
Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung zu dem Wechselkurs verbucht, der am Tag der Transaktion gilt. Am Ende der Berichtsperiode:
| ― | werden monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die damit verbundenen Umrechnungsgewinne und -verluste werden im Konzernabschluss für das Jahr erfasst, auf das sie sich beziehen; |
| ― | nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen werden zu den Anschaffungskosten am Transaktionstag erfasst. |
1.4.2.4 Umrechnung der Jahresabschlüsse 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 "Kumulierte Währungsumrechnungsdifferenzen" als sonstiges Ergebnis verbucht.
Anpassungen des Geschäfts- oder Firmenwerts und des beizulegenden Zeitwerts aus dem Erwerb ausländischer Unternehmen werden als Vermögenswerte und Verbindlichkeiten dieser ausländischen Unternehmen eingestuft und daher in den funktionalen Währungen der Unternehmen ausgewiesen und zum Wechselkurs des Jahresendes umgerechnet.
1.4.3 Unternehmenszusammenschlüsse
Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem 1. Januar 2010 stattgefunden haben, sind nach IFRS 3 vor der Überarbeitung bilanziert worden. Gemäß der überarbeiteten Fassung von IFRS 3 wurden diese Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu berechnet.
Seit dem 1. Januar 2010 wandte die Gruppe die Erwerbsmethode nach dem überarbeiteten IFRS 3 an, die im Ausweis der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Verbindlichkeiten zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag sowie nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen besteht. 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 Abschreibung und Wertminderungsaufwands, angesetzt.
1.4.4.1 Geschäfts- oder Firmenwert
Ansatz des Geschäfts- oder Firmenwerts
Durch die Anwendung 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 dar, der aus den Kosten eines Unternehmenszusammenschlusses (Erwerbspreis von Anteilen zuzüglich aller Kosten, die direkt dem Unternehmenszusammenschluss zuzuordnen sind) und dem Konzernanteil am beizulegenden Zeitwert der identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden des erworbenen Unternehmens am Erwerbstag entsteht (sofern der Unternehmenszusammenschluss nicht 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 Tauschtransaktion separat bestimmt, ausgehend von den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden des erworbenen Unternehmens am Tag jeder Tauschtransaktion.
Nach dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlüsse
Der Geschäfts- oder Firmenwert ist der Überschuss aus dem Aggregat von:
(i) der übertragenen Gegenleistung;
(ii) der Höhe der Minderheitsbeteiligung an dem erworbenen Unternehmen; und
(iii) bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss dem am Erwerbstag beizulegenden Zeitwert des zuvor an dem erworbenen Unternehmen gehaltenen Eigenkapitalanteils;
im Verhältnis zu den am Erwerbstag beizulegenden Nettozeitwerten der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und der übernommenen Verbindlichkeiten.
Die Höhe des am Erwerbstag ausgewiesenen Geschäfts- oder Firmenwerts darf nach dem Ende der Bewertungsperiode nicht berichtigt werden.
Der Geschäfts- oder Firmenwert von Anteilen an assoziierten Unternehmen wird bei "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" erfasst.
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 auf der Ebene der Zahlungsmittel generierenden Einheiten (cash-generating units - CGUs) oder Gruppen von CGUs durchgeführt, die Gruppen von Vermögenswerten bilden, die Zahlungsmittelzuflüsse generieren, die weitgehend unabhängig von den Zahlungsmittelzuflüssen anderer CGUs sind.
Die Methoden zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests sind in §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 den Ansatz des Vermögenswerts nach IAS 38 erfüllt sind. Aktivierte Entwicklungskosten werden über die Nutzungsdauer des erfassten immateriellen Vermögenswerts abgeschrieben.
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 Dienstleistung gezahlt wurden oder zu zahlen sind; |
| ― | Kundenportfolios, die bei Unternehmenszusammenschlüssen erworben wurden; |
| ― | Rechte an Kapazität, insbesondere bei Kraftwerken; die Gruppe trug zur Finanzierung des Baus bestimmter Kernkraftwerke bei, die von Dritten betrieben werden, und erhielt als Gegenleistung das Recht, über die Nutzungsdauer der Vermögenswerte einen Teil der Produktion zu kaufen. Diese Kapazitätsrechte werden über die Nutzungsdauer der zugrunde liegenden Vermögenswerte, aber über höchstens 40 Jahre, abgeschrieben; |
| ― | 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 des erwarteten Verbrauchsmusters des geschätzten künftigen wirtschaftlichen Nutzens abgeschrieben, der in dem Vermögenswert verkörpert ist. Die Abschreibung wird hauptsächlich auf linearer Basis über folgende Nutzungsdauer berechnet:
| Nutzungsdauer | ||
|---|---|---|
| Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre) | Minimum | Maximum |
| --- | --- | --- |
| Konzessionsrechte | 10 | 30 |
| Kundenportfolio | 10 | 40 |
| Sonstige immaterielle Vermögenswerte | 1 | 40 |
Einige immaterielle Vermögenswerte (Marke usw.) mit unbestimmter Nutzungsdauer werden nicht abgeschrieben. Hier sind jährlich Werthaltigkeitstests erforderlich.
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 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 aus Finanzierungsleasings erworben wurden, werden im Konzernabschluss zu dem niedrigeren Wert von Marktwert oder Barwert der entsprechenden Mindestleasingzahlungen verbucht. Die entsprechende Schuld ist unter Fremdkapital erfasst. Diese Vermögenswerte werden nach den gleichen Methoden und Nutzungsdauern wie unten dargestellt abgeschrieben.
Fremdkapitalkosten, die direkt dem Bau eines qualifizierenden Vermögenswertes zuzuordnen sind, werden als Teil der Anschaffungskosten dieses Vermögenswerts aktiviert.
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.
1.4.5.2 Planmäßige Abschreibung
Gemäß dem Komponentenansatz wird jede wesentliche Komponente einer Sachanlage mit einer Nutzungsdauer, die sich von der des Hauptvermögenswertes unterscheidet, zu dem sie gehört, separat über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.
Sachanlagen werden zumeist nach der linearen Abschreibungsmethode über die folgende Nutzungsdauer abgeschrieben:
| Nutzungsdauer | ||
|---|---|---|
| Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre) | Minimum | Maximum |
| --- | --- | --- |
| Anlagen und Maschinen | ||
| • Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung | 5 | 60(*) |
| • Installation - Instandhaltung | 3 | 10 |
| • Hydraulische Anlagen und Maschinen | 20 | 65 |
| Sonstige Sachanlagen | 2 | 33 |
(*) Ohne Kissengas
Die Spanne der Nutzungsdauer ergibt sich aus der Unterschiedlichkeit der Vermögenswerte jeder Kategorie. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere 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. Eine Ausnahme bildet Tihange 1, dessen Betriebsdauer per Gesetz vom 18. Dezember 2013 um 10 Jahre verlängert wurde.
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 eine solche Verlängerung genügend sicher ist.
1.4.6 Vermögenswerte in Verbindung mit Exploration und Förderung von mineralischen Ressourcen
Die Gruppe wendet IFRS 6 - Exploration und Evaluierung von mineralischen Ressourcen - an.
Geologische und geophysikalische Untersuchungen werden in dem Jahr als Aufwand gebucht, in dem sie angefallen sind.
Bis die technische Durchführbarkeit und die ökonomische Realisierbarkeit des Abbaus von Bodenschätzen bestätigt sind, werden Explorationskosten (ohne geologische und geophysikalische Untersuchungen) vorübergehend in "voraktivierten Explorationskosten" aktiviert. 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 durchführbar. 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 endete, 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 von Vermögenswerten der Produktion, einschließlich Kosten der Flächensanierung, beginnt, wenn im Öl- oder Gasfeld die Produktion aufgenommen wird, und basiert auf der leistungsbedingten Abschreibung (unit of production method -UOP). Seit 1. Januar 2014 entspricht die Erschöpfungsrate nach dieser Methode dem Verhältnis der Öl- und Gasproduktion über die Periode zu den wahrscheinlichen Reserven. Vor diesem Zeitpunkt beruhte die Kennzahl auf nachgewiesenen, erschlossenen Reserven.
Diese Änderung der Schätzung wurde im Hinblick auf die Entwicklung des Portfolios der Gruppe an Vermögenswerten der Produktion beschlossen. Mit dieser Änderung wird die Verbesserung der wirtschaftlichen Aussichten auf Verbrauch des Nutzens bei den Vermögenswerten der Produktion angestrebt, denn der neue Produktionszyklus hat erhebliche Rückwirkung auf das Profil des Portfolios.
Die geschätzte jährliche Auswirkung dieser Änderung sind ein Zuwachs des kurzfristigen Betriebsergebnisses nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, von 250 Mio. € und ein Anstieg des Anteils der Gruppe am Nettogewinn von 75 Mio. €.
1.4.7 Konzessionsvereinbarungen
SIC 29 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen: Angaben: Hier werden die Informationen vorgeschrieben, 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.
Damit eine Konzessionsvereinbarung in den Anwendungsbereich von IFRIC 12 fällt, muss die Nutzung der Infrastruktureinrichtung unter dem maßgeblichen Einfluss des Konzessionsgebers stehen. Diese Forderung ist erfüllt, wenn folgende zwei Bedingungen zutreffen:
| ― | der Konzessionsgeber kontrolliert oder reguliert, 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. |
Konzessionen, die nicht in den Anwendungsbereich von IFRIC 12 fallen 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, von denen die meisten gemäß dem französischen Gesetz Nr. 46-628 vom 8. April 1946 zwingend 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 begrenzter Nutzungsdauer werden nur auf Werthaltigkeit getestet, wenn es ein Anzeichen dafür gibt, dass sie wertgemindert sein könnten. Das ist allgemein die Folge erheblicher Änderungen des Umfelds, in dem die Vermögenswerte betrieben werden, oder bei einer Wirtschaftsleistung, die 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, |
| ― | geringere Mittel für Explorations- und Förderaktivitäten. |
Wertminderung
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte werden für jeden einzelnen Vermögenswert oder gegebenenfalls für jede Zahlungsmittel generierende Einheit (CGU), die nach IAS 36 ermittelt wird, 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, müssen die Höhe der Abschreibung und möglicherweise die Nutzungsdauer der entsprechenden Vermögenswerte berichtigt werden.
Der für Sachanlagen oder immaterielle Vermögenswerte ausgewiesene 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 Wertminderungsaufwand zuzuschreiben ist, darf nicht den Buchwert übersteigen, der ermittelt worden wäre (abzüglich planmäßiger Abschreibung/Amortisation), wäre in früheren Perioden kein Wertminderungsaufwand angesetzt worden.
Bewertung des erzielbaren Betrags
Um den erzielbaren Betrag von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten prüfen zu können, werden die Vermögenswerte gegebenenfalls in Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) zusammengefasst, und der Buchwert jeder Einheit wird ihrem erzielbaren Betrag gegenübergestellt.
Bei operativen Einheiten, die die Gruppe auf langfristiger und fortgeführter Basis halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag eines Vermögenswerts seinem beizulegenden Zeitwert, abzüglich Verkaufskosten, oder seinem Nutzungswert, in Abhängigkeit davon, welches der höhere Betrag ist. Der Nutzungswert wird primär auf der Grundlage des Barwerts des künftigen Operating Cash Flow und eines Endwerts bestimmt. Standardbewertungsmethoden bedienen sich der folgenden wichtigen Wirtschaftsdaten:
| ― | Abzinsungssätze, die auf den besonderen Merkmalen der jeweiligen operativen Einheiten beruhen; |
| ― | Endwerte im Einklang mit den verfügbaren Marktdaten, die für die jeweiligen Geschäftssegmente spezifisch sind, und Wachstumsraten in Verbindung mit diesen Endwerten, die nicht die Inflationsrate übersteigen dürfen. |
Abzinsungssätze werden nach Steuern ermittelt und auf Zahlungsströme 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 in IAS 36 gefordert.
Im Falle operativer Einheiten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der entsprechende erzielbare Betrag der jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten. Bei laufenden Verhandlungen wird dieser Wert aufgrund der besten Schätzung ihres Ergebnisses am Ende der Berichtsperiode ermittelt.
Im Falle eines sinkenden Werts wird der Wertminderungsaufwand in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung unter "Wertminderungsaufwendungen" verbucht.
1.4.9 Leasingverhältnisse
Die Gruppe hält Vermögenswerte aus Leasing-Verträgen für ihre verschiedenen Aktivitäten.
Diese Leasings werden auf der Grundlage der Situationen und Indikatoren analysiert, die in IAS 17 festgelegt sind um zu bestimmen, ob es sich um Operating Leasings oder Finanzierungsleasings handelt.
Ein Finanzierungsleasing ist als ein Leasing definiert, bei dem alle maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten an dem entsprechenden Vermögenswert auf den Leasingnehmer übergewälzt werden. Alle Leasing-Verhältnisse, die die Definition eines Finanzierungsleasings nicht erfüllen, werden als Operating-Leasings eingestuft.
Die Gruppe zieht folgende wichtige Faktoren in Betracht um zu bewerten, ob ein Leasing-Verhältnis im Wesentlichen alle Eigentumsrechte und -pflichten überträgt: ob (i) der Leasinggeber am Ende des Leasingvertrags 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) das Leasingverhältnis über den überwiegenden Teil der wirtschaftlichen Nutzungsdauer des Vermögenswertes andauert; (iv) der Vermögenswert eine sehr spezielle Beschaffenheit hat und (v) der Barwert der Mindestleasingzahlungen zumindest substanziell den gesamten beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts ausmacht.
1.4.9.1 Bilanzierung von Finanzierungsleasingverhältnissen
Beim erstmaligen Ansatz werden Vermögenswerte aus Finanzierungsleasings als Sachanlagen gebucht und die entsprechende Schuld wird im Fremdkapital erfasst. Bei Beginn werden Finanzierungsleasings mit Beträgen verbucht, die dem beizulegenden Zeitwert des geleasten Vermögenswerts entsprechen, oder dem Barwert der Mindestleasingzahlungen, falls er niedriger ist.
1.4.9.2 Bilanzierung von Operating-Leasingverhältnissen
Zahlungen für ein Operating-Leasing werden für die Dauer des Leasingvertrags bei linearer Abschreibung als Aufwand erfasst.
1.4.9.3 Bilanzierung von 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 gegen eine Zahlung oder eine Reihe festgesetzter Zahlungen einräumen. Verträge, die diese Kriterien erfüllen, müssen entweder als Operating-Leasing- oder Finanzierungsleasing-Verhältnis gekennzeichnet werden. Im letztgenannten Fall sollte eine Finanzforderung ausgewiesen werden, um deutlich zu machen, dass die Finanzierung als von der Gruppe gewährt anzusehen ist, wobei sie als Leasinggeber gilt und ihre Kunden die Leasingnehmer sind.
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 realisierbaren Nettowert bewertet, in Abhängigkeit davon, welcher Betrag der niedrigere ist. Der realisierbare 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 Anschaffungs- oder Herstellungskosten der Vorräte werden nach der Methode First-in-first-out oder der Durchschnittsmethode bestimmt.
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 angesetzt.
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. §1.4.5.1).
Arbeitsgas wird bei den Vorräten eingestuft und zum gewichteten durchschnittlichen Kaufpreis bei Einspeisung in das Fernleitungsnetz bewertet, unabhängig von seiner Herkunft, einschließlich etwaiger Regasifizierungskosten.
Abflüsse aus den Vorräten der Gruppe werden nach dem Prinzip der Durchschnittsmethode bewertet.
Ein Wertminderungsaufwand wird ausgewiesen, wenn der Nettorealisierungswert von Vorräten geringer ist als ihre gewichteten Durchschnittskosten.
Treibhausgasemissionszertifikate
Die Richtlinie 2003/87/EG ist in der Europäischen Union die Grundlage für den Handel mit Treibhausgas-(THG)-Emissionszertifikaten. Laut Richtlinie müssen die betroffenen Standorte jedes Jahr eine Anzahl Zertifikate in Höhe der Gesamtemissionen der Anlagen während des vorhergehenden Kalenderjahrs abgeben.
Da es keine speziellen IFRS-Regelungen für die bilanzielle Behandlung von THG-Emissionszertifikaten gibt, hat die Gruppe beschlossen, folgende Prinzipien anzuwenden:
| ― | Emissionsrechte werden als Vorräte eingestuft, da sie sich im Produktionsprozess verzehren; |
| ― | auf dem Markt erworbene Emissionszertifikate werden zu den Anschaffungskosten erfasst; |
| ― | kostenfrei gewährte Emissionsrechte erscheinen in der Bilanz zum Wert null. |
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 erforderlich sind, um ihre Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen, oder ausgehend vom Preis in den Verträgen, die geschlossen werden, um das Fehlen von Emissionszertifikaten abzusichern.
Energiesparzertifikate (ESC)
Da es für die Bilanzierung von Energiesparzertifikaten bislang keine IFRS-Standards oder -Interpretationen gibt, werden die folgenden Grundsätze angewandt:
| ― | sollte die Anzahl der gehaltenen Energiesparzertifikate (Energy savings certificates - ESCs) am Ende der Berichtsperiode die Verpflichtung überschreiten, wird das als Vorrat bilanziert, andernfalls wird eine Schuld ausgewiesen; |
| ― | ESC-Vorräte werden zu den gewichteten Durchschnittskosten bewertet (Anschaffungskosten für erworbene ESCs oder angefallene Kosten für die ESCs, die intern generiert wurden). |
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 gehaltene Wertpapiere, Kredite und Forderungen, die zu fortgeführten Anschaffungskosten angesetzt werden, einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und andere Forderungen, und finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind, einschließlich derivativer Finanzinstrumente. Im Konzernabschluss werden die finanziellen Vermögenswerte in kurzfristige und langfristige Vermögenswerte gegliedert.
Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere
Zu den "zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren" gehören Investitionen der Gruppe in nicht konsolidierte Unternehmen 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.
Am Ende jeder Berichtsperiode werden zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Bei börsennotierten Wertpapieren wird der beizulegende Zeitwert nach der Marktpreisnotierung am Ende der Berichtsperiode 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 in einem Maße unter ihre Anschaffungskosten, das als so signifikant oder anhaltend beurteilt wird, dass nötigenfalls ein Wertminderungsaufwand angesetzt werden muss. In diesem Falle wird der Verlust als "Wertminderungsaufwand" im Erlös erfasst. Nur Wertminderungsaufwand für Schuldinstrumente (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 fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren bewertet.
Kautionen für Leasingverträge werden zu ihrem Nominalwert erfasst.
Beim erstmaligen Ansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert erfasst, 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 zu Handelszwecken gehaltene Wertpapiere und kurzfristige Investitionen, die die Kriterien für die Einstufung als Zahlungsmittel oder Zahlungsmitteläquivalente nicht erfüllen (vgl. §1.4.12). Die finanziellen Vermögenswerte werden am Bilanzstichtag zum beizulegenden Zeitwert bewertet, und Änderungen des beizulegenden Zeitwerts erscheinen in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns.
1.4.11.2 Finanzielle Verbindlichkeiten
Finanzielle Verbindlichkeiten enthalten Fremdkapital, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, derivative Finanzinstrumente und andere finanzielle Verbindlichkeiten.
Im Konzernabschluss werden die finanziellen Verbindlichkeiten als kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten ausgewiesen. Zu den kurzfristigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören hauptsächlich:
| ― | finanzielle Verbindlichkeiten, die innerhalb von 12 Monaten nach dem Ende der Berichtsperiode beglichen oder fällig werden; |
| ― | finanzielle Verbindlichkeiten, bezüglich derer die Gruppe keinen unbedingten Anspruch darauf hat, die Begleichung um mindestens 12 Monate nach dem Ende der Berichtsperiode zurückzustellen; |
| ― | finanzielle Verbindlichkeiten, die vor allem zu Handelszwecken gehalten werden; |
| ― | derivative Finanzinstrumente, die als Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts geeignet sind und deren Basiswert als kurzfristig eingestuft ist; |
| ― | alle Commodity-Trading-Derivate, die sich nicht als Absicherung qualifizieren. |
Bewertung von Fremdkapital und anderen finanziellen Verbindlichkeiten
Fremdkapital und andere finanziellen Verbindlichkeiten werden zu fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren bewertet.
Beim ersten Ansatz werden Emissions- oder Rückzahlungsagios und Abzinsungen und Emissionskosten dem Nominalwert des entsprechenden Fremdkapitals hinzugefügt oder von ihm abgezogen. Diese Positionen werden bei der Berechnung des Effektivzinssatzes berücksichtigt und daher über die Laufzeit des Fremdkapitals nach dem Verfahren der fortgeführten Anschaffungskosten in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung 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 ursprüngliche Buchwert des strukturierten Instruments in einen eingebetteten Derivatbestandteil, der dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht, und einen Bestandteil der finanziellen Verbindlichkeit aufgegliedert, der der Differenz zwischen dem Ausgabebetrag und dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht. Die Trennung der Bestandteile beim erstmaligen Ansatz verursacht keine Gewinne oder Verluste.
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.
Put-Optionen auf nicht beherrschende Anteile
Zu den sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören vor allem Put-Optionen, die die Gruppe hinsichtlich nicht beherrschender Anteile gewährt.
Vor dem 1. Januar 2010 gewährte Put-Optionen auf nicht beherrschende Anteile
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 wie früher zu bilanzieren:
| ― | Wird die Put-Option mit einem variablen Preis erstmalig gewährt, wird der Barwert des Ausübungspreises als finanzielle Verbindlichkeit mit einer entsprechenden Verringerung von nicht beherrschenden Anteilen angesetzt. Ist der Wert der Put-Option höher als der Buchwert der nicht beherrschenden Anteile, wird die Differenz als Geschäfts- oder Firmenwert erfasst; |
| ― | Am Ende jeder Berichtsperiode wird die Höhe der finanziellen Verbindlichkeit geprüft, und alle Änderungen des Betrags werden mit einer entsprechenden Berichtigung des Geschäfts- oder Firmenwerts verbucht; |
| ― | Dividendenzahlungen an Minderheitsbeteiligungen führen zu einer Erhöhung des Geschäfts- oder Firmenwerts; |
| ― | in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wird den Minderheitsbeteiligungen ihr Anteil am Ertrag allokiert. Im Konzernabschluss mindert der den nicht beherrschenden Beteiligungen allokierte Ertragsanteil den Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts. Für Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Verbindlichkeiten zu Lasten des Geschäfts- oder Firmenwerts werden keine Finanzierungskosten ausgewiesen. |
1.4.11.3 Derivate und Sicherungsbilanzierung
Die Gruppe nutzt Finanzinstrumente, um ihre Marktrisiken zu steuern und zu verringern, die aus Schwankungen von Zinssätzen, Wechselkursen und Rohstoffpreisen vor allem für Gas und Strom erwachsen. Die Nutzung von Derivaten wird durch die Strategie der Gruppe für den Umgang mit Risiken durch Zinssätze, Devisen und Rohstoffe bestimmt.
Definition und Anwendungsbereich von derivativen Finanzinstrumenten
Derivative Finanzinstrumente sind Verträge: (i) deren Wert sich infolge von Änderungen einer oder mehrerer beobachtbarer Variablen ändert; (ii) die keine wesentliche Anfangsnettoinvestition erfordern und die (iii) zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.
Zu den 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 unter IAS 39 fällt. Diese Untersuchung besteht zunächst darin nachzuweisen, dass der Kontrakt zu dem Zweck geschlossen und gehalten wird, eine physische Lieferung von Rohstoffen im Einklang mit dem erwarteten Kauf-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf der Gruppe vorzunehmen oder entgegenzunehmen.
Der zweite Schritt ist der Nachweis, dass insbesondere
| ― | 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 erzielen; |
| ― | der Vertrag kein Äquivalent für eine geschriebene Option ist. Insbesondere bei den Strom- und Gasverkäufen, die dem Käufer eine gewisse Flexibilität hinsichtlich der gelieferten Mengen gestatten, unterscheidet die Gruppe zwischen Verträgen, die ein Äquivalent für Absatz von Kapazität sind - die als Geschäfte angesehen werden, die in die gewöhnliche Geschäftstätigkeit fallen -, und solchen, die ein Äquivalent für geschriebene Finanzoptionen sind, die als derivative Finanzinstrumente bilanziert werden. |
Nur Verträge, die alle oben genannten Bedingungen erfüllen, unterliegen nicht IAS 39. Um diese Untersuchung zu untermauern, wird eine angemessene spezielle Dokumentation erstellt.
Eingebettete Derivate
Ein eingebettetes Derivat ist Bestandteil eines hybriden (zusammengesetzten) Finanzinstruments, das auch einen nicht derivativen Basisvertrag enthält, mit dem Ergebnis, dass ein Teil des Zahlungsstroms des zusammengesetzten Instruments ähnlichen Schwankungen unterliegt wie ein freistehendes Derivat.
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 überprüft wird, der nicht der Basiswert des Kontraktes 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. |
Vom Basisvertrag getrennte eingebettete Derivate werden im Konzernabschluss zum beizulegenden Zeitwert ausgewiesen, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in den Erträgen erfasst werden (sofern nicht das eingebettete Derivat Teil eines designierten Absicherungsverhältnisses ist).
Sicherungsinstrumente: Ansatz und Darstellung
Derivative Instrumente, die sich als Sicherungsinstrumente qualifizieren, werden im Konzernabschluss ausgewiesen und zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Doch richtet sich ihre Bilanzierung danach, ob sie eingestuft sind als:
| ― | Absicherung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit; |
| ― | eine 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 Verbindlichkeit definiert, wie Festzinsdarlehen oder Fremdkapital oder von Vermögenswerten, Verbindlichkeiten oder einer nicht erfassten festen 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 die abgesicherte Position in einer Kategorie befindet, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts als sonstiges Ergebnis erfasst werden. Diese beiden Anpassungen werden netto in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung dargestellt, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Absicherung entspricht.
Absicherungen des Cashflow
Eine Cashflow-Absicherung ist ein Sicherungsinstrument gegen das Schwanken von Zahlungsströmen, das den Ertrag der Gruppe beeinträchtigen könnte. Die abgesicherten Zahlungsströme könnten mit einem besonderen Risiko in Verbindung mit einem ausgewiesenen finanziellen oder nicht-finanziellen Vermögenswert oder einem Geschäft, das mit hoher Wahrscheinlichkeit erwartet wird, verbunden sein.
Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument, der als effektive Absicherung feststeht, wird direkt als sonstiges Ergebnis nach Steuern erfasst, während der unwirksame Teil beim Ertrag erscheint. Die Gewinne oder Verluste, die im Eigenkapital kumuliert wurden, werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung in die gleiche Rubrik umgegliedert 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 die Erträge 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 der erwarteten Transaktion kommt. Ist jedoch das Geschäft nicht länger zu erwarten, wird der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument im Ertrag ausgewiesen.
Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb
Genau wie beim Cashflow-Hedging wird der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument, der ein Währungsrisiko wirksam absichern soll, direkt als sonstiges Ergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag ausgewiesen wird. Die im sonstigen Ergebnis kumulierten Gewinne oder Verluste werden in die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung übertragen, wenn die Investition verkauft wird.
Feststellen und Dokumentieren von Sicherungsverhältnissen
Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Positionen 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 wählbar.
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 gelten als wirksam, wenn Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder von Zahlungsströmen im Verhältnis zwischen dem Sicherungsinstrument und dem gesicherten Gegenstand in einem Bereich von 80%-125% aufgefangen werden.
Die Wirksamkeit der Absicherung wird mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachgewiesen, die hauptsächlich auf einem Vergleich von Änderungen bei beizulegendem Zeitwert oder Cashflows im Verhältnis zwischen Sicherungsinstrument und abgesichertem Posten beruhen. Auch Methoden, die auf einer Analyse statistischer Korrelationen zwischen Angaben zum Anschaffungspreis basieren, werden eingesetzt.
Derivative Instrumente, die sich nicht als Hedge Accounting qualifizieren: Ansatz und Darstellung
Diese Positionen betreffen hauptsächlich derivative Finanzinstrumente, die für wirtschaftliche Absicherungen verwendet werden, die für Bilanzierungszwecke nicht oder nicht mehr als Sicherungsverhältnis dokumentiert worden sind.
Ist ein derivatives Finanzinstrument nicht oder nicht mehr für die Sicherungsbilanzierung qualifiziert, werden Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Ertrag unter "Marktbewertung" oder "Marktbewertung von Rohstoffkontrakten, die nicht zu Handelszwecken gehalten werden" unter dem kurzfristigen Betriebsergebnis im Falle derivativer Instrumente mit nicht-finanziellen Vermögenswerten als Basiswert erfasst und Devisen, Zinssätze und Eigenkapitalderivate bei den Finanzerträgen oder -aufwendungen.
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 dieser Periode auslaufen, als langfristige Positionen klassifiziert werden.
Bewertung des beizulegenden Zeitwerts
Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die an einem aktiven Markt gelistet 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 gelisteter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt, aber beobachtbare Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.
Die Modelle zur Evaluierung dieser Instrumente berücksichtigen Annahmen, die auf Markt-Inputs basieren:
| ― | der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet; |
| ― | der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird unter Bezug auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem 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; |
| ― | Commodity-Derivatkontrakte werden durch Bezug auf gelistete Marktpreise evaluiert, ausgehend vom Barwert künftiger Cashflows (Rohstoff-Swaps 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 fair-value-Hierarchie 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 einklagbaren Globalverrechnungs- 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 die erwartete Höhe der Forderung zum Zeitpunkt des Ausfalls (EaD), die Ausfallwahrscheinlichkeit und die Verlustquote bei Ausfall.
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 Positionen gehören Zahlungsmitteläquivalente ebenso wie kurzfristige Investitionen, die leicht in eine bekannte Zahlungsmittelmenge umgewandelt werden können und bei denen die Gefahr einer Änderung ihres Werts nach den Maßstäben in IAS 7 vernachlässigbar scheint.
Kontokorrentkredite fallen nicht in die Berechnung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten. Sie werden unter "Kurzfristige Verbindlichkeiten" 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 angesetzt. Diese Dienste werden nach dem beizulegenden Zeitwert der bewilligten Instrumente bewertet.
Die anteilsbasierten Zahlungen der Gruppe sind durch Eigenkapital abgegoltene Instrumente (gegenwärtig keine bar beglichenen Instrumente).
Eigenkapitalinstrumente: Bonusaktienpläne 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 andere Leistungen an Arbeitnehmer werden im Einklang mit IAS 19 angesetzt und bewertet. Demnach:
| ― | werden die Kosten der beitragsorientierten Pläne ausgehend von der Beitragshöhe als Aufwand gebucht, die in der Periode zu zahlen ist; |
| ― | werden die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und sonstige Leistungen für Arbeitnehmer aus den leistungsorientierten Plänen versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren bemessen. Diese Berechnungen beruhen auf Annahmen zu Sterblichkeitsrate, Personalfluktuation und geschätzten künftigen Lohnerhöhungen sowie auf den speziellen wirtschaftlichen Bedingungen in jedem Land oder Tochterunternehmen der Gruppe. Die Abzinsungssätze werden im Verhältnis zur Rendite qualitativ hochwertiger Industrieanleihen am Bewertungstag in der jeweiligen geografischen Region ermittelt (oder von Staatsanleihen in Ländern, in denen es keinen repräsentativen Markt für solche Industrieanleihen gibt). |
Rückstellungen werden angesetzt, wenn Verpflichtungen aus diesen Plänen den beizulegenden Zeitwert des Planvermögens übersteigen. Ist der Wert des Planvermögens (nötigenfalls gedeckelt) größer als die entsprechenden Verpflichtungen, wird der 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.
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus sonstigen langfristigen Leistungen wie Treueprämien werden jedoch unmittelbar im Ertrag ausgewiesen.
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 Restrukturierungskosten wird ausgewiesen, wenn die allgemeinen Kriterien für das Bilden einer Rückstellung erfüllt sind, d. h. wenn die Gruppe einen detaillierten förmlichen Plan für die Restrukturierung hat und angemessene Erwartungen bei denen auslöst, die die Restrukturierung durchführen, indem sie den Plan umzusetzen beginnen, oder indem die 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 der Flächensanierung. Der angewandte Abzinsungssatz (oder die Abzinsungssätze) spiegeln die geltenden Marktbewertungen des Zeitwerts des Geldes und die Risiken für die spezielle Verbindlichkeit wider. 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 erfasst, 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 von den Kosten des entsprechenden Vermögenswerts abgezogen oder ihm hinzugefügt. Die Auswirkungen der Aufzinsung werden für die Periode als Aufwand erfasst.
1.4.16 Erlöse
Die Umsatzerlöse der Gruppe (wie in IAS 18 definiert) werden in der Hauptsache wie folgt generiert:
| ― | Energieverkäufe; |
| ― | Erbringen von Dienstleistungen; |
| ― | Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge. |
Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Waren werden bei Lieferung erfasst, d. h. wenn die maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten auf den Käufer übergehen. Bei Dienstleistungen und Fertigungsaufträgen werden die Erlöse nach der Methode zur Teilgewinnrealisierung erfasst. In beiden Fällen werden die Umsatzerlöse erst ausgewiesen, wenn der Transaktionspreis feststeht oder sich zuverlässig ermitteln lässt und die Rückgewinnung der geschuldeten 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 Energieverkäufe
Diese Umsatzerlöse enthalten hauptsächlich Verkäufe von Strom und Gas, Transport- und Verteilungsgebühren für Dienstleistungen wie Instandhaltung des Strom- und Gasversorgungsnetzes und Verkäufe von Fernwärmenetzen.
Ein Teil des Preises, den die Gruppe aus bestimmten langfristigen Energieverkaufsverträgen erhält, kann fix und nicht mengenbasiert sein. 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 Grad der Fertigstellung entweder nach dem Anteil der bis zu dem Zeitpunkt angefallenen Kosten an den geschätzten Gesamtkosten des Geschäfts oder nach dem physischen Fortschritt der Vertrages nach Faktoren wie vertraglich vereinbarten Phasen ermittelt werden.
Die Umsatzerlöse enthalten auch Umsatzerlöse 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 der Gruppe 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, Restrukturierungskosten, Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte; sie sind wie folgt definiert:
―
Die Marktbewertung von Commodity-Verträgen, die keine Trading-Instrumente sind, entspricht Änderungen des beizulegenden Zeitwerts (Marktbewertung) von Finanzinstrumenten für Commodities, Gas und Strom, die weder als Trading- noch als Sicherungsinstrumente qualifiziert sind. 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 anzusetzen sind, wesentlich und schwer vorhersagbar sein können, werden sie in einer gesonderten Zeile der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung dargestellt;
―
Wertminderungsaufwendungen umfassen Wertminderungsaufwand für den Geschäfts- oder Firmenwert, für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere;
―
Restrukturierungskosten betreffen 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. Dieser Zeile enthält:
| ― | Kosten bei Erwerben von Mehrheitsbeteiligungen; |
| ― | bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss Auswirkungen der Neubewertung von zuvor gehaltenen Eigenkapitalbeteiligungen zum beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag; |
| ― | 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.
Seit 1. Januar 2014 wird der "Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" nunmehr nach dem "Kurzfristigen Betriebsergebnis" und vor einer neuen Zwischensumme dargestellt, die als "Kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" bezeichnet wird.
Diese Änderung in der Darstellung und ihre Auswirkungen auf den vergleichenden Jahresabschluss 2013 werden in Anhang 2.2 "Änderungen in der Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung und bestimmter Schlüsselindikatoren" und in Anhang 2.3 "Anpassung der vergleichenden Angaben 2013" erläutert.
1.4.18 Konsolidierte Kapitalflussrechnung
Die konsolidierte Kapitalflussrechnung wird mit der indirekten Darstellung, ausgehend vom Jahresüberschuss erstellt.
"Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte" werden bei der Investitionstätigkeit eingestuft, denn sie stellen einen Ertrag aus Investitionen dar. "Auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente erhaltene Zinsen" erscheinen als Bestandteil der Finanzierungstätigkeiten, denn die Zinsen können dazu genutzt werden, die Fremdkapitalkosten zu verringern. Diese Einstufung 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.
Zahlungsströme im Zusammenhang mit der Zahlung von Ertragsteuern werden in einer separaten Zeile der konsolidierten Kapitalflussrechnung dargestellt.
1.4.19 Ertragsteueraufwand
Die Gruppe berechnet Steuern gemäß der geltenden Steuergesetzgebung in den Ländern, in denen Ertrag steuerpflichtig ist.
Nach IAS 12 werden latente Steuern für temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten von Vermögenswerten und den Verbindlichkeiten mit der Verbindlichkeitsmethode im Konzernabschluss und ihren steuerlichen Grundlagen ausgewiesen, wobei Steuersätze angesetzt werden, die am Ende der Berichtsperiode 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 den steuerbaren Ertrag 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 Anpassungen von Finanzierungsleasings führen zu einem Ansatz latenter Steuern.
Eine latente Steuerschuld wird für alle steuerbaren temporären Differenzen im Zusammenhang mit Investitionen in Tochtergesellschaften, assoziierte Unternehmen, Gemeinschaftsunternehmen und Niederlassungen erfasst, es sei denn, die Gruppe ist in der Lage, den Zeitplan für die Aufholung der temporären Differenz zu steuern, und es ist wahrscheinlich, dass die temporäre Differenz nicht in vorhersehbarer Zukunft aufgeholt wird.
Die Salden latenter Steuern werden ausgehend vom steuerlichen Status jedes Unternehmens oder vom Gesamtertrag der Unternehmen, die zur Konzernorganschaft gehören, errechnet und mit ihrem Nettobetrag je steuerliche Einheit als Vermögenswerte oder Schulden dargestellt.
Am Ende jeder Berichtsperiode 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.
Steuereffekte im Zusammenhang mit Kouponzahlungen für tief nachrangige, ewig laufende Anleihen werden bei Gewinn oder Verlust erfasst.
1.4.20 Ergebnisse je Aktie
Das unverwässerte Ergebnis je Aktie wird durch Division des Anteils der Gruppe am Nettogewinn für das Jahr durch die gewichtete durchschnittliche Zahl der während des Jahres im Umlauf befindlichen Stammaktien errechnet. 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 Auswirkung der neuen Konsolidierungsstandards auf den Vergleich mit dem Jahresabschluss 2013
Die neuen Konsolidierungsstandards IFRS 10 - Konzernabschlüsse und IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen und Änderungen an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures waren ab 1. Januar 2014 anzuwenden. Gemäß den Übergangsbestimmungen für diese neuen Standards beschränkt sich die Anpassung der Vergleichsdaten auf die Periode, die dem Jahr unmittelbar vorangeht, in dem diese Standards erstmalig angewandt werden. Demzufolge wurden die Vergleichsdaten der Gruppe zum 1. Januar 2013 angepasst. Die wichtigsten Änderungen für die Konsolidierungsmethode, die durch die Anwendung dieser neuen Standards zum Tragen kamen, sowie ihre zahlenmäßige Auswirkung auf den Abschluss sind in den nachstehenden Anhängen 2.1 und 2.3 beschrieben.
Infolge der Umsetzung von IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen hat die Gruppe auch die Darstellung bestimmter wesentlicher Leistungskennzahlen angepasst. Diese im nachstehenden Anhang 2.2 beschriebenen Änderungen der Darstellung wurden retrospektiv auch per 1. Januar 2013 angewandt, um die Vergleichbarkeit von Finanzinformationen mit dem Geschäftsjahr 2013 zu sichern. Die zahlenmäßigen Auswirkungen dieser geänderten Darstellungen auf den vergleichenden Abschluss sind in Anhang 2.3 beschrieben.
2.1 Auswirkungen der Anwendung von IFRS 10 und IFRS 11 und der Änderungen an IAS 28
IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen
Gemäß IAS 31 - Anteile an Joint Ventures bilanzierte die Gruppe ihre Anteile an gemeinschaftlich beherrschten Unternehmen nach der Quotenkonsolidierungsmethode. Nach IFRS 11 müssen Gemeinschaftsunternehmen nun nach der Equity-Methode bilanziert werden. Als gemeinschaftliche Tätigkeit klassifizierte gemeinschaftliche Vereinbarungen innerhalb der Gruppe sind nicht wesentlich.
Die wichtigsten Gemeinschaftsunternehmen per 31. Dezember 2013 sind folgende:
| Gesellschaft | Anteil in % | Land | Geschäftssegment | Aktivität |
|---|---|---|---|---|
| Energia Sustentavel do Brasil - "Jirau" | 60,0 | Brasilien | Energy International | Gegründet, um ein 3.750-MW-Wasserkraftwerk zu errichten, zu besitzen und zu betreiben |
| EcoElectrica | 35,0 | Puerto Rico | Energy International | Betreibt ein Gas- und Dampf-Kombikraftwerk von 507 MW und ein LNG-Terminal |
| Portfolio von Strom erzeugenden Vermögenswerten in Portugal, das von der NPIH Holding gehalten wird(1) | 50,0 | Portugal | Energy Europe | Betreibt ein Portfolio von Vermögenswerten aus thermischen Kraftwerken und Windparks (3,108 MW) |
| WSW Energie und Wasser AG | 33,1 | Deutschland | Energy Europe | Ein Stadtwerk für den Verkauf von und die Versorgung mit Strom, Gas und Wärme |
| MEGAL GmbH | 36,8 | Deutschland | Infrastructures | Besitzt ein 1.167 km langes Erdgasfernleitungsnetz |
| Tirreno Power | 50,0 | Italien | Energy Europe | Betreibt ein Portfolio von Vermögenswerten aus thermischen Kraftwerken (3.274 MW) |
| Maia Eolis | 49,0 | Frankreich | Energy Europe | Betreibt ein Portfolio von Vermögenswerten aus Windparks (229 MW) |
| Tihama Power Generation Co | 60,0 | Saudi-Arabien | Energy International | Betreibt ein Portfolio von Vermögenswerten aus thermischen Kraftwerken (1.595 MW) |
(1) Das Joint Venture NPIH wurde am 1S. Oktober 201S als Teil der Transaktion mit der Marubeni Corporation gegründet (vgl. Anhang 5.7.2.2 "Verkauf von 50% des Portfolios von Strom erzeugenden Vermögenswerten in Portugal").
In dem veröffentlichten Abschluss für das Geschäftsjahr 2013 wurde der gesamte Anteil der Gruppe an den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von Energia Sustentavel do Brasil (ESBR) aufgrund des Beschlusses der Gruppe, einen Teil ihrer Beteiligung an ESBR an Mitsui & Co. Ltd zu verkaufen, als "zur Veräußerung klassifizierte Vermögenswerte" bzw. "Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit zur Veräußerung klassifizierten Vermögenswerten" eingestuft (vgl. Anhang 5.4.1). Gemäß den Festlegungen des überarbeiteten IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures und von IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen ist nur der Teil der zur Veräußerung gehaltenen Beteiligung, also 20%, als "zur Veräußerung eingestufte Vermögenswerte" in der vergleichenden Bilanz per 31. Dezember 2013 klassifiziert, während die übrigen 40% Anteil als "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" erfasst sind. Nach der Veräußerung von 20% der Beteiligung am 16. Januar 2014 wurde der verbleibende Anteil an ESBR als assoziiertes Unternehmen bilanziert.
Die Einbringungen von Gemeinschaftsunternehmen in die Gewinn- und Verlustrechnung 2014 und die Bilanz per 31. Dezember 2014 sowie der vergleichenden Abschluss des Geschäftsjahrs 2013 sind in Anhang 4 dargestellt.
Im Einklang mit den Übergangsbestimmungen von IFRS 11 führte die Gruppe auch folgende Transaktionen durch:
| ― | die Gruppe ermittelte den Buchwert jedes nach der Equity-Methode bilanzierten Gemeinschaftsunternehmens per 1. Januar 2013 und allokierte auf jedes Gemeinschaftsunternehmen einen Anteil am Geschäfts- oder Firmenwert der CGU, zu der es gemäß den Festlegungen in IFRS 11 gehört. Der in die "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" umklassifizierte Geschäfts- oder Firmenwert belief sich per 1. Januar 2013 auf 495 Mio. €; |
| ― | bei den Gemeinschaftsunternehmen, auf die per 1. Januar 2013 ein Geschäfts- oder Firmenwert allokiert wurde, hat man die Werthaltigkeit getestet. Diese Tests führten dazu, dass für die Gruppe ein Gesamtwertminderungsaufwand von 127 Mio. €, bezogen auf den Anteil der Gruppe, für die Werte der nach der Equity-Methode bilanzierten Gemeinschaftsunternehmen erfasst wurde. Diese Verluste sind dem Geschäfts- oder Firmenwert zuzuschreiben, der gemäß den Übergangsbestimmungen in IFRS 11 auf die Gemeinschaftsunternehmen allokiert ist. Sie wurden per 1. Januar 2013 als Belastung des den Aktionären zuzurechnenden Eigenkapitals ausgewiesen. |
IFRS 10 - Konzernabschlüsse
Infolge der Analysen, die auf der Grundlage der Kriterien aus IFRS 10 - Konzernabschlüsse - vorgenommen wurden, änderte die Gruppe die Konsolidierungsmethode für eine sehr begrenzte Anzahl von Gesellschaften. Die Auswirkungen waren nicht wesentlich.
2.2 Änderungen bei der Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung und bestimmter Schlüsselkennzahlen
Im Hinblick auf die Anwendung von IFRS 11 und der wachsenden Bedeutung von Aktivitäten und neuen Projekten mit Partnern in Gemeinschaftsunternehmen oder assoziierten Unternehmen passte die Gruppe die Darstellung der Gewinn- und Verlustrechnung und die Definition der Finanzkennzahl EBITDA an.
Die Zeile "Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen" der Gewinn- und Verlustrechnung, die nun "Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" heißt, wird jetzt beim "Kurzfristigen Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" dargestellt. Die Gruppe stellt auch das "Kurzfristige Betriebsergebnis" weiterhin vor dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, dar.
Ähnlich wurde die Berechnungsmethode für die Finanzkennzahl EBITDA erweitert. Sie umfasst die Einbringung von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen, Nettozugänge zu Rückstellungen und "Nettoabschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten". Mit dieser Neudefinition sind Überleitungspositionen zwischen EBITDA und "Kurzfristigem Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" nun auf Nettozugänge zu planmäßiger Abschreibung und Amortisation und anteilsbasierter Vergütung (IFRS 2) begrenzt.
Anhang 2.3.6 "Auswirkungen auf bestimmte Schlüsselindikatoren" stellt die zahlenmäßige Überleitung von kurzfristigem Betriebsergebnis und EBITDA, wie im Konzernabschluss per 31. Dezember 2013 veröffentlicht, und den Vergleichsangaben zu diesem Zeitpunkt dar, wobei die geänderte Darstellung berücksichtigt wird.
Die Gruppe ist der Ansicht, dass die Aufnahme des Anteils am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, in die neue Zeile "Kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" und in das EBITDA eine exaktere Darstellung der Performance der Geschäftstätigkeit der Gruppe und ihrer Geschäftssegmente bietet. Nach der Anwendung der neuen Konsolidierungsstandards überprüft das Direktorium regelmäßig die operative Leistung der Gruppe im Hinblick auf das "Kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" und die Neudefinition des EBITDA, die Schlüsselleistungszahlen sind und daher in Anhang 6 "Segmentinformation" wie auch im jährlichen Lagebericht dargestellt werden.
2.3 Anpassung der vergleichenden Angaben 2013
2.3.1 Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr 2013
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013 (veröffentlicht)(1) | Darstellung von Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | 31. Dez. 2013 (angepasst)(1) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 89.300 | - | (1.402) | 87.898 |
| Käufe | (51.216) | - | 820 | (50.396) |
| Personalkosten | (11.704) | - | 89 | (11.615) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (6.600) | - | 174 | (6.426) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (14.058) | - | 205 | (13.853) |
| Sonstige betriebliche Erträge | 2.107 | - | (30) | 2.077 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.828 | - | (144) | 7.685 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | - | 490 | 80 | 570 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.828 | 490 | (64) | 8.254 |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (226) | - | - | (226) |
| Wertminderungsaufwendungen(2) | (14.943) | - | 173 | (14.770) |
| Restrukturierungskosten | (305) | - | 3 | (302) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 406 | - | - | 405 |
| Sonstige Einmaleffekte | 545 | - | (1) | 544 |
| ERGEBNIS AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | (6.695) | 490 | 112 | (6.093) |
| Finanzaufwand | (2.487) | - | 44 | (2.444) |
| Finanzertrag | 510 | - | (12) | 498 |
| NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN) | (1.977) | - | 32 | (1.945) |
| Ertragsteueraufwand | (727) | - | (18) | (745) |
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 490 | (490) | - | - |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | - | 126 | (8.783) |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | (9.289) | - | 92 | (9.198) |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 380 | - | 35 | 414 |
| UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS (VERLUST) JE AKTIE (EURO) | (3,94) | - | - | (3,90) |
| VERWÄSSERTES ERGEBNIS (VERLUST) JE AKTIE (EURO) | (3,94) | - | - | (3,90) |
(1) Der Anteil der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
(2) Die Verringerung der "Wertminderungsaufwendungen" um 173 Mio. € infolge der erstmaligen Anwendung der Konsolidierungsstandards ist hauptsächlich zurückzuführen auf:
(i) den Wertminderungsaufwand von 80 Mio. €, der dem Geschäfts- oder Firmenwert zuzuordnen ist, der gemäß den Übergangsbestimmungen für IFRS 11, wie in Anhang 2.1 beschrieben, auf ein Gemeinschaftsunternehmen der CGU Energy - Central Western Europe (CWE) allokiert und per 1. Januar 2013 als Belastung des den Aktionären zuzurechnenden Eigenkapitals ausgewiesen wurde. Der für die CGU CWE ausgewiesene Wertminderungsaufwand für den Geschäfts- und Firmenwert in der berichteten Gewinn- und Verlustrechnung 2013 wurde um 80 Mio. € verringert. Diese Anpassung führte zu einer Erhöhung des Anteils der Gruppe am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) im gleichen Umfang.
(ii) die Umklassifizierung von Wertminderungsaufwendungen bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten von Gemeinschaftsunternehmen aus dem "Wertminderungsaufwand" in den "Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden". Die Umklassifizierungen haben auf den Jahresüberschuss für das Geschäftsjahr 2013 keine Auswirkung.
2.3.2 Gesamtergebnisrechnung für das Geschäftsjahr 2013
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013 (veröffentlicht)(1) | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | 31. Dez. 2013 (angepasst)(1) |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | 126 | (8.783) |
| Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | (51) | 4 | (47) |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | 375 | - | 375 |
| Cashflow-Hedges (ohne Wareninstrumente) | 537 | (43) | 494 |
| Cashflow-Absicherungen für Erzeugnisse | (261) | (1) | (262) |
| Latente Steuern auf obige Posten | (212) | 11 | (201) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | 128 | 28 | 156 |
| Umrechnungsdifferenzen | (2.043) | (11) | (2.054) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSTEN | (1.527) | (12) | (1.539) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 633 | (9) | 624 |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (200) | 1 | (199) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Positionen aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | (12) | 8 | (4) |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 420 | 420 | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS/(VERLUST) | (10.016) | 114 | (9.902) |
| davon Eigentümer Mutterunternehmen | (10.093) | 90 | (10.003) |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen | 77 | 24 | 101 |
(1) Der Anteil der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziere (vgl. Anhang 5.7).
2.3.3 Bilanz per 1. Januar 2013
| In Millionen Euro | 1. Januar 2013 (veröffentlicht)(1) | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | 1. Januar 2013 (angepasst)(1) |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |||
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 13.020 | (357) | 12.663 |
| Geschäfts- oder Firmenwert | 30.035 | (500) | 29.535 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 86.597 | (4.835) | 81.761 |
| Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere | 3.398 | (57) | 3.341 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 3.541 | (490) | 3.051 |
| Derivate | 3.108 | 1 | 3.109 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 2.961 | 3.197 | 6.158 |
| Sonstige Vermögenswerte | 962 | (28) | 933 |
| Latente Steueransprüche | 1.487 | (154) | 1.333 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 145.109 | (3.225) | 141.884 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |||
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 1.630 | 344 | 1.974 |
| Derivate | 4.280 | 12 | 4.292 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 25.034 | (238) | 24.797 |
| Vorräte | 5.423 | (91) | 5.332 |
| Sonstige Vermögenswerte | 9.012 | (201) | 8.811 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 432 | (1) | 431 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 11.383 | (444) | 10.939 |
| Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | 3.145 | (391) | 2.754 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 60.339 | (1.009) | 59.329 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 205.448 | (4.234) | 201.213 |
| Den Aktionären zuzurechnendes Eigenkapital(2) | 59.834 | (74) | 59.760 |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 11.468 | 204 | 11.672 |
| SUMME EIGENKAPITAL | 71.303 | 130 | 71.432 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 15.480 | (75) | 15.405 |
| Langfristiges Fremdkapital | 45.247 | (3.302) | 41.945 |
| Derivate | 2.751 | (94) | 2.657 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 343 | 281 | 624 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 2.063 | (38) | 2.025 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 11.959 | (262) | 11.697 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 77.843 | (3.490) | 74.353 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 2.071 | (29) | 2.042 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 11.962 | 108 | 12.069 |
| Derivate | 4.092 | (26) | 4.066 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 19.481 | (462) | 19.019 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 16.820 | (71) | 16.749 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind | 1.875 | (392) | 1.483 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 56.302 | (873) | 55.428 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 205.448 | (4.234) | 201.213 |
(1) Der Anteil der Gruppe an SUEZ Environnement war per 1. Januar 2013 voll konsolidiert (vgl. Anhang 5.7)
(2) Diese Negativwirkung von 74 Mio. € auf das den Aktionären zuzurechnende Eigenkapital entstand aus (i) dem Wertminderungsaufwand von 127 Mio. €, der am 1. Januar 2013 für die nach der Equity-Methode bilanzierten Werte bestimmter Joint Ventures erfasst worden ist, auf die gemäß den Übergangsbestimmungen aus IFRS 11 per 1. Januar 2013 ein Geschäfts- oder Firmenwert allokiert wurde, wie in Anhang 2.1 beschrieben, und (ii) der Aufholung des negativen Nettoeigenkapitals des Joint Venture Tirreno Power (53 Mio. € per 1. Januar 2013), das bis 31. Dezember 2012 quotenkonsolidiert worden ist und ab 1. Januar 2013 nach der Equity-Methode bilanziert wurde. Zu dieser Zeit ging die Gruppe nicht davon aus, dass sie eine gesetzliche, vertragliche oder faktische Verpflichtung habe, Zahlungen im Hinblick auf diese kumulierten Verluste zu leisten, und wies daher keine dem negativen Nettoeigenkapital von 53 Mio. € entsprechende Verbindlichkeit aus.
2.3.4 Bilanz per 31. Dezember 2013
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013 (veröffentlicht) | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | 31. Dez. 2013 (angepasst) |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |||
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 7.286 | (244) | 7.042 |
| Geschäfts- oder Firmenwert | 20.697 | (277) | 20.420 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 65.037 | (1.925) | 63.112 |
| Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere | 3.015 | - | 3.015 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 2.368 | (471) | 1.898 |
| Derivate | 2.351 | 1 | 2.351 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 4.636 | 2.163 | 6.799 |
| Sonstige Vermögenswerte | 723 | (38) | 685 |
| Latente Steueransprüche | 662 | (172) | 490 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 106.775 | (963) | 105.813 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |||
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 1.078 | 393 | 1.470 |
| Derivate | 3.825 | 9 | 3.833 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 21.318 | (261) | 21.057 |
| Vorräte | 5.070 | (97) | 4.973 |
| Sonstige Vermögenswerte | 8.229 | (72) | 8.157 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 1.004 | (3) | 1.001 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 8.691 | 15 | 8.706 |
| Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | 3.620 | (2.699) | 922 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 52.836 | (2.716) | 50.120 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 159.611 | (3.678) | 155.932 |
| Den Aktionären zuzurechnendes Eigenkapital | 47.955 | 16 | 47.971 |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 5.535 | 154 | 5.689 |
| SUMME EIGENKAPITAL | 53.490 | 170 | 53.659 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 14.129 | (64) | 14.066 |
| Langfristiges Fremdkapital | 29.424 | (848) | 28.576 |
| Derivate | 2.101 | (39) | 2.062 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 158 | 55 | 213 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 1.187 | (40) | 1.147 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 9.792 | (326) | 9.466 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 56.792 | (1.262) | 55.530 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 2.050 | (18) | 2.032 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 10.490 | (175) | 10.316 |
| Derivate | 4.062 | (19) | 4.043 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 16.599 | (201) | 16.398 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 13.606 | (85) | 13.521 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind | 2.521 | (2.088) | 434 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 49.329 | (2.586) | 46.743 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 159.611 | (3.678) | 155.932 |
2.3.5 Kapitalflussrechnung für das Geschäftsjahr 2013
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013 (veröffentlicht)(1) | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | 31. Dez. 2013 (angepasst)(1) |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | (8.909) | 126 | (8.783) |
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 14.313 | (184) | 14.129 |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | (186) | 95 | (91) |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 12.024 | (44) | 11.980 |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (5.611) | 508 | (5.103) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (6.982) | (45) | (7.027) |
| Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (2.123) | 39 | (2.083) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (2.691) | 458 | (2.233) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 11.383 | (444) | 10.939 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.691 | 15 | 8.706 |
(1) Der Anteil der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
2.3.6 Auswirkungen auf bestimmte Schlüsselindikatoren
ÜBERLEITUNG VON EBITDA ZU KURZFRISTIGEM BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013 (veröffentlicht)(1) | Aufnahme des Ertrags von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | Neue Definition des EBITDA | 31. Dez. 2013 (angepasst)(1) |
|---|---|---|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7.828 | - | (144) | - | 7.685 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | - | 490 | 80 | - | 570 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.828 | 490 | (64) | - | 8.254 |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | 6.600 | - | (174) | (551) | 5.875 |
| Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2) und sonstige | 99 | - | - | (6) | 93 |
| Nettoauszahlungen aus Konzessionsverträgen | 247 | - | (1) | (247) | - |
| EBITDA | 14.775 | 490 | (239) | (804) | 14.223 |
(1) Der Anteil der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 im Konzernabschluss voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
NETTOSCHULD
| In Millionen Euro | 1. Januar 2013 (veröffentlicht)(1) | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | 1. Januar 2013 (angepasst)(1) |
|---|---|---|---|
| BRUTTOSCHULDEN | 57.489 | (3.196) | 54.292 |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | (295) | - | (295) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (13.279) | 445 | (12.834) |
| NETTOSCHULD | 43.914 | (2.751) | 41.163 |
(1) Der Anteil der Gruppe an SUEZ Environnement war per 1. Januar 2013 voll konsolidiert (vgl. Anhang 5.7)
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013 (veröffentlicht) | Erstmalige Anwendung von Konsolidierungsstandards | 31. Dez. 2013 (angepasst) |
|---|---|---|---|
| BRUTTOSCHULDEN | 40.421 | (1.028) | 39.393 |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | (91) | - | (91) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (10.490) | (11) | (10.502) |
| NETTOSCHULD | 29.840 | (1.039) | 28.800 |
ANHANG 3 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2014
3.1 Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2014
Die folgende Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften wurde für die operativen Einheiten auf der Basis ihres Beitrags zu den Erträgen, dem EBITDA und der Nettoschuld der Gruppe ermittelt. Die wichtigsten Investitionen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden (assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen) sind in Anhang 4 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" dargestellt.
"FC" kennzeichnet die Vollkonsolidierung, "EM" die Equity-Methode und "NC" kennzeichnet nicht konsolidierte Gesellschaften.
GDF SUEZ SA umfasst sowohl operative Tätigkeiten als auch Funktionen als Hauptsitz, die jeweils an Führungsgremien unterschiedlicher Unternehmenssparten berichten. In den nachstehenden Tabellen erscheinen diese operativen Tätigkeiten und Hauptsitz-Funktionen bei den jeweiligen Unternehmenssparten unter GDF SUEZ SA(*) .
UNTERNEHMENSSPARTE ENERGY INTERNATIONAL
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| E-CL Group | Stromerzeugung | Chile | 52,8 | 52,8 | FC | FC |
| Enersur | Stromerzeugung | Peru | 61,8 | 61,8 | FC | FC |
| Tractebel Energia Group | Stromerzeugung | Brasilien | 68,7 | 68,7 | FC | FC |
| GLOW Group | Stromerzeugung und -versorgungsnetze | Thailand | 69,1 | 69,1 | FC | FC |
| Hazelwood Power Partnership | Stromerzeugung | Australien | 72,0 | 72,0 | FC | FC |
| Loy Yang B Consolidated | Stromerzeugung | Australien | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energy Generation North America Group | Stromerzeugung | Vereinigte Staaten | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Gas NA LLC Group | Erdgas/LNG | Vereinigte Staaten | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energy Resources North America Group | Energieverkäufe | Vereinigte Staaten | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| FHH (Guernsey) Ltd | Stromerzeugung | Großbritannien | 75,0 | 75,0 | FC | FC |
| Rugeley Power Limited | Stromerzeugung | Großbritannien | 75,0 | 75,0 | FC | FC |
| Saltend | Stromerzeugung | Großbritannien | 75,0 | 75,0 | FC | FC |
| Baymina Enerji A.S. | Stromerzeugung | Türkei | 95,0 | 95,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energy UK Retail | Energieverkäufe | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| International Power plc | Hauptsitz der Unternehmenssparte Energy International | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
UNTERNEHMENSSPARTE ENERGY EUROPE
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ Energie Deutschland AG | Stromerzeugung/ Energieverkäufe | Deutschland | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Electrabel SA | Stromerzeugung | Belgien/ Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Electrabel Customer Solutions | Energieverkäufe | Belgien | 98,8 | 95,8 | FC | FC |
| Synatom | Verwaltung von Rückstellungen für Kernkraftwerke und Kernbrennstoff | Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energie Nederland NV. | Stromerzeugung/ Energieverkäufe | Niederlande | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Trading | Handel mit Energiemanagement | Frankreich/ Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energy Management Trading | Handel mit Energiemanagement | Frankreich/ Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Compagnie Nationale du Rhone | Stromerzeugung | Frankreich | 49,9 | 49,9 | FC | FC |
| GDF SUEZ SA(*) | Handel mit Energiemanagement/ Energieverkäufe | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Cartagena Energia | Stromerzeugung | Spanien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energia Italia Spa | Stromerzeugung | Italien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energia Polska SA | Stromerzeugung | Polen | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Energy Romania SA | Erdgasversorgung/ Energieverkäufe | Rumänien | 51,0 | 51,0 | FC | FC |
UNTERNEHMENSSPARTE GLOBAL GAS & LNG
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ E&P International Group | Exploration - Produktion | Frankreich und andere Länder | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P International | Holding - Muttergesellschaft | Frankreich | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P Nederland B.V. | Exploration - Produktion | Niederlande | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH | Exploration - Produktion | Deutschland | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P Norge AS | Exploration - Produktion | Norwegen | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ E&P UK Ltd | Exploration - Produktion | Großbritannien | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| Gaztransport & Technigaz (GTT) | Technologie | Frankreich | 40,4 | 40,0 | FC | EM |
| GDF SUEZ SA(*) | Hauptsitz der Unternehmenssparte LNG/GLOBAL GAS & LNG | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
UNTERNEHMENSSPARTE INFRASTRUCTURES
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ELENGY | LNG-Terminals | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GrDF | Erdgasversorgung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GRTgaz Group | Erdgasfernleitungen | Frankreich | 75,0 | 75,0 | FC | FC |
| STORENGY SA | Unterirdische Erdgasspeicher | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
UNTERNEHMENSSPARTE ENERGY SERVICES
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cofely Fabricom SA | Systeme, Anlagen und Wartung | Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Cofely Nederland N.V. | Energiedienstleistungen | Niederlande | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Axima Concept | Systeme, Anlagen und Wartung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Endel Group | Systeme, Anlagen und Wartung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| INEO Group | Systeme, Anlagen und Wartung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Tractebel Engineering | Technologie | Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Ecova | Energiedienstleistungen | Vereinigte Staaten | 100,0 | - | FC | NC |
| Cofely Italia Spa | Energiedienstleistungen | Italien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Cofely UK Ltd | Energiedienstleistungen | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Cofely Workplace Limited | Energiedienstleistungen | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Cofely Reseaux | Fernwärmenetze | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| CPCU | Fernwärmenetze | Frankreich | 64,4 | 64,4 | FC | FC |
SONSTIGE UNTERNEHMENSSPARTEN
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ SA(*) | Holding - Muttergesellschaft | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ CC | Zentrale Aufgaben | Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GDF SUEZ Finance SA | Finanzierungstochtergesellschaften | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
3.2 Bedeutsame Ermessensentscheidungen, die bei der Bewertung der Beherrschung getroffen wurden
Die Gruppe zieht in erster Linie folgende Informationen und Kriterien in Betracht um zu ermitteln, ob die Beherrschung einer Gesellschaft vorliegt:
| ― | Governance-Strukturen: Stimmrechte und die Feststellung, ob die Gruppe in den Führungsgremien vertreten ist, Mehrheit, Vetorechte; |
| ― | ob den Anteilseignern substanzielle oder Schutzrechte garantiert werden, insbesondere hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten der Gesellschaft; |
| ― | die Konsequenzen einer Klausel für Pattsituationen; |
| ― | ob sich die Gruppe veränderlichen Renditen aus ihrem Engagement in der Gesellschaft gegenübersieht oder Anspruch darauf hat. |
Die Gruppe übte ihre Ermessensentscheidung hinsichtlich der nachstehend beschriebenen Gesellschaften und Untergruppen aus.
Gesellschaften, bei denen die Gruppe die Stimmenmehrheit hält
Zu dieser Kategorie gehören hauptsächlich die Untergruppen GDF SUEZ E&P International (70%) und GRTgaz (75%).
GDF SUEZ ESP International (Global Gas S LNG): 70%
Am 31. Oktober 2011 unterzeichneten GDF SUEZ und China Investment Corporation (CIC) eine Partnerschaftsvereinbarung über den Erwerb einer 30%igen Beteiligung an den Explorations- und Förderaktivitäten der Gruppe (GDF SUEZ ESP) durch CIC. Die Vereinbarung der Anteilseigner sieht vor, dass bestimmte Investitionsentscheidungen, die große Entwicklungsprojekte betreffen, nach einer Konsultationsfrist einen einstimmigen Beschluss der beiden Anteilseigner erfordern.
Die Gruppe GDF SUEZ ist der Auffassung, dass sie GDF SUEZ ESP weiterhin beherrscht, denn die CIC gewährten Rechte sind Schutzrechte für Minderheitsbeteiligungen, die sich insbesondere auf die Risiken beziehen, denen alle Anteilseigner ausgesetzt sind, wenn sie sich bei Explorations- und Förderaktivitäten engagieren.
GRTgaz (Infrastructures): 75%
Zusätzlich zu der Analyse der Vereinbarung der Anteilseigner mit Société d'Infrastructures Gazieres, einer Tochtergesellschaft von Caisse des Depots et Consignations (CDC), die 25% des Aktienkapitals von GRTgaz besitzt, hat die Gruppe auch die Rechte bewertet, die der französischen Regulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) gewährt wurden. Dank einer regulierten Geschäftstätigkeit spielt GRTgaz eine dominierende Rolle im Gasfernleitungsmarkt in Frankreich. Dementsprechend gelten für GRTgaz seit der Überführung der Dritten Europäischen Richtlinie vom 13. Juli 2009 in französisches Recht (Energie-Gesetzbuch vom 9. Mai 2011) Unabhängigkeitsvorschriften für seine Direktoren und Führungskräfte. Das französische Energie-Gesetzbuch verleiht der CRE im Rahmen ihrer Pflichten zur Überwachung eines gut funktionierenden Gasmarkts in Frankreich bestimmte Vollmachten, zu denen die Überprüfung der Unabhängigkeit von Mitgliedern des Vorstands und der obersten Führungsebene sowie das Bewerten ihrer Investitionsentscheidungen gehören. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie die Beherrschung über GRTgaz ausübt, denn sie kann gegenwärtig die Mehrheit der Vorstandsmitglieder ernennen und Beschlüsse über die relevanten Aktivitäten, insbesondere zum Umfang von Investitionen und einer geplanten Finanzierung, fassen.
Gesellschaften, bei denen die Gruppe nicht die Stimmenmehrheit hat
Im Falle von Gesellschaften, bei denen die Gruppe nicht die Mehrheit der Stimmrechte hält, wird eine Ermessensentscheidung zu folgenden Punkten gefällt um zu bewerten, ob de facto eine Situation der Beherrschung gegeben ist:
| ― | Streuung der Struktur des Anteilsbesitzes: Zahl der Stimmrechte der Gruppe im Verhältnis zur Zahl der Stimmen, die von anderen Stimmberechtigten gehalten wird bzw. ihre Streuung; |
| ― | Stimmverhalten auf Hauptversammlungen: der Anteil der Stimmrechte, die die Gruppe auf Aktionärsversammlungen der letzten Jahre ausgeübt hat; |
| ― | Governance-Regelungen: Vertretung in den Führungsgremien mit strategischen und operativen Entscheidungsvollmachten für die relevanten Aktivitäten sowie für die Regeln zur Besetzung von Schlüsselpositionen im Management; |
| ― | Vertragsverhältnisse und wesentliche Transaktionen. |
Die wichtigsten voll konsolidierten Gesellschaften, bei denen die Gruppe nicht über die Stimmenmehrheit verfügt, sind Compagnie Nationale du Rhone (49.98%) und Gaztransport & Technigaz (40.4%).
Compagnie Nationale du Rhône (CNR): 49,98%
Die Gruppe hält 49,98% des Stammkapitals von CNR, wobei CDC 33,2% hält und sich der Rest (16,82%) auf über 200 lokale Behörden verteilt. Angesichts der geltenden Bestimmungen des französischen "Murcef"-Gesetzes, nach denen die Mehrheit des Stammkapitals von CNR im öffentlichen Eigentum bleiben muss, ist die Gruppe nicht in der Lage, mehr als 50% des Stammkapitals von CNR zu halten. Dennoch geht die Gruppe davon aus, dass sie de facto die Beherrschung ausübt, denn wegen des weit gestreuten Anteilsbesitzes und des fehlenden Nachweises dafür, dass die Minderheitseigner konzertiert vorgehen, hält sie die Stimmenmehrheit auf den Hauptversammlungen.
Gaztransport & Technigaz (GTT): 40,4%
Wie in Anhang 5.1.1 dargestellt, wurde die GDF SUEZ-Gruppe nach dem Börsengang von GTT mit einem Anteil von 40,4% zum größten Anteilseigner des Unternehmens. Per 31. Dezember 2014 machte der Streubesitz etwa 44% des Aktienkapitals aus. Die Gruppe geht davon aus, dass sie de facto die Beherrschung von GTT ausübt. GDF SUEZ hielt nämlich zur Zeit des Börsengangs die Mehrheit der Sitze im Vorstand und ist angesichts des weit gestreuten Aktienbesitzes und des fehlenden Nachweises dafür, dass die Minderheitseigner konzertiert vorgehen, der Auffassung, dass es bei künftigen Hauptversammlungen die Stimmenmehrheit ausübt.
3.3 Tochtergesellschaften mit wesentlichen nicht beherrschenden Beteiligungen
Die folgende Tabelle zeigt die nicht beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften der Gruppe, die als wesentlich gelten, die jeweiligen Einlagen in das Eigenkapital bzw. den ihnen zuzuordnenden Jahresüberschuss per 31. Dezember 2014 und 31. Dezember 2013 sowie die Dividenden, die an die Minderheitsbeteiligungen an diesen bedeutenden Tochtergesellschaften gezahlt wurden:
| % nicht beherrschender Beteiligungen | Jahresüberschuss der nicht beherrschenden Beteiligungen | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Aktivität | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ E&P International Group (Global Gas & LNG, Frankreich und andere Länder)(1) | Portfolio von Vermögenswerten der Explorations- und Fördertätigkeit und Vermögenswerte zum Betreiben von Öl- und Gasfeldern | 30,0 | 30,0 | 80 | 108 |
| GRTgaz Group (Infrastructures, Frankreich) | Reguliertes Gasfernleitungsgeschäft in Frankreich | 25,0 | 25,0 | 91 | 70 |
| E-CL Group (BEI, Chile)(2) | Stromerzeugung - thermische Kraftwerke | 47,2 | 47,2 | 15 | 9 |
| GLOW Group (BEI, Thailand)(2) | Stromerzeugung und -versorgung | 30,9 | 30,9 | 109 | 85 |
| GDF SUEZ Energy Romania (BEE Rumänien)(2) | Erdgasnetze/Energieverkäufe | 49,0 | 49,0 | 50 | 44 |
| GTT (Global Gas & LNG, Frankreich) | Technologie | 59,6 | - | 19 | - |
| Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Beteiligungen(3) | 307 | 100 | |||
| SUMME | 669 | 414 |
| Eigenkapital der nicht beherrschender Beteiligungen | An nicht beherrschende Beteiligungen gezahlte Dividenden | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ E&P International Group (Global Gas & LNG, Frankreich und andere Länder)(1) | 940 | 954 | 171 | 196 |
| GRTgaz Group (Infrastructures, Frankreich) | 938 | 941 | 70 | 60 |
| E-CL Group (BEI, Chile)(2) | 741 | 625 | 34 | 2 |
| GLOW Group (BEI, Thailand)(2) | 490 | 392 | 57 | 27 |
| GDF SUEZ Energy Romania (BEE Rumänien)(2) | 418 | 396 | 31 | 21 |
| GTT (Global Gas & LNG, Frankreich) | 418 | - | 78 | - |
| Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Beteiligungen(3) | 2.486 | 2.380 | 319 | 767 |
| SUMME | 6.432 | 5.689 | 761 | 1.073 |
(1) Die wichtigsten Tochtergesellschaften der Gruppe GDF SUEZ E&P International sind Anhang 3.1 zu entnehmen.
(2) Die Gruppen E-CL und GLOW sind wie auch GTT an den Börsen ihrer jeweiligen Länder notiert. Die nicht beherrschenden Beteiligungen an der Gruppe E-CL und an GTT entsprechen dem Streubesitz.
(3) 2013 umfassen die Dividenden in Höhe von 767 Mio. € die Dividenden, die an die nicht beherrschenden Beteiligungen von SUEZ Environnement und die Tochtergesellschaften von SUEZ Environnement in Höhe von 396 Mio. € gezahlt wurden.
3.3.1 Verkürzte Finanzinformationen über Tochtergesellschaften mit wesentlichen nicht beherrschenden Beteiligungen
Die verkürzten Finanzinformationen über diese Tochtergesellschaften in nachstehender Tabelle basieren auf einem Anteil von 100% und werden vor gruppeninternen Eliminierungen dargestellt.
| GDF SUEZ E&P International Group | GRTgaz Group | E-CL Group | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||||||
| Erlöse | 2.863 | 2.903 | 2.051 | 1.889 | 933 | 908 |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag) | 246 | 366 | 363 | 278 | 24 | 9 |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | 166 | 259 | 272 | 209 | 9 | - |
| Sonstiges Ergebnis/(Verlust) - Eigentümer Mutterunternehmen | 41 | (24) | (72) | 22 | (2) | 7 |
| SUMME SONSTIGES ERGEBNIS/(VERLUST) - EIGENTÜMER MUTTERUNTERNEHMEN | 208 | 234 | 200 | 231 | 7 | 8 |
| Bilanz | ||||||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 2.112 | 2.434 | 557 | 601 | 554 | 726 |
| Langfristige Vermögenswerte | 7.042 | 6.656 | 8.855 | 8.553 | 1.970 | 1.628 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (1.302) | (1.897) | (798) | (885) | (170) | (433) |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (4.879) | (4.172) | (4.864) | (4.507) | (861) | (676) |
| SUMME EIGENKAPITAL | 2.972 | 3.020 | 3.750 | 3.763 | 1.494 | 1.245 |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE BETEILIGUNGEN | 940 | 954 | 938 | 941 | 741 | 625 |
| Kapitalflussrechnung | ||||||
| Cashflow aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit | 956 | 1.044 | 884 | 868 | 202 | 164 |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (896) | (756) | (720) | (777) | (39) | (88) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | (631) | 61 | (292) | (96) | (105) | (49) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1) | (571) | 349 | (128) | (5) | 57 | 26 |
| GLOW Group | GDF SUEZ Energy Romania | GTT(2) | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||||||
| Erlöse | 1.681 | 1.659 | 951 | 914 | 186 | - |
| Jahresüberschuss (-fehlbetrag) | 260 | 226 | 101 | 89 | 33 | - |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | 152 | 142 | 52 | 46 | 13 | - |
| Sonstiges Ergebnis/(Verlust) - Eigentümer Mutterunternehmen | (7) | 15 | 2 | |||
| SUMME SONSTIGES ERGEBNIS/(VERLUST) - EIGENTÜMER MUTTERUNTERNEHMEN | 145 | 157 | 51 | 47 | 13 | |
| Bilanz | ||||||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 628 | 656 | 408 | 394 | 182 | - |
| Langfristige Vermögenswerte | 2.644 | 2.413 | 748 | 738 | 755 | - |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (493) | (598) | (219) | (215) | (122) | - |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (1.483) | (1.436) | (101) | (120) | (114) | - |
| SUMME EIGENKAPITAL | 1.297 | 1.036 | 836 | 797 | 701 | - |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE BETEILIGUNGEN | 490 | 392 | 418 | 396 | 418 | - |
| Kapitalflussrechnung | ||||||
| Cashflow aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit | 429 | 286 | 204 | 119 | 98 | - |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (21) | (15) | (61) | (106) | 116 | |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | (404) | (447) | (97) | (50) | (135) | |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1) | 3 | (176) | 47 | (38) | 80 | - |
(1) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen.
(2) Die Angaben in obiger Tabelle entsprechen dem Beitrag von GTT zu den Abschlüssen der Gruppe ab 3. März 2014, dem Tag, an dem das Unternehmen erstmals voll konsolidiert wurde. Vorher wurde GTT in den Abschlüssen der Gruppe nach der Equity-Methode konsolidiert.
3.3.2 Sonstige Informationen über wesentliche nicht beherrschende Beteiligungen
Die wichtigsten Transaktionen mit nicht beherrschenden Beteiligungen in den Jahren 2014 und 2013 betreffen den Rückkauf der Anteile an Electrabel Customer Solutions vom öffentlichen Sektor in Flandern im Jahr 2014 (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur") und den Verkauf einer 28%igen Beteiligung an einem Portfolio von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Australien 2013 an Mitsui & Co. Ltd (vgl. Anhang 2 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" zum Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2013).
ANHANG 4 Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
Die jeweiligen Einbringungen von assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen in die Bilanz per 31. Dezember 2014 und 31. Dezember 2013 und in die Gewinn- und Verlustrechnung und die Gesamtergebnisrechnung für diese Geschäftsjahre sehen wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
|---|---|---|
| Bilanz | ||
| Investitionen in assoziierte Unternehmen | 5.191 | 4.522 |
| Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen | 1.864 | 2.277 |
| INVESTITIONEN IN GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.055 | 6.799 |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | 196 | 493 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gemeinschaftsunternehmen | 246 | 77 |
| ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 441 | 570 |
| Gesamtergebnisrechnung | ||
| Anteil der assoziierten Unternehmen am "Sonstigen Ergebnis" | (98) | 127 |
| Anteil der Gemeinschaftsunternehmen am "Sonstigen Ergebnis" | (23) | 25 |
| ANTEIL VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM SONSTIGEN ERGEBNIS | (121) | 152 |
Maßgebliche Ermessensentscheidungen
Die Gruppe zieht in erster Linie folgende Informationen und Kriterien in Betracht um zu ermitteln, ob eine gemeinschaftliche Beherrschung oder ein maßgeblicher Einfluss auf eine Gesellschaft vorliegt:
| ― | Governance-Strukturen: ist die Gruppe in den Führungsgremien vertreten, Mehrheitsregelungen, Vetorechte; |
| ― | ob den Anteilseignern substanzielle oder Schutzrechte garantiert werden, insbesondere hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten der Gesellschaft. Das ist mitunter schwer zu sagen, wenn es sich um "Projektmanagement" oder Gesellschaften mit einem einzelnen Vermögenswert handelt, da bestimmte Beschlüsse zu den relevanten Aktivitäten aufgrund der gemeinsamen Vereinbarung gefasst werden, die über die Projektlaufzeit gelten. Demzufolge bezieht sich die Analyse der Entscheidungsfindung auf die relevanten übrigen Aktivitäten der Gesellschaft (jene, die die Rendite der Gesellschaft maßgeblich beeinflussen); |
| ― | die Konsequenzen einer Klausel für Pattsituationen; |
| ― | ob sich die Gruppe veränderlichen Renditen aus ihrem Engagement in der Gesellschaft gegenübersieht oder Anspruch darauf hat. Dazu kann auch gehören, die Vertragsbeziehungen der Gruppe zu der Gesellschaft, insbesondere die Bedingungen, unter denen Verträge geschlossen werden, Vertragsbedingungen und das Management von Interessenkonflikten zu analysieren, die entstehen können, wenn die Führungsgremien der Gesellschaft abstimmen. |
Die Gruppe übte ihre Ermessensentscheidung hinsichtlich der folgenden Gesellschaften und Untergruppen aus:
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten
Die maßgeblichen Ermessensentscheidungen zur Festlegung der Konsolidierungsmethode, die auf diese Projektmanagementgesellschaften anzuwenden ist, betraf die Risiken und den Nutzen eines Vertrags zwischen GDF SUEZ und der entsprechenden Gesellschaft sowie eine Analyse der übrigen relevanten Aktivitäten, über die die Gesellschaft nach ihrer Gründung die Kontrolle behält. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie auf diese Gesellschaften maßgeblichen Einfluss hat oder eine gemeinschaftliche Beherrschung ausübt, denn die über die Projektlaufzeit getroffenen Entscheidungen über die relevanten Aktivitäten, wie Refinanzierung oder Verlängerung oder Änderung wichtiger Verträge (Verkäufe, Einkäufe, Betriebs- und Wartungsdienstleistungen) verlangen gegebenenfalls die Einstimmigkeit von zwei oder mehreren Parteien, die sich die Beherrschung teilen.
SUEZ Environnement (33,7%)
Mit Wirkung vom 22. Juli 2013, dem Tag der Beendigung der Aktionärsvereinbarung von SUEZ Environnement, beherrscht GDF SUEZ SUEZ Environnement nicht mehr, sondern übt einen maßgeblichen Einfluss auf das Unternehmen aus. Das ist insbesondere der Fall, weil: a) die Gruppe nicht eine Mehrheit von Vorstandsmitgliedern bei SUEZ Environnement hat; b) zwar die Aktionärsbasis bei SUEZ Environnement fragmentiert ist und GDF SUEZ einen großen Anteil hält, es sich aber bei vergangenen Abstimmungen auf Hauptversammlungen zeigte, dass in den Jahren von 2010 bis 2014 GDF SUEZ alleine nicht die Mehrheit auf Ordentlichen und Außerordentlichen Hauptversammlungen hatte; und c) die operativen Übergangsvereinbarungen (die sich im Wesentlichen auf eine Rahmenvereinbarung über den Einkauf und IT bezogen) zu marktüblichen Bedingungen geschlossen worden waren.
Assoziierte Unternehmen, an denen die Gruppe mit weniger als 20% beteiligt ist
Cameron Holding LNG LLC (16,6%)
GDF SUEZ ging mit Sempra (50,2%), Mitsubishi (16,6%) und Mitsui (16,6%) eine Partnerschaftsvereinbarung ein, um das Cameron LNG-Projekt in den USA zu entwickeln. Aufgrund dieser Vereinbarungen hält GDF SUEZ seit dem 1. Oktober 2014 einen Anteil von 16,6% an der Projektmanagementgesellschaft Cameron Holding LNG LLC und erhält eine langfristige Verflüssigungskapazität von 4 Mio. t im Jahr (mtpa). Die Bauarbeiten für das Projekt haben begonnen, die Anlage soll 2018 den kommerziellen Betrieb aufnehmen. Die Vereinbarung garantiert allen Anteilseignern das Recht, auf der Basis qualifizierter Mehrheiten an allen Entscheidungen über die relevanten Aktivitäten teilzuhaben. Demzufolge hat GDF SUEZ maßgeblichen Einfluss auf diese Gesellschaft, die sie als assoziiertes Unternehmen bilanziert.
Gemeinschaftsunternehmen, an denen die Gruppe mit über 50% beteiligt ist
Tihama (60%)
GDF SUEZ ist mit 60% an der KWK-Anlage in Tihama, Saudi-Arabien, beteiligt, der Partner Saudi Oger hält 40%. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie eine gemeinschaftliche Führung von Tihama ausübt, denn Beschlüsse zu den relevanten Aktivitäten, zu denen beispielsweise das Aufstellen eines Budgets und Änderungen wichtiger Verträge gehören, erfordern Einstimmigkeit von den Parteien, die die Beherrschung teilen.
Gemeinschaftliche Führung - der Unterschied zwischen Gemeinschaftsunternehmen und gemeinschaftlicher Tätigkeit
Eine gemeinsame Vereinbarung zu klassifizieren erfordert, dass die Gruppe ihren Ermessensspielraum nutzt um festzustellen, ob es sich bei dem fraglichen Unternehmen um ein Gemeinschaftsunternehmen oder eine gemeinschaftliche Tätigkeit handelt. IFRS 11 verlangt eine Analyse "sonstiger Fakten und Umstände", wenn es um die Klassifizierung gemeinschaftlich geführter Gesellschaften geht.
Das IFRS Interpretations Committee ("IFRS IC") (November 2014) hat entschieden, dass zur Klassifizierung eines Unternehmens als gemeinschaftliche Tätigkeit sonstige Fakten und Umstände gestatten müssen, direkt einklagbare Ansprüche auf die Vermögenswerte - und Verpflichtungen bei den Verbindlichkeiten - der gemeinsamen Vereinbarung geltend zu machen.
Ausgehend von dieser Position und ihrer Anwendung auf unsere Analysen gibt es für die Gruppe per 31. Dezember 2014 keine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit.
4.1 Investitionen in assoziierte Unternehmen
4.1.1 Einbringung von wesentlichen assoziierten Unternehmen und von solchen in die Gruppe, die separat betrachtet nicht wesentlich sind
Die folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen assoziierten Unternehmens zusammen mit dem aggregierten Beitrag von assoziierten Unternehmen, die separat betrachtet nicht wesentlich sind, zur Konzernbilanz, der Gewinn- und Verlustrechnung und der Gesamtergebnisrechnung sowie die Zeile "Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" in der Kapitalflussrechnung.
Um wesentliche assoziierte Unternehmen zu bestimmen, bediente sich die Gruppe qualitativer und quantitativer Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den konsolidierten Positionen der Zeile "Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen" und "Investitionen in assoziierte Unternehmen", die gesamten Vermögenswerte assoziierter Unternehmen im Konzernanteil und assoziierte Unternehmen als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.
| Firmenname | Aktivität | Anteil in % |
Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen | ||
|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| SUEZ Environnement Group (Sonstige, Europa/Asien/Lateinamerika) | Wasseraufbereitung und Abfallverwertung | 33,70 | 35,68 | 1.996 | 1.882 |
| Paiton (BEI, Indonesien) | Kohlekraftwerk (2.035 MW) | 40,51 | 40,51 | 726 | 581 |
| Energia Sustentavel Do Brasil (BEI, Brasilien)(1) | Wasserkraftwerk (3.750 MW) | 40,00 | - | 676 | - |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten (BEI, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman)(2) | Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen | 459 | 485 | ||
| Senoko (BEI, Singapur) | Gaskraftwerke (3.201 MW) | 30,00 | 30,00 | 302 | 319 |
| GASAG (BEE, Deutschland) | Gas- und Fernwärmenetze | 31,58 | 31,58 | 295 | 316 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI, Kanada) | Windpark (679 MW) | 40,00 | 40,00 | 191 | 210 |
| Cameron (Global Gas & LNG, Vereinigten Staaten) | Terminal für die Gasverflüssigung | 16,60 | - | 166 | - |
| Astoria Energy, Phase I (BEI, Vereinigte Staaten) | Gaskraftwerk (575 MW) | 44,80 | 44,80 | 124 | 171 |
| ISAB Energy (BEE, Italien/BEI, Italien)(3) | Gas- und Dampf-Kombikraftwerk mit integrierter Gasifizierung (532 MW) | - | 49,00 | - | 212 |
| Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 257 | 347 | |||
| INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN | 5.191 | 4.522 |
| Firmenname | Anteil am Jahresüberschuss (-fehlbetrag) von assoziierten Unternehmen | Sonstiges Ergebnis von assoziierten Unternehmen | Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| SUEZ Environnement Group (Sonstige, Europa/Asien/Lateinamerika) | 118 | 106 | 60 | 35 | 118 | 30 |
| Paiton (BEI, Indonesien) | 65 | 64 | (5) | 7 | - | 67 |
| Energia Sustentavel Do Brasil (BEI, Brasilien)(1) | (165) | - | (1) | - | - | - |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten (BEI, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman)(2) | 121 | 127 | (71) | 77 | 82 | 77 |
| Senoko (BEI, Singapur) | 10 | 33 | (50) | 4 | 1 | 4 |
| GASAG (BEE, Deutschland) | 9 | 21 | (12) | 5 | 18 | 10 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (BEI, Kanada) | 12 | (7) | 8 | 32 | 2 | |
| Cameron (Global Gas & LNG, Vereinigten Staaten) | (1) | - | (15) | - | - | - |
| Astoria Energy, Phase I (BEI, Vereinigte Staaten) | 10 | 1 | - | - | - | - |
| ISAB Energy (BEE, Italien/BEI, Italien)(3) | 8 | 29 | - | - | 26 | 7 |
| Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 9 | 114 | 3 | (9) | 29 | 84 |
| INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN | 196 | 493 | (98) | 127 | 306 | 281 |
(1) Per 31. Dezember 2013 wurde die 60%ige Beteiligung an Energia Sustentavel do Brasil (ESBR) als Joint Venture erfasst. Der zum Verkauf an Mitsui & Co. Ltd gehaltene Anteil von 20% wurde in der Bilanz bei den "Vermögenswerten, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind" und den "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind" ausgewiesen. ESBR ist als assoziiertes Unternehmen bilanziert worden, seit die Gruppe den Verkauf der 20%igen Beteiligung am Januar 2014 abgeschlossen hat.
(2) Investitionen in assoziierte Unternehmen, die auf der Arabischen Halbinsel Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen betreiben, wurden unter "Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten" zu einer Gruppe zusammengefasst. Dazu gehören etwa 40 assoziierte Unternehmen, die thermische Kraftwerke mit einer installierten Gesamtkapazität von 24.943 MW (bei 100%) und einer weiteren im Bau befindlichen Kapazität von 2.032 MW (bei 100%) betreiben.Die Geschäftsmodelle und gemeinsame Vereinbarungen dieser assoziierten Unternehmen sind einander sehr ähnlich: Die Projektmanagementgesellschaften, die im Ergebnis eines Bieterwettbewerbs ausgewählt wurden, entwickeln, bauen und betreiben Anlagen zur Stromerzeugung und zur Meerwasserentsalzung. Die gesamte Produktionsleistung dieser Anlagen wird mittels Strom- und Wasserbezugsvereinbarungen über Zeiträume von allgemein 20 bis 30 Jahren an staatliche Unternehmen verkauft.Entsprechend den vertraglichen Vereinbarungen werden die jeweiligen Anlagen als Sachanlagen oder als finanzielle Forderungen ausgewiesen, sobald im Wesentlichen alle Chancen und Risiken in Verbindung mit den Vermögenswerten an den Käufer der Produktionsleistung übertagen worden sind. Diese Handhabung steht mit IFRIC 4 und IAS 17 im Einklang. Die Anteilsstruktur dieser Gesellschaften schließt automatisch ein staatliches Unternehmen mit Sitz im gleichen Land wie die Projektmanagementgesellschaft ein. Die prozentuale Beteiligung der Gruppe und ihr prozentualer Anteil an den Stimmrechten in jeder dieser Gesellschaften bewegt sich zwischen 20% und 50%.
(3) Am 16. Juni 2014 verkaufte die Gruppe ihre Beteiligung an ISAB Energy an die ERG-Gruppe (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) assoziierter Unternehmen beinhaltet 2014 Nettosonderaufwendungen in einer Gesamthöhe von 17 Mio. € (gegenüber einem Nettosondererlös von 14 Mio. € für 2013), bei dem es vor allem um geänderten beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern geht (vgl. Anhang 11 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").
4.1.2 Finanzinformationen über wesentliche assoziierte Unternehmen
Die folgenden Tabellen bieten verkürzte Finanzinformationen über die wichtigsten assoziierten Unternehmen der Gruppe.
Die dargestellten Beträge wurden nach IFRS ermittelt, vor Eliminierung gruppeninterner Positionen und nach (i) Anpassungen aufgrund der Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bewertungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des assoziierten Unternehmens auf der Ebene von GDF SUEZ, wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt, eine Ausnahme ist das "GDF SUEZ zuzuordnende Gesamteigenkapital".
| In Millionen Euro | Erlöse | Jahres- überschuss (-verlust) |
Ergebnisneutral erfasste Erträge/ (Aufwendungen) | Summe Gesamtergebnis/ (Verlust) | Kurzfristige Vermögenswerte | Langfristige Vermögenswerte |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2014 | ||||||
| SUEZ Environnement Group(1) | 14.324 | 417 | (31) | 386 | 7.863 | 18.992 |
| Paiton | 657 | 161 | (54) | 107 | 483 | 3.260 |
| Energia Sustentavel do Brasil | 233 | (413) | (1) | (414) | 481 | 5.897 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten | 2.957 | 510 | (328) | 182 | 2.254 | 20.445 |
| Senoko | 1.976 | 32 | (167) | (135) | 312 | 2.944 |
| GASAG | 1.099 | 30 | (39) | (9) | 969 | 1.964 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie | 171 | 39 | (18) | 21 | 86 | 1.384 |
| Cameron | 13 | (6) | (91) | (97) | 34 | 1.497 |
| Astoria Energy, Phase I | 222 | (28) | - | (28) | 37 | 819 |
| ISAB Energy(2) | 233 | 16 | - | 16 | - | - |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | ||||||
| SUEZ Environnement Group | 14.323 | 352 | 93 | 445 | 7.988 | 18.433 |
| Paiton | 706 | 157 | 16 | 174 | 405 | 2.984 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten | 2.812 | 514 | 282 | 796 | 1.695 | 17.861 |
| Senoko | 2.339 | 109 | 12 | 121 | 319 | 2.810 |
| GASAG | 1.285 | 65 | 16 | 81 | 1.001 | 1.987 |
| ISAB Energy | 593 | 59 | - | 59 | 411 | 264 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie | 115 | (1) | 19 | 18 | 81 | 1.378 |
| Astoria Energy, Phase I | 165 | 6 | - | 6 | 37 | 748 |
| In Millionen Euro | Kurzfristige Verbindlichkeiten | Langfristige Verbindlichkeiten | Summe Eigenkapital | % Beteiligung der Gruppe | GDF SUEZ zuzuordnendes Gesamteigenkapital |
|---|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2014 | |||||
| SUEZ Environnement Group(1) | 9.086 | 10.773 | 6.996 | 33,70 | 1.996 |
| Paiton | 478 | 1.473 | 1.791 | 40,51 | 726 |
| Energia Sustentavel do Brasil | 1.278 | 3.409 | 1.690 | 40,00 | 676 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten | 3.119 | 17.706 | 1.873 | 459 | |
| Senoko | 353 | 1.895 | 1.007 | 30,00 | 302 |
| GASAG | 1.782 | 217 | 934 | 31,58 | 295 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie | 70 | 924 | 476 | 40,00 | 191 |
| Cameron | 429 | 104 | 998 | 16,60 | 166 |
| Astoria Energy, Phase I | 28 | 551 | 277 | 44,80 | 124 |
| ISAB Energy(2) | - | - | - | - | - |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | |||||
| SUEZ Environnement Group | 9.077 | 9.863 | 6.951 | 35,68 | 1.882 |
| Paiton | 493 | 1.463 | 1.433 | 40,51 | 581 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten | 2.472 | 15.355 | 1.729 | 485 | |
| Senoko | 645 | 1.421 | 1.063 | 30,00 | 319 |
| GASAG | 1.786 | 202 | 1.000 | 31,58 | 316 |
| ISAB Energy | 187 | 56 | 433 | 49,00 | 212 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie | 74 | 861 | 524 | 40,00 | 210 |
| Astoria Energy, Phase I | 38 | 366 | 381 | 44,80 | 171 |
(1) Die Angaben zu SUEZ Environnement in der Tabelle entsprechen der von SUEZ Environnement veröffentlichten Finanzinformation. Das Gesamteigenkapital von SUEZ Environnement, das der Gruppe zuzuordnen ist, beläuft sich auf 5.478 Mio. € ausgehend von den von SUEZ Environnement veröffentlichten Abschlüssen und 5.923 Mio. € ausgehend von den Abschlüssen von GDF SUEZ. Die Differenz von 445 Mio. € zwischen diesen beiden Beträgen gibt hauptsächlich die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten von SUEZ Environnement zu dem Zeitpunkt wider, an dem die Gruppe ihre Konsolidierungsmethode änderte (22. Juli 2013).
(2) ISAB Energy wurde am 16. Juni 2014 verkauft.
SUEZ Environnement ist das einzige wichtige assoziierte Unternehmen, das aufzuführen ist. Basierend auf dem Aktienpreis bei Börsenschluss am 31. Dezember 2014 betrug der Marktwert dieses Anteils 2.628 Mio. €.
4.1.3 Transaktionen zwischen der Gruppe und ihren assoziierten Unternehmen
Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Transaktionen mit assoziierten Unternehmen auf den Konzernabschluss der Gruppe 2014.
| In Millionen Euro | Käufe von Gütern und Dienst- leistungen |
Verkäufe von Gütern und Dienst- leistungen |
Netto- finanzertrag (ohne Dividenden) | Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungs- kosten |
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ores Assets(1) | 270 | 4 | - | 7 | - | - |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten | - | 255 | - | 12 | 434 | - |
| Paiton | - | - | 25 | - | 256 | - |
| Contassur(2) | - | - | - | 176 | - | - |
| Energia Sustentavel do Brasil | 29 | - | - | - | - | - |
| Sonstige | 19 | 111 | - | 20 | 6 | - |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 318 | 370 | 25 | 215 | 696 | - |
| In Millionen Euro | Fremdkapital und Schulden |
|---|---|
| Ores Assets(1) | - |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten | - |
| Paiton | - |
| Contassur(2) | - |
| Energia Sustentavel do Brasil | - |
| Sonstige | 1 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 1 |
(1) Ores Assets, das wallonische gemischte Unternehmen im Kommunalverbund, verwaltet das Strom- und Gasversorgungsnetz in der Wallonie. Nach Änderungen der Vereinbarungen zur Unternehmensführung in der ersten Hälfte 2014 hatte die Gruppe per 26. Juni 2014 auf den wallonischen Netzbetreiber keinen maßgeblichen Einfluss mehr. Die Tabelle oben zeigt nur Transaktionen mit Ores Assets aus der ersten Jahreshälfte. Die Übertagungskosten, die bei Electrabel Customer Solutions (ECS) im Zusammenhang mit der Nutzung des Gas- und Stromversorgungsnetzes von Ores Assets angefallen sind, beliefen sich in der ersten Jahreshälfte 2014 auf 270 Mio. € (per 31. Dezember 2013 865 Mio. €).
(2) Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten der Gruppe und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom- und Gassektors in Belgien tätig sind. Versicherungsverträge, die durch Contassur geschlossen wurden, stellen Erstattungsansprüche dar, die in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen sind. Diese Erstattungsansprüche beliefen sich per 31. Dezember 2014 auf 176 Mio. € (per 31. Dezember 2013 waren es 167 Mio. €.).
4.2 Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen
4.2.1 Einbringung von wesentlichen Joint Ventures und von Joint Ventures, die, separat betrachtet, für die Gruppe nicht wesentlich sind
Die folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen Joint Venture zusammen mit dem aggregierten Beitrag von Joint Ventures, die separat betrachtet nicht wesentlich sind, in der Konzernbilanz, der Gewinn- und Verlustrechnung und der Gesamtergebnisrechnung sowie die Zeile "Erhaltene Dividenden von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" in der Kapitalflussrechnung.
Um wesentliche Joint Ventures zu bestimmen, bediente sich die Gruppe qualitativer und quantitativer Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den Zeilen "Anteil am Jahresüberschuss von Joint Ventures" und "Investitionen in Joint Ventures", die gesamten Vermögenswerte von Joint Ventures im Konzernanteil und Joint Ventures als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.
| Firmenname | Aktivität | Anteil in % |
Buchwert von Investitionen in Joint Ventures | ||
|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EcoElectrica (BEI, Puerto Rico) | Gas- und Dampf-Kombikraftwerk und LNG-Terminal (507 MW) | 50,00 | 50,00 | 458 | 388 |
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal (BEE, Portugal) | Stromproduktion (3.108 MW) | 50,00 | 50,00 | 348 | 331 |
| WSW Energie und Wasser AG (BEE, Deutschland) | Stromerzeugung und -versorgung | 33,10 | 33,10 | 199 | 205 |
| NELP (BEI, Vereinigte Staaten) | Gaskraftwerke (591 MW) | 50,00 | 50,00 | 145 | 87 |
| Megal GmbH (BEE, Deutschland) | Gasfernleitungsnetz | 49,00 | 49,00 | 122 | 125 |
| Maia Eolis (BEE, Frankreich) | Windpark (229 MW) | 49,00 | 49,00 | 97 | 98 |
| Tihama Power Generation Co (BEI, Saudi-Arabien) | Gaskraftwerke (1.595 MW) | 60,00 | 60,00 | 72 | 62 |
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd (BEI, Thailand) | Erdgasversorgung | 40,00 | 40,00 | 65 | 59 |
| GNL Sur (BEI, Uruguay) | LNG-Terminal | 50,00 | - | 62 | - |
| Oyster Creek (BEI, Vereinigte Staaten) | Gaskraftwerk (393 MW) | 50,00 | 50,00 | 29 | 89 |
| Energia Sustentavel do Brasil (BEI, Brasilien)(1) | Wasserkraftwerk (3.750 MW) | - | 60,00 | - | 666 |
| Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht maßgeblich sind | 268 | 168 | |||
| INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES | 1.864 | 2.277 |
| Firmenname | Anteil am Jahresergebnis/ (-fehlbetrag) von Joint Ventures | Sonstiges Ergebnis von Joint Ventures | Von Joint Ventures erhaltene Dividenden | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EcoElectrica (BEI, Puerto Rico) | 33 | 35 | 17 | 27 | ||
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal (BEE, Portugal) | 45 | 44 | (10) | 17 | 15 | 9 |
| WSW Energie und Wasser AG (BEE, Deutschland) | 3 | (13) | 1 | 7 | 8 | |
| NELP (BEI, Vereinigte Staaten) | 59 | 17 | - | - | 19 | - |
| Megal GmbH (BEE, Deutschland) | 7 | 1 | - | - | 10 | 16 |
| Maia Eolis (BEE, Frankreich) | - | (1) | - | - | - | - |
| Tihama Power Generation Co (BEI, Saudi-Arabien) | 5 | 16 | 6 | 3 | ||
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd (BEI, Thailand) | 14 | 15 | 14 | 13 | ||
| GNL Sur (BEI, Uruguay) | (2) | - | - | - | - | - |
| Oyster Creek (BEI, Vereinigte Staaten) | 44 | 21 | (1) | - | 93 | 19 |
| Energia Sustentavel do Brasil (BEI, Brasilien)(1) | - | (30) | - | - | - | - |
| Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht maßgeblich sind | 38 | (29) | (10) | 42 | 60 | |
| INVESTITIONEN IN JOINT VENTURES | 246 | 77 | (23) | 25 | 220 | 151 |
(1) Per 31. Dezember 2013 wurde die 60%ige Beteiligung an Energia Sustentavel do Brasil (ESBR) als Joint Venture erfasst. Der zum Verkauf an Mitsui & Co. Ltd gehaltene Anteil von 20% wurde in der Bilanz bei den "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind", ausgewiesen. ESBR wird als assoziiertes Unternehmen bilanziert, seit die Gruppe den Verkauf der 20%igen Beteiligung am Januar 2014 abgeschlossen hat.
Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von Joint Ventures beinhaltet 2014 Sondererlöse in einer Gesamthöhe von 15 Mio. € (gegenüber Sonderaufwendungen von 78 Mio. € für 2013). Diese resultieren hauptsächlich aus Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten und Veräußerungsgewinnen und -verlusten nach Steuern (vgl. Anhang 11 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").
4.2.2 Finanzinformation über wesentliche Joint Ventures
Die dargestellten Beträge wurden nach IFRS ermittelt, vor Eliminierung gruppeninterner Positionen und nach (i) Anpassungen aufgrund der Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bewertungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des Joint Venture auf der Ebene von GDF SUEZ, wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt, eine Ausnahme ist das "GDF SUEZ zuzuordnende Gesamteigenkapital" in der Bilanz.
INFORMATION ÜBER DIE GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG UND DIE GESAMTERGEBNISRECHNUNG
| In Millionen Euro | Erlöse | Planmäßige Abschreibung und Amortisation von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen | Nettofinanz- erträge(1) |
Ertragssteuern | Jahresüberschuss (-verlust) | Sonstiges Ergebnis | Summe Gesamt- ergebgebnis/ (-verlust) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2014 | |||||||
| EcoElectrica | 333 | (70) | (3) | (3) | 65 | (1) | 64 |
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal | 652 | (74) | (42) | (42) | 140 | (42) | 98 |
| WSW Energie und Wasser AG | 976 | (13) | (7) | (6) | 10 | 1 | 11 |
| NELP | 126 | (23) | (1) | - | 117 | - | 117 |
| Megal GmbH | 112 | (50) | (9) | 5 | 15 | - | 15 |
| Maia Eolis | 34 | (24) | (2) | 1 | (1) | (1) | (2) |
| Tihama Power Generation Co | 71 | (5) | (16) | (1) | 9 | (1) | 8 |
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd | 240 | (9) | - | (6) | 34 | - | 34 |
| GNL Sur | - | - | - | - | (4) | - | (4) |
| Oyster Creek | 144 | (28) | (3) | - | 89 | (3) | 86 |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | |||||||
| Energia Sustentavel do Brasil | 50 | (2) | (2) | 166 | (596) | - | (596) |
| EcoElectrica | 309 | (61) | (5) | (3) | 71 | 6 | 77 |
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal | 632 | (74) | (18) | (46) | 152 | 4 | 156 |
| WSW Energie und Wasser AG | 976 | (18) | (8) | 8 | (38) | 3 | (36) |
| Megal GmbH | 89 | (45) | (8) | 6 | 3 | - | 3 |
| Maia Eolis | 32 | (23) | (2) | 1 | (2) | 1 | (1) |
| Oyster Creek | 156 | (9) | (2) | - | 43 | - | 43 |
| NELP | 121 | (23) | (1) | - | 34 | - | 34 |
| Tihama Power Generation Co | 82 | (5) | (11) | (4) | 27 | 11 | 38 |
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd | 248 | (9) | - | (7) | 38 | - | 38 |
(1) Der Zinsertrag ist nicht wesentlich
INFORMATION ÜBER DIE BILANZ
| In Millionen Euro | Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | Langfristige Vermögenswerte | Kurzfristiges Fremdkapital | Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten | Langfristiges Fremdkapital |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2014 | ||||||
| EcoElectrica | 112 | 134 | 923 | 76 | 32 | 118 |
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal(1) | 307 | 594 | 2.032 | 603 | 142 | 1.130 |
| WSW Energie und Wasser AG(2) | 48 | 121 | 792 | 46 | 128 | 121 |
| NELP | 29 | 79 | 285 | - | 29 | - |
| Megal GmbH | 14 | 1 | 724 | 106 | 37 | 249 |
| Maia Eolis | 51 | 35 | 313 | 20 | 19 | 123 |
| Tihama Power Generation Co | 38 | 45 | 626 | 53 | 33 | 486 |
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd | 12 | 24 | 181 | - | 29 | 2 |
| GNL Sur | 7 | 36 | 158 | 72 | 6 | - |
| Oyster Creek | 15 | 159 | 54 | 9 | 5 | 149 |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | ||||||
| Energia Sustentavel do Brasil | 1 | 364 | 4.224 | 99 | 322 | 3.058 |
| EcoElectrica | 44 | 114 | 873 | 44 | 25 | 150 |
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal | 267 | 968 | 1.277 | 455 | 91 | 956 |
| WSW Energie und Wasser AG | 38 | 133 | 790 | 32 | 129 | 114 |
| Megal GmbH | 27 | 10 | 726 | 175 | 58 | 172 |
| Maia Eolis | 56 | 18 | 315 | 18 | 9 | 120 |
| Oyster Creek | 21 | 13 | 170 | 6 | 16 | - |
| NELP | 12 | 37 | 184 | 1 | 14 | 3 |
| Tihama Power Generation Co | 58 | 34 | 471 | 49 | 22 | 374 |
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd | 10 | 24 | 167 | - | 32 | 2 |
| In Millionen Euro | Sonstige langfristige Verbindlichkeiten | Summe Eigenkapital | % Beteiligung der Gruppe | GDF SUEZ zuzuordnendes Gesamteigenkapital |
|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2014 | ||||
| EcoElectrica | 28 | 915 | 50,00 | 458 |
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal(1) | 182 | 875 | 50,00 | 348 |
| WSW Energie und Wasser AG(2) | 94 | 573 | 33,10 | 199 |
| NELP | 74 | 290 | 50,00 | 145 |
| Megal GmbH | 97 | 249 | 49,00 | 122 |
| Maia Eolis | 40 | 197 | 49,00 | 97 |
| Tihama Power Generation Co | 18 | 120 | 60,00 | 72 |
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd | 21 | 163 | 40,00 | 65 |
| GNL Sur | 1 | 124 | 50,00 | 62 |
| Oyster Creek | 6 | 58 | 50,00 | 29 |
| PER 31. DEZEMBER 2013 | ||||
| Energia Sustentavel do Brasil | - | 1.110 | 60,00 | 666 |
| EcoElectrica | 36 | 777 | 50,00 | 388 |
| Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal | 180 | 829 | 50,00 | 331 |
| WSW Energie und Wasser AG | 95 | 591 | 33,10 | 205 |
| Megal GmbH | 104 | 255 | 49,00 | 125 |
| Maia Eolis | 42 | 199 | 49,00 | 98 |
| Oyster Creek | 5 | 178 | 50,00 | 89 |
| NELP | 42 | 173 | 50,00 | 87 |
| Tihama Power Generation Co | 15 | 103 | 60,00 | 62 |
| PTT Natural Gas Distribution Co Ltd | 20 | 147 | 40,00 | 59 |
(1) Bei der portugiesischen Untergruppe beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 696 Mio. €. Der Anteil an diesen 696 Mio. €, der GDF SUEZ zuzuordnen ist, macht demzufolge 348 Mio. € aus.
(2) Bei der Untergruppe WSW Energie und Wasser AG beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 559 Mio. €. Der Anteil an diesen 559 Mio. €, der GDF SUEZ zuzuordnen ist, macht demzufolge 185 Mio. € aus. Diese Summe erhöht sich um einen zusätzlichen Anteil von 14 Mio. € im Zusammenhang mit einer nicht beherrschenden Beteiligung, die GDF SUEZ direkt an einer Tochtergesellschaft dieser Untergruppe hält (und der deshalb nicht Bestandteil der 559 Mio. € Eigenkapital ist, die den Eigentümern des Mutterunternehmens zuzuordnen sind).
4.2.3 Transaktionen zwischen der Gruppe und ihren Joint Ventures
Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Transaktionen mit Joint Ventures auf den Konzernabschluss 2014.
| In Millionen Euro | Käufe von Gütern und Dienstleistungen | Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen | Netto- finanzertrag (ohne Dividenden) | Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungs- kosten |
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | Fremdkapital und Schulden |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EcoElectrica | - | 105 | - | - | - | - | - |
| WSW Energie und Wasser AG | 33 | 42 | - | 29 | - | 1 | - |
| Energieversorgung Gera GmbH | 12 | 39 | - | 13 | - | 2 | - |
| Megal GmbH | 65 | - | - | - | - | - | - |
| GNL Sur | - | - | 2 | - | 37 | - | - |
| Sonstige | 138 | 28 | 3 | 35 | 213 | 25 | - |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 248 | 214 | 5 | 77 | 250 | 28 | - |
4.3 Sonstige Informationen über Investitionen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
4.3.1 Nicht ausgewiesener Verlustanteil bei assoziierten Unternehmen und Joint Ventures
Die kumulierten nicht erfassten Verluste assoziierter Unternehmen (die der kumulierten Höhe der Verluste entsprechen, die den Buchwert von Investitionen in die entsprechenden assoziierten Unternehmen überschreiten) betrug - das sonstige Ergebnis eingeschlossen - 2014 298 Mio. € (2013: 179 Mio. €). Die nicht ausgewiesenen Verluste für das Geschäftsjahr 2014 beliefen sich auf 119 Mio. €
Diese nicht ausgewiesenen Verluste entsprechen hauptsächlich (i) dem negativen beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten, die als Zinsabsicherungen designiert waren ("Sonstiges Ergebnis"), die assoziierte Unternehmen im Mittleren Osten in Verbindung mit der Finanzierung des Bauprojekten für Kraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen vertraglich vereinbart haben, und (ii) kumulierten Verlusten aus dem Joint Venture Tirreno Power.
4.3.2 Zusagen und Garantien der Gruppe für Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
Per 31. Dezember 2014 betreffen die wichtigsten Zusagen und Garantien, die die Gruppe Gesellschaften gegeben hat, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, folgende drei Unternehmen und Unternehmensgruppen:
―
Cameron LNG für einen aggregierten Betrag von 1.815 Mio. USD (1.495 Mio. €). Die von der Gruppe diesem assoziierten Unternehmen gegebenen Zusagen und Garantien verteilen sich wie folgt:
| ― | eine Zusage für eine Kapitaleinlage von 490 Mio. USD (404 Mio. €). |
| ― | eine Erfüllungsbürgschaft über 1.230 Mio. USD (1.013 Mio. €), die die Darlehensgeber gegen das Risiko der Nichtzahlung für den Fall absichert, dass das Projekt nicht fertiggestellt oder in Betrieb gehen kann. |
| ― | diverse Bürgschaften über eine Gesamtsumme von 95 Mio. USD (78 Mio. €). |
―
Energia Sustentavel do Brasil ("Jirau") für einen aggregierten Betrag von 4.530 Mio. BRL (1.405 Mio. €).
| ― | Per 31. Dezember 2014 beliefen sich die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentavel do Brasil gewährte, auf 11.325 Mio. BRL (3.512 Mrd. €). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium; |
―
die Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten und Afrika für einen aggregierten Betrag von 1.439 Mio. €. Die von der Gruppe diesen Projektmanagementgesellschaften gegebenen Zusagen und Garantien verteilen sich vor allem wie folgt:
| ― | eine Zusage für eine Eigenkapitaleinlage (Kapital/nachrangige Schuld) von 526 Mio. €. Diese Zusagen betreffen nur Gesellschaften, die als Holdings für Projekte in der Bauphase fungieren, |
| ― | Akkreditive als Bürgschaft für Reservekonten für den Schuldendienst über einen aggregierten Betrag von 197 Mio. €. Die in bestimmten Gesellschaften festgelegte Projektfinanzierung kann erfordern, dass diese Gesellschaften im Unternehmen eine bestimmte Menge an Zahlungsmitteln vorhalten (zumeist so viel, um die Schulden über sechs Monate zu bedienen). Das gilt insbesondere im Falle einer Non-Recourse-Finanzierung. Diese Zahlungsmittelmenge kann durch Akkreditive ersetzt werden, |
| ― | eine Sicherheit für Darlehensgeber in Form von verpfändeten Anteilen an Projektmanagementgesellschaften in Höhe eines aggregierten Betrags von 293 Mio. €, |
| ― | Erfüllungs- oder sonstige Bürgschaften über eine Summe von 423 Mio. €. |
ANHANG 5 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur
5.1 Erwerb der Beherrschung von GTT nach dem Börsengang (IPO)
5.1.1 Beschreibung der Transaktion
Die Eigentümer von Gaztransport & Technigaz (GTT), einem französischen Technologieunternehmen, das auf die Technologie tiefkalter Membrantanks zum Transport von LNG spezialisiert ist, listeten die Aktien des Unternehmens zu einem Preis von 46 € je Aktie am 27. Februar 2014 an der Börse.
Vor der Transaktion befand sich das Aktienkapital des Unternehmens in den Händen von GDF SUEZ (40%), Total (30%) und des Hellman & Friedman-Investmentfonds (30%). Der IPO brachte den Verkauf einiger ihrer Aktien durch Total und Hellman & Friedman mittels folgender Transaktionen auf dem Markt mit sich:
| ― | am 26. Februar 2014 kaufte GDF SUEZ den Gegenwert von 0,4% des Aktienkapitals von GTT, d. h. 170.380 Aktien, für 8 Mio. € von Total und Hellman & Friedman zum Listenpreis, d. h. 46 € je Aktie; |
| ― | am 27. Februar 2014 veräußerten Total und Hellman & Friedman nach der Börseneinführung in Frankreich und einer weltweiten Platzierung bei institutionellen Anlegern 13,5 Millionen GTT-Aktien, d. h. 36,5% des Aktienkapitals auf dem Markt zu einem Preis von 46 € je Aktie; das Settlement und die Lieferung der Aktien fanden am 3. März 2014 statt; |
| ― | infolge einer teilweisen Ausübung der Mehrzuteilungsoption, die Teil des IPO war, veräußerten Total und Hellman & Friedman am 26. März 2014 weitere 0,83 Millionen GTT-Aktien zum Listenpreis. |
Nach dem IPO veräußerten Hellman & Friedman ihren restlichen Anteil über zwei private Platzierungen, die am 23. September 2014 bzw. 27. Januar 2015 stattfanden, während Total seinen restlichen Anteil von 10,4% im Dezember 2014 an Temasek verkaufte. Unter Berücksichtigung der Ausgaben neuer Aktien, die für Senior Manager und Mitarbeiter reserviert sind, sieht die Eigentümerstruktur von GTT wie folgt aus:
| ― | GDF SUEZ (40,4%); |
| ― | Temasek (10,4%); |
| ― | Streubesitz (49%), Senior Manager und Mitarbeiter halten das restliche Aktienkapital (0,2%). |
Bis zum IPO wies GDF SUEZ seine 40%ige Beteiligung an GTT als assoziiertes Unternehmen aus, das nach der Equity-Methode bilanziert wird. Angesichts der gefächerten Struktur der Anteilseigner und der Möglichkeit für GDF SUEZ, die wichtigen Entscheidungen von GTT zu kontrollieren, ging die Gruppe davon aus, dass sie nun de facto die Kontrolle über dieses Unternehmen ausübte. Per 3. März 2014, dem Tag des Settlement und der Lieferung der Aktien, wurde GTT daher in den Abschlüssen der Gruppe voll konsolidiert.
5.1.2 Auswirkung der erlangten Beherrschung auf den Konzernabschluss
Die zuvor an GTT gehaltene 40%ige Beteiligung wurde ausgehend vom Preis bei Börsenschluss am 3. März 2014, d. h. 46,50 € je Aktie, neu mit 688 Mio. € bewertet. Diese Neubewertung führte zu einem Neubewertungsgewinn von 359 Mio. € (vgl. Anhang 8.4 "Änderungen des Konsolidierungskreises").
Die Gruppe beschloss, nicht beherrschende Beteiligungen auf der Grundlage ihres Anteils an den identifizierbaren Nettovermögenswerten von GTT zu bewerten.
Die Rechnungslegung für diesen Unternehmenszusammenschluss war per 31. Dezember 2014 abgeschlossen.
Die folgende Tabelle zeigt den beizulegenden Zeitwert, der den identifizierbaren Vermögenswerten und Schulden von GTT zum Erwerbszeitpunkt zugewiesen wurde:
| In Millionen Euro | SUMME |
|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 813 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 9 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 822 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 1 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto, und sonstige Vermögenswerte | 102 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 123 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 226 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | |
| Rückstellungen | 9 |
| Langfristiges Fremdkapital | 3 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 122 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 134 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 120 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 120 |
| SUMME NETTOVERMÖGENSWERTE (100%) | 795 |
| Neubewertung des zuvor gehaltenen Eigenkapitalanteils von 40% | 688 |
| Übertragene Gegenleistung für den erworbenen Eigenkapitalanteil von 0,4% | 8 |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 475 |
| GESCHÄFTS- ODER FIRMENWERT | 375 |
Der Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe von 375 Mio. € stellt vor allem die langfristige Fähigkeit von GTT dar, seinen technologischen Vorsprung und seine Position als Marktführer im Bereich tiefkalter Tanksysteme für LNG-Tanker und zur Lagerung von LNG zu halten, und in der Lage zu sein, neue LNG-Retail-Märkte zu erschließen, die gegenwärtig ein schnelles Wachstum erleben.
Dieser Erwerb erhöhte das Eigenkapital um 834 Mio. €. Davon gehen 359 Mio. € auf die Erfassung des Gewinns aus Neubewertung der zuvor gehaltenen 40%igen Beteiligung und 475 Mio. € auf die der nicht beherrschenden Anteile zurück.
Dieser Geschäftsvorfall hatte eine positive Nettowirkung von 115 Mio. € auf die Kapitalflussrechnung der Gruppe, die sich wie folgt gliedert:
| ― | zum Erwerbszeitpunkt erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente: 123 Mio. €; |
| ― | gezahlte Gegenleistung für den Erwerb von 0,4% des Aktienkapitals: 8 Mio. € |
Der Beitrag von GTT zu den Erlösen, dem kurzfristigen Betriebsergebnis/(Verlust) nach dem Anteil am Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und zum Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) 2014 belief sich auf 186 Mio. €, 47 Mio. € bzw. 19 Mio. €. Hätte die Gruppe die Kontrolle zum 1. Januar 2014 erworben, hätte sie zusätzliche Erlöse, ein zusätzliches kurzfristiges Betriebsergebnis/(Verlust) nach dem Anteil am Jahresüberschuss /(-fehlbetrag) von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und einen zusätzlichen Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von 39 Mio. €, 6 Mio. € bzw. einen Negativbetrag von 3 Mio. € ausgewiesen.
5.2 Erwerb von Ecova (Vereinigte Staaten)
Am 30. Juni 2014 schloss die Gruppe (über ihre Tochtergesellschaft Cofely USA) den Erwerb von 100% des auf Energieeffizienz spezialisierten US-Unternehmens Ecova von der Avista Corp. ab. Ecova ist Anbieter von technologiebasierten Managementlösungen im Bereich Energie und Nachhaltigkeit für Großkunden aus Gewerbe, Industrie und Versorgung in Nordamerika. Die Transaktion wurde auf der Basis eines Unternehmenswerts von 335 Mio. USD (245 Mio. €) durchgeführt.
Per 31. Dezember 2014 wurde der vorläufige Geschäfts- oder Firmenwert für diesen Erwerb mit 240 Mio. € erfasst, die Kaufpreisallokation wird 2015 abgeschlossen.
5.3 Transaktionen und Änderungen der Konsolidierungsmethoden für die Sektoren der Strom- und Erdgasversorgung und -vermarktung in Belgien
5.3.1 Verkauf der Beteiligung an gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in Flandern und Rückkauf nicht beherrschender Anteile an Electrabel Customer Solutions
Am 29. Dezember 2014 finalisierte die Gruppe über ihre Tochtergesellschaft Electrabel die zwei folgenden Transaktionen mit den flämischen öffentlichen Stellen:
| ― | Electrabel verkaufte seine gesamte restliche Beteiligung von 30% an sieben gemischten Netzbetreibern für Strom und Gas im Kommunalverbund in Flandern für insgesamt 911 Mio. € an den öffentlichen Sektor. Die Kapitalgewinne, die aus dem Verkauf dieser zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere generiert wurden und sich auf 323 Mio. € beliefen, sind bei den "Sonstigen Einmaleffekten" unter "Umsatzerlöse(-verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit" dargestellt. Die am 29. Dezember 2014 erhaltene Zahlung von 911 Mio. € ist in der Kapitalflussrechnung unter "Veräußerungen von zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren" dargestellt. Aufgrund des Regionalerlasses, der Electrabel aufforderte, die gesamte Beteiligung an diesen Netzbetreibern bis spätestens 2018 zu verkaufen, ist diese Transaktion das Ende des Rückzugs von Electrabel aus der Verwaltung von Versorgungsnetzen in Flandern; |
| ― | gleichzeitig erwarb Electrabel für insgesamt 101 Mio. € die Minderheitsbeteiligungen, die die flämischen öffentlichen Stellen an Electrabel Customer Solutions (ECS) hielten, der Tochtergesellschaft der Gruppe, die mit dem Verkauf von Gas und Strom an Kunden mit Geschäftssitz in Belgien und außerhalb befasst ist. Da das Geschäft zwischen Eigentümern stattfand, wurde die Differenz von 108 Mio. € zwischen dem Kaufpreis und dem Buchwert des erworbenen Anteils als Abzug vom Eigenkapital ausgewiesen. Die Gegenleistung von 101 Mio. € ist unter "Änderungen des Anteilsbesitzes an beherrschten Unternehmen" in der Kapitalflussrechnung dargestellt. |
5.3.2 Investitionen in gemischte Unternehmen im Kommunalverbund in der Wallonie
Am 31. Dezember 2013 fusionierten die acht gemischten Unternehmen im Kommunalverbund, die in der Wallonie Strom- und Gasnetze betreiben, an denen Electrabel als 100%ige Tochter der Gruppe mit 25% beteiligt war, zu einem Netzbetreiber mit dem Firmennamen Ores Assets.
Nach der Fusion erneuerte Ores Assets seine Organisationsstruktur, die Führungsgremien und das Management, so dass es zu neuen Aktionärsvereinbarungen kam, die Ende Juni 2014 unterzeichnet wurden. Diese Vereinbarungen setzen die 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 fort, die Unabhängigkeit der Fernleitungs- und Versorgungsnetzbetreiber zu stärken.
Infolge dieser neuen Vereinbarungen und der neuen Statuten von Ores Assets haben sich die Rechte von Electrabel maßgeblich verändert. Die Gruppe ist nicht länger in der Unternehmensführung und im Management des Betreibers Ores vertreten, einer 100%igen Tochter von Ores Assets, die für das Tagesgeschäft des Netzmanagements verantwortlich ist, während ihre Rechte in den Entscheidungsgremien von Ores Assets auf Schutzrechte ihrer finanziellen Interessen beschränkt sind.
Dieser Prozess ordnet sich lückenlos in die Geschäfte in anderen Regionen ein: in Flandern, wo die Gruppe kürzlich ihre gesamte restliche Beteiligung an den Versorgungsnetzbetreibern Ende 2014 verkauft hat (vgl. Anhang 5.3.1) und in Brüssel, wo die Gruppe ihre Beteiligung an Sibelga 2012 verkauft hat.
Im Nachgang zu diesen Ereignissen und angesichts ihrer verbliebenen Rechte übt die Gruppe seit dem 26. Juni 2014 auf den wallonischen Netzbetreiber keinen maßgeblichen Einfluss mehr aus; an diesem Tag wurden die oben genannten Vereinbarungen unterzeichnet. Demzufolge wurde diese Beteiligung ab diesem Zeitpunkt im Konzernabschluss der Gruppe bei den "Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere" erfasst. Nach den geltenden Standards wurde die restliche Beteiligung am 26. Juni 2014 zum beizulegenden Zeitwert ausgewiesen, wodurch die Gruppe einen Neubewertungsgewinn von 174 Mio. € unter "Änderungen des Konsolidierungskreises" bei den "Umsatzerlösen(-verlusten) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit" verbuchen konnte.
5.4 Veräußerungen im Jahre 2014
Veräußerungen im Jahre 2014 führten zu einem Abbau der Nettoschuld um 3.231 Mio. € im Vergleich zum 31. Dezember 2013.
Die Tabelle unten zeigt die kumulierte Auswirkung dieser Veräußerungen auf die Nettoschuld der Gruppe per 31. Dezember 2014.
| In Millionen Euro | Verringerung der Nettoschuld |
|---|---|
| 2014 finalisierte Transaktionen bezüglich der per 31. Dezember 2013 "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte" | (385) |
| Veräußerung eines Anteils von 20% an Energia Sustentavel do Brasil - "Jirau" (Brasilien) | (318) |
| Veräußerung eines Anteils von 50% an Futures Energies Investissement Holding (Frankreich) | (67) |
| 2014 durchgeführte Transaktionen | (2.196) |
| Veräußerung von Investitionen in gemischte Unternehmen im Kommunalverbund in Flandern (Belgien) | (911) |
| Veräußerung des Portfolios an Strom erzeugenden Vermögenswerten in Panama und Costa Rica | (771) |
| Veräußerung der Beteiligung von 49% an ISAB Energy (Italien) | (153) |
| Veräußerung von Vermögenswerten der Explorations- und Förderaktivitäten | (239) |
| Veräußerung der Beteiligung von 20% an NGT B. V. (Niederlande) | |
| Veräußerung von Enerci (Elfenbeinküste) | |
| Veräußerung eines Vermögenswerts der Explorations- und Förderaktivitäten in Deutschland | |
| Erhaltene Barmittel des restlichen Veräußerungspreises für den Anteil von 24,5% an SPP (Slowakei) - eine 2013 finalisierte Transaktion | (122) |
| Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind | (650) |
| SUMME | (3.231) |
Der kumulierte Gewinn aus diesen Veräußerungen belief sich 2014 auf 593 Mio. € (im Konzernabschluss werden 233 Mio. € davon bei den "Änderungen des Konsolidierungskreises" und 360 Mio. € bei den "Sonstigen Einmaleffekten" dargestellt).
Die zum Verkauf gehaltene 20%ige Beteiligung an Energia Sustentavel do Brasil (ESBR) an Mitsui & Co. Ltd und die Futures Energies Investissement Holding wurden in der Bilanz per 31. Dezember 2013 als "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte" klassifiziert (vgl. Anhang 2 "Auswirkung der Anwendung der neuen Konsolidierungsstandards auf den Vergleich mit dem Jahresabschluss 2013").
5.4.1 Veräußerung eines Anteils von 20% an Energia Sustentavel do Brasil - "Jirau" (Brasilien)
Am 16. Januar 2014 finalisierte die Gruppe eine Vereinbarung zum Verkauf einer 20%igen Eigenkapitalbeteiligung an Energia Sustentavel do Brasil (ESBR), gegründet mit dem Ziel, das Wasserkraftwerk Jirau mit einer Leistung von 3.750 MW zu bauen, zu besitzen und zu betreiben, an Mitsui & Co. Ltd. Die Gruppe verbuchte an diesem Tag eine Zahlung von 1.024 Mio. BRL (318 Mio. €).
Der restliche Anteil von 40%, den GDF SUEZ an ESBR hält, wird als assoziiertes Unternehmen bilanziert.
5.4.2 Veräußerung eines Anteils von 50% an Futures Energies Investissement Holding (Frankreich)
Am 29. April 2014 finalisierte die Gruppe den Verkauf einer 50%igen Beteiligung an der Futures Energies Investissement Holding (FEIH), einer Tochtergesellschaft, die ein Portfolio von Windpark-Vermögenswerten in Frankreich mit einer installierten Gesamtkapazität von 440 MW betreibt, an Credit Agricole Assurances (über ihr Tochterunternehmen Predica). Die Gruppe erhielt eine Zahlung von 67 Mio. €, die dem Verkaufspreis der Hälfte der FEIH-Aktien (16 Mio. €) entspricht, und die Ablösung von 50% des ausstehenden Teils des Gesellschafterdarlehens an die FEIH (51 Mio. €) durch Predica.
Diese Transaktion führte zum Verlust des maßgeblichen Einflusses auf diese Tochtergesellschaft, und der verbleibende Anteil von 50% an FEIH wird jetzt als Joint Venture bilanziert. Diese Transaktion wirkte sich nicht wesentlich auf die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe per 31. Dezember 2014 aus.
5.4.3 Veräußerung des Portfolios an Strom erzeugenden Vermögenswerten in Panama und Costa Rica
Am 2. Dezember 2014 verkaufte die Gruppe ihr gesamtes Portfolio an Vermögenswerten der Stromerzeugung in Panama und Costa Rica für insgesamt 565 Mio. USD (d. h. 455 Mio. €) an den kolumbianischen Konzern Celsia. Davon sind 614 Mio. USD (d. h. 494 Mio. €) Ablösungen von Krediten, die die Gruppe diesen Gesellschaften gewährt hat. Der Gewinn aus der Veräußerung ist nicht wesentlich.
Die Transaktion betrifft folgende Unternehmen, die alle bis zum Tag ihres Verkaufs voll konsolidiert waren: Altenergy (100%ige Tochter), Betreiber von zwei 118-MW-Wasserkraftwerken und einem 83-MW-Ölkraftwerk; Bontex (100%ige Tochter), Betreiber der dritten Anlage des Wasserkraftkomplexes Dos Mares; Bahia Las Minas (Beteiligung 51%), Betreiber von 280-MW-Kraftwerken, und Planta Eolica Guanacaste (100%ige Tochter), Betreiber des 50-MW-Windparks in Guanacaste).
Die Transaktion verringerte die Nettoschuld um 771 Mio. € (d. h. 455 Mio. € als erhaltene Gegenleistung zuzüglich der Auswirkung der Ausbuchung von 316 Mio. € Nettoauslandsverschuldung, die zu dem Zeitpunkt, an dem sie verkauft wurden, in den Büchern der jeweiligen Gesellschaften standen).
Diese Vermögenswerte in Panama und Costa Rica waren 2014 mit einem Negativbetrag von 19 Mio. € am "Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)" beteiligt (ohne Veräußerungserlös).
5.4.4 Veräußerung der Beteiligung von 49% an ISAB Energy (Italien)
Am 16. Juni 2014 finalisierte die Gruppe den Verkauf ihrer gesamten Beteiligung von 49% an ISAB Energy, einem Unternehmen, das ein Gas- und Dampf-Kombikraftwerk mit integrierter Gasifizierung (532 MW) in Süditalien betreibt, für 153 Mio. € an die ERG-Gruppe.
Diese Transaktion wirkte sich nicht wesentlich auf die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe per 31. Dezember 2014 aus.
5.5 Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte
Alle per 31. Dezember 2013 als "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte" (20% Beteiligung an Energia Sustentavel do Brasil -"Jirau" in Brasilien und Futures Energies Investissement Holding in Frankreich) wurden 2014 veräußert (vgl. Anhang 5.4. "Veräußerungen im Jahre 2014").
Per 31. Dezember 2014 besaß die Gruppe keine "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte" mehr.
5.6 Sonstige Transaktionen 2014
2014 fanden verschiedene sonstige Transaktionen, Eigenkapitaltransaktionen und Veräußerungen statt, vor allem der Erwerb von Ferrari Termoeletrica, Betreiber eines Biomasseheizkraftwerks in Brasilien, der West Coast Energy Ltd, die im britischen Windenergiebereich tätig ist, und des deutschen Ingenieurunternehmens Lahmeyer sowie der Verkauf von DUNAMENTI Erőmű in Ungarn und eines Anteils von 50% an einem Portfolio von Windparkvermögenswerten in Großbritannien. Ihre einzelne und kumulierte Wirkung auf die Abschlüsse der Gruppe sind nicht wesentlich.
5.7 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur 2013
5.7.1 Verlust des maßgeblichen Einflusses auf SUEZ Environnement
Am 22. Juli 2013 endete die Aktionärsvereinbarung der SUEZ Environnement Company für alle beteiligten Parteien. Infolgedessen 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.
Wegen dieses Verlustes des maßgeblichen Einflusses hat die Gruppe ihren verbleibenden Anteil an der SUEZ Environnement Company ausgehend von seinem Marktpreis am 22. Juli 2013 zum beizulegenden Zeitwert erfasst und den entsprechenden Nettogewinn aus der Neubewertung von 448 Mio. € in der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr 2013 ausgewiesen.
Nach den Festlegungen in IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures hat die Gruppe auch die identifizierbaren Vermögenswerte und Verbindlichkeiten von SUEZ Environnement zu ihrem beizulegenden Zeitwert bewertet. Der beizulegende Zeitwert der identifizierbaren Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, der per 31. Dezember 2013 nur vorläufig bewertet worden war, wurde 2014 finalisiert. Die Berichtigungen dieser Bewertungen sind nicht wesentlich.
In der folgenden Tabelle sind die Einbringung der Gruppe SUEZ Environnement in die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung und in die Kapitalflussrechnung 2013 und in die Konzernbilanz per 1. Januar 2013 dargestellt:
GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG
| In Millionen Euro | Einbringung der Gruppe SUEZ Environnement per 22. Juli 2013 | Nettogewinn aus Neubewertung per 22. Juli 2013 | SUEZ Environnement als Investition in assoziierte Unternehmen ab 22. Juli 2013 | Gesamtbeitrag von SUEZ Environnement per 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 7.922 | 7.922 | ||
| Käufe | (1.642) | (1.642) | ||
| Personalkosten | (2.091) | (2.091) | ||
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (537) | (537) | ||
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (3.219) | (3.219) | ||
| Sonstige betriebliche Erträge | 153 | 153 | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 587 | 587 | ||
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 43 | 62 | 106 | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 630 | 62 | 692 | |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (1) | (1) | ||
| Wertminderungsaufwand | 4 | 4 | ||
| Restrukturierungskosten | (17) | (17) | ||
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (2) | 448 | 446 | |
| Sonstige Einmaleffekte | 10 | 10 | ||
| ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 623 | 448 | 62 | 1.134 |
| Finanzaufwand | (269) | (269) | ||
| Finanzertrag | 40 | 40 | ||
| NETTOFINANZAUFWENDUNGEN | (230) | (230) | ||
| Ertragsteueraufwand | (104) | (104) | ||
| Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen | - | - | ||
| JAHRESÜBERSCHUSS | 290 | 448 | 62 | 800 |
| Jahresüberschuss, Anteil der Gruppe | 41 | 448 | 62 | 551 |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 249 | 249 |
(1) Die Vergleichsangaben für 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards und der Darstellung der Änderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung neu berechnet (vgl. Anhang 2).
BILANZ
| In Millionen Euro | 1. Januar 2013(1) |
|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 3.847 |
| Geschäfts- oder Firmenwert | 3.202 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 8.812 |
| Zum Verkauf gehaltene Wertpapiere | 336 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 670 |
| Derivate | 257 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 914 |
| Sonstige Vermögenswerte | 80 |
| Latente Steueransprüche | 762 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 18.880 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 220 |
| Derivate | 5 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 276 |
| Vorräte | 3.759 |
| Sonstige Vermögenswerte | 1.098 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 24 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 2.129 |
| Vermögenswerte, die als zum Verkauf verfügbar klassifiziert sind | - |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 7.511 |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 26.391 |
| Den Aktionären zuzurechnendes Eigenkapital | 1.451 |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 5.446 |
| SUMME EIGENKAPITAL | 6.898 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | |
| Rückstellungen | 1.395 |
| Langfristiges Fremdkapital | 8.335 |
| Derivate | 91 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 3 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 639 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 571 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 11.034 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |
| Rückstellungen | 550 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 1.449 |
| Derivate | 11 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 2.781 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 3.670 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind | - |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 8.460 |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 26.391 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
VERKÜRZTE KAPITALFLUSSRECHNUNG
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 800 |
| Mittelzufluss aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 1.123 |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | (259) |
| CASHFLOW AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 766 |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (588) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (251) |
| Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (2.056) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (2.129) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 2.129 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | - |
(1) Die Vergleichsangaben für 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
5.7.2 Auswirkung von Veräußerungen im Jahre 2013
| In Millionen Euro | Veräußerungspreis | Verringerung der Nettoschuld | Nettogewinn(-verlust) aus Veräußerungen und im Ertrag erfasste Änderungen des Kreises | Im Eigenkapital erfasste Auswirkungen |
|---|---|---|---|---|
| 2013 finalisierte Transaktionen bezüglich der per 31. Dezember 2012 "zum Verkauf 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) | 21 | (11) |
| Veräußerung von 50% des Portfolios von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Portugal | 328 | (567) | (22) | - |
| Veräußerung von 28% des Portfolios von Vermögenswerten der Stromerzeugung in Australien | 301 | (301) | - | (11) |
| Veräußerung von thermischen Kraftwerken in den Vereinigten Staaten | 82 | (809) | 25 | - |
| - davon Barmittel, die aus dem restlichen Veräußerungspreis für das Choctaw-Kraftwerk zugeflossen sind - eine 2012 finalisierte Transaktion | - | (130) | - | - |
| - davon Veräußerung des Kraftwerks Red Hills | - | (226) | 34 | - |
| - davon Verkauf von 20,6% von Astoria Energy, Kraftwerk der Phase I | 82 | (453) | (9) | - |
| Verkauf von 33,2% an NOGAT (Niederlande) | 182 | (177) | 14 | - |
| Verkauf von 36% an KAPCO (Pakistan) | 107 | (106) | 4 | - |
| Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind | 201 | (301) | 74 | |
| SUMME | 2.484 | (3.429) | 97 | (11) |
5.7.2.1 Veräußerung der Beteiligung von 24,5% an SPP (Slowakei)
Am 23. Januar 2013 finalisierten 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). SGH ist eine Holding mit einer Beteiligung von 49% an dem slowakischen Gasnetzbetreiber Slovenský Plynárenský Priemysel a.s. (SPP).
Für die Veräußerung wurde die 24,5%ige Beteiligung der Gruppe an SPP mit 1.301 Mio. € bewertet. 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.
Der Restbetrag des Verkaufspreises zuzüglich Zinsen (insgesamt 122 Mio. €) ging im Juni 2014 ein (vgl. Anhang 5.4 "Veräußerungen im Jahre 2014").
5.7.2.2 Verkauf von 50% des Portfolios von Stromerzeugungsanlagen in Portugal
Am 13. Oktober 2013 verkaufte die Gruppe 50% ihres Portfolios an Wärme erzeugenden Anlagen und Anlagen der Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie in Portugal für 328 Mio. € an die Marubeni Corporation.
Die Transaktion wurde durch Gründung eines Joint Venture mit Marubeni durchgeführt, die von der Gruppe eine 50%ige Beteiligung an NPIH erwarb, einer Holding, die in Portugal ein Portfolio von Stromerzeugungsanlagen besitzt (100% des Windparktbetreibers Eurowind; 42,5% von Generg, das Strom aus erneuerbaren Energieträgern erzeugt; 100% von Turbogas und 50% von Elecgas, die beide Gas- und Dampf-Kombikraftwerke betreiben, und 50% von Tejo Energia, einem Betreiber eines Kohlekraftwerks).
Nach der Transaktion wurde die verbleibende 50%ige Beteiligung der Gruppe an NPIH als Joint Venture erfasst und daher im Konzernabschluss nach der Equity-Methode bilanziert.
ANHANG 6 Segmentberichterstattung
6.1 Geschäftssegmente
Die nachstehend dargestellten Geschäftssegmente bilden die Segmente ab, die das Direktorium der Gruppe verwendet, um auf die Segmente Mittel zu allokieren und ihre Leistung zu bewerten. Es wurden keine Geschäftssegmente zusammengefasst. Das Direktorium der Gruppe ist der "Hauptentscheidungsträger" der Gruppe im Sinne von IFRS 8.
Die Gruppe ist um folgende fünf Geschäftssegmente herum aufgebaut: GDF SUEZ Energy International, GDF SUEZ Energy Europe, GDF SUEZ Global Gas & LNG, GDF SUEZ Infrastructures und GDF SUEZ Energy Services.
Die Unternehmenssparte Energy International: Diese Tochtergesellschaften erzeugen und vermarkten Strom in Nordamerika, Lateinamerika, Asien-Pazifik, Großbritannien, der Türkei und im Nahen/Mittleren 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 Meerwasserentsalzung auf der Arabischen Halbinsel aktiv.
Die Unternehmenssparte Energy Europe ist in der Stromerzeugung und im Energieabsatz in Kontinentaleuropa tätig. Sie betreibt die Anlagen der Gruppe in Kontinentaleuropa in den Bereichen Gas (ohne Infrastruktureinrichtungen, die von der Unternehmenssparte Infrastructures verwaltet werden) und Strom.
Die Unternehmenssparte Global Gas & LNG ist im Upstream-Bereich der Erdgaswertschöpfungskette tätig. Im Bereich Explorations- und Förderaktivitäten engagiert sich die Unternehmenssparte bei der Exploration, bei der Erschließung und beim Betreiben von Öl- und Gasfeldern. Entlang der LNG-Kette verwaltet 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 "Gasversorgung" der Unternehmenssparte Energy Europe.
Die Unternehmenssparte Infrastructures: Die Tochtergesellschaften dieses Segments betreiben Transport, Speicherung und Versorgungsnetze für Erdgas sowie LNG-Terminals im Wesentlichen in Frankreich und Deutschland. Sie verkaufen auch Zugangsrechte zu dieser Infrastruktur an Dritte.
Die Unternehmenssparte Energy Services: Diese Tochterunternehmen entwickeln Umweltschutz- und Energieeffizienzlösungen durch multitechnische Dienstleistungen in den Bereichen Engineering, Anlagenbau und Energiedienstleistungen und setzen sie um.
SUEZ Environnement war bis 22. Juli 2013 eine eigenständige Unternehmenssparte. Als solche wird ihr Beitrag zu den wesentlichen Leistungskennzahlen der Gewinn- und Verlustrechnung 2013 (bis zum Verlust der Beherrschung) weiterhin in einer speziellen Zeile der Segmentberichterstattung dargestellt. Von nun an erscheint der Beitrag von SUEZ Environnement zu den wesentlichen Leistungskennzahlen der Bilanz in der Zeile "Sonstige".
Die Zeile "Sonstige" in der folgenden Tabelle umfasst Einbringungen von Unternehmensgruppen und Gesellschaften, bei denen der Finanzierungsbedarf der Gruppe zentralisiert ist, sowie den Beitrag von SUEZ Environnement als Gesellschaft, die ab 22. Juli 2013 nach der Equity-Methode bilanziert wird.
Die vom Direktorium der Gruppe benutzten Methoden zum Ansatz und zur 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 auf den Konzernabschluss übergeleitet.
Die wichtigsten Vertragsverhältnisse zwischen Geschäftssegmenten, die nicht zu den Lieferverträgen zwischen GDF SUEZ Global Gas & LNG und GDF SUEZ Energy Europe gehören, betreffen die Unternehmenssparten Infrastructures und 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 Reservierungen 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 Erlöse der Gruppe auf sich.
6.2 Wesentliche Leistungskennzahlen nach Geschäftssegment
ERLÖSE
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Externe Erträge | Gruppeninterne Umsatzerlöse | Summe | Externe Erträge | Gruppeninterne Umsatzerlöse | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Energy International | 13.977 | 1.268 | 15.245 | 14.393 | 818 | 15.211 |
| Energy Europe | 35.158 | 1.262 | 36.420 | 42.713 | 1.530 | 44.243 |
| Global Gas & LNG | 6.883 | 2.668 | 9.551 | 5.644 | 2.760 | 8.404 |
| Infrastructures | 2.994 | 3.818 | 6.812 | 2.557 | 4.218 | 6.775 |
| Energy Services | 15.673 | 201 | 15.874 | 14.670 | 227 | 14.897 |
| Eliminierung interner Transaktionen | - | (9.216) | (9.216) | 9 | (9.554) | (9.545) |
| ZWISCHENSUMME | 74.686 | - | 74.686 | 79.985 | - | 79.985 |
| SUEZ Environnement(2) | - | - | - | 7.922 | 6 | 7.927 |
| Eliminierung interner Transaktionen | - | - | - | (9) | (6) | (14) |
| SUMME ERLÖSE | 74.686 | - | 74.686 | 87.898 | - | 87.898 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
EBITDA(1)
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(2) |
|---|---|---|
| Energy International | 3.716 | 4.029 |
| Energy Europe | 2.020 | 2.877 |
| Global Gas & LNG | 2.225 | 2.028 |
| Infrastructures | 3.274 | 3.334 |
| Energy Services | 1.127 | 1.041 |
| Sonstige | (224) | (333) |
| ZWISCHENSUMME | 12.138 | 12.976 |
| SUEZ Environnement(3) | - | 1.247 |
| SUMME EBITDA | 12.138 | 14.223 |
(1) Die Angaben per 31. Dezember 2014 werden ausgehend von der Neudefinition des EBITDA dargestellt (vgl. Anhang 2.2). Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden dieser Neudefinition angepasst (vgl. Anhang 2.3.6).
(2) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(3) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Energy International | (970) | (1.089) |
| Energy Europe | (1.111) | (1.433) |
| Global Gas & LNG | (926) | (912) |
| Infrastructures | (1.280) | (1.263) |
| Energy Services | (338) | (324) |
| Sonstige | (95) | (110) |
| ZWISCHENSUMME | (4.720) | (5.131) |
| SUEZ Environnement(2) | - | (603) |
| SUMME PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION | (4.720) | (5.733) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Energy International | 204 | 371 |
| Energy Europe | 76 | 18 |
| Global Gas & LNG | 31 | 57 |
| Infrastructures | 12 | 8 |
| Energy Services | 1 | 9 |
| Sonstige | 118 | 63 |
| davon Anteil am Jahresüberschuss von SUEZ Environnement als assoziiertem Unternehmen | 118 | 62 |
| ZWISCHENSUMME | 441 | 527 |
| SUEZ Environnement(2) | - | 43 |
| GESAMTANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 441 | 570 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Energy International | 2.745 | 2.937 |
| Energy Europe | 913 | 1.430 |
| Global Gas & LNG | 1.064 | 973 |
| Infrastructures | 1.994 | 2.069 |
| Energy Services | 791 | 708 |
| Sonstige | (346) | (492) |
| ZWISCHENSUMME | 7.161 | 7.625 |
| SUEZ Environnement(2) | - | 630 |
| SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.161 | 8.254 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Energy International | 22.053 | 21.211 |
| Energy Europe | 13.969 | 14.950 |
| Global Gas & LNG | 6.052 | 4.490 |
| Infrastructures | 19.142 | 19.011 |
| Energy Services | 4.099 | 3.503 |
| Sonstige | 3.427 | 3.561 |
| davon Eigenkapitalwert von SUEZ Environnement | 1.994 | 1.891 |
| SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 68.742 | 66.727 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Energy International | 1.718 | 1.807 |
| Energy Europe | 1.169 | 1.573 |
| Global Gas & LNG | 1.208 | 1.041 |
| Infrastructures | 1.729 | 1.934 |
| Energy Services | 1.106 | 804 |
| Sonstige | 151 | 81 |
| ZWISCHENSUMME | 7.080 | 7.239 |
| SUEZ Environnement(2) | - | 663 |
| GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX) | 7.080 | 7.902 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
6.3 Wesentliche Leistungskennzahlen nach geografischem Gebiet
Die nachfolgenden Beträge werden analysiert nach:
| ― | dem Bestimmungsort für Erzeugnisse und Dienstleistungen, die verkauft wurden, um Umsatzerlöse zu erzielen; |
| ― | geografischer Lage konsolidierter Unternehmen in Bezug auf das eingesetzte Industriekapital |
| Erlöse | Eingesetztes Industriekapital | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Frankreich | 27.834 | 34.954 | 31.728 | 30.628 |
| Belgien | 8.525 | 10.875 | 2.108 | 2.682 |
| Sonstige EU-Länder | 20.516 | 23.600 | 10.880 | 11.387 |
| Sonstige europäische Länder | 1.832 | 1.059 | 1.080 | 1.131 |
| Nordamerika | 3.829 | 4.303 | 6.211 | 5.433 |
| Asien, Naher/Mittlerer Osten und Ozeanien | 7.404 | 8.108 | 8.854 | 7.758 |
| Südamerika | 4.302 | 4.372 | 7.267 | 7.180 |
| Afrika | 444 | 627 | 614 | 529 |
| SUMME | 74.686 | 87.898 | 68.742 | 66.727 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
6.4 Überleitung von Leistungskennzahlen auf Konzernabschlüsse
6.4.1 Überleitung des EBITDA
Die Brücke vom EBITDA zum kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, wird wie folgt erläutert:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.161 | 8.254 |
| Nettoamortisation und sonstige | 4.956 | 5.875 |
| Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2) | 22 | 93 |
| EBITDA | 12.138 | 14.223 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
6.4.2 Überleitung von eingesetztem Industriekapital auf Positionen der Bilanz
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| (+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 71.601 | 70.154 |
| (+) Geschäfts- oder Firmenwert | 21.222 | 20.420 |
| (-) Geschäfts- oder Firmenwert aus der Fusion Gaz de France - SUEZ(2) | (8.216) | (8.559) |
| (-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Power(2) | (2.502) | (2.307) |
| (+) Forderungen nach IFRIC 4 und IFRIC 12 | 1.779 | 1.554 |
| (+) Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.055 | 6.799 |
| (-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Power(2) | (152) | (135) |
| (+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 21.558 | 21.057 |
| (-) Margenausgleich(2),(3) | (1.257) | (992) |
| (+) Vorräte | 4.891 | 4.973 |
| (+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte | 10.606 | 8.843 |
| (+) Latente Steuern | (8.060) | (8.975) |
| (+) Streichung latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Positionen(2) | (188) | 20 |
| (+) Buchwert von Gesellschaften, die als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert sind | - | 488 |
| (-) Anteil am Nettoeigenkapital, das in Geschäften mit Dritten abfließt(4) | - | (411) |
| (-) Rückstellungen | (18.539) | (16.098) |
| (+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Eigenkapital (nach latenten Steuern)(2) | 2.168 | 942 |
| (-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (18.799) | (16.398) |
| (+) Margenausgleich(2),(3) | 1.309 | 242 |
| (-) Sonstige Verbindlichkeiten | (15.735) | (14.891) |
| EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 68.742 | 66.727 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Zur Berechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für die jeweiligen Positionen ausgewiesenen Beträge gegenüber den in der Bilanz erscheinenden angepasst 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 Sicherungsvereinbarungen, die die Gruppe getroffen hat, um bei Commodity-Transaktionen ihre Gefährdung durch Gegenparteirisiken zu verringern.
(4) Die entsprechenden Geschäfte werden in Anhang 5.5 "Zum Verkauf 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.
6.4.3 Überleitung von Investitionsausgaben (CAPEX) auf Positionen der Kapitalflussrechnung
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 5.790 | 6.518 |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 340 | 363 |
| (+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 208 | 52 |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 398 | 688 |
| Erwerbe von zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren | 246 | 143 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und sonstigen | (8) | 69 |
| (+) Sonstige | (2) | - |
| Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen | 126 | 71 |
| (+) erhaltene Zahlungen für die Veräußerung von Minderheitsbeteiligungen | (18) | - |
| GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX) | 7.080 | 7.902 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Einbringung von SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 (vgl. Anhang 5.7).
ANHANG 7 Kurzfristiges Betriebsergebnis
7.1 Erlöse
Die Erlöse der Gruppe gliedern sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Energieverkäufe | 55.605 | 63.321 |
| Erbringen von Dienstleistungen | 18.308 | 23.379 |
| Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge | 773 | 1.198 |
| ERLÖSE | 74.686 | 87.898 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
2014 umfassten "Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge" vor allem Erlöse aus Operating-Leasingverhältnissen in Höhe von 692 Mio. € (2013: 729 Mio. €). 2013 gab es in dieser Rubrik auch Erlöse aus Fertigungsaufträgen in Höhe von 361 Mio. €.
7.2 Personalkosten
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | (9.303) | (11.017) |
| Anteilsbasierte Vergütungen (vgl. Anhang 24) | (22) | (93) |
| Kosten für leistungsorientierte Pläne (vgl. Anhang 20.3.4) | (315) | (382) |
| Kosten für beitragsorientierte Pläne (vgl. Anhang 20.4) | (139) | (123) |
| PERSONALAUFWAND | (9.779) | (11.615) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
7.3 Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation (vgl. Anhänge 14 und 15) | (4.720) | (5.733) |
| Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten | (249) | (319) |
| Nettoänderung bei Rückstellungen (vgl. Anhang 19) | 172 | (374) |
| PLANMASSIGE ABSCHREIBUNG, AMORTISATION UND RÜCKSTELLUNGEN | (4.797) | (6.426) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
Per 31. Dezember 2014 gliedert sich die planmäßige Abschreibung und Amortisation hauptsächlich in 726 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 4.004 Mio. € für Sachanlagen. Eine Gliederung nach Art des Vermögenswerts findet sich in den Anhängen 14 "Immaterielle Vermögenswerte" bzw. 15 "Sachanlagen".
ANHANG 8 Umsatzerlöse/(-verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.161 | 8.254 |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (298) | (226) |
| Wertminderungsaufwand | (1.037) | (14.770) |
| Restrukturierungskosten | (167) | (302) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 562 | 405 |
| Sonstige Einmaleffekte | 353 | 544 |
| ERGEBNIS AUS GEWÖHNLICHER GESCHÄFTSTÄTIGKEIT | 6.574 | (6.093) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
8.1 Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente
2014 stellt diese Position einen Nettoverlust von 298 Mio. € gegenüber einem Nettoverlust von 226 Mio. € im Jahr 2013 dar, der vor allem Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von (i) Strom- und Erdgasverkaufs- und -kaufverträgen, die in den Geltungsbereich von IAS 39 fallen, und (ii) als Sicherung genutzten Finanzinstrumenten zuzuschreiben ist, die aber nicht für ein Hedge-Accounting gewählt werden können, was 2014 zu einem Nettoverlust von 302 Mio. € führte (gegenüber einem Nettoverlust von 228 Mio. € 2013). Dieser Verlust war im Wesentlichen einem negativen Preiseffekt aufgrund von Änderungen der Terminpreise der als Basiswert dienenden Commodities während der Periode geschuldet. Darin enthalten ist auch die positive Auswirkung der Abwicklung von derivativen Instrumenten mit einem negativen Marktwert per 31. Dezember 2013.
8.2 Wertminderungsaufwand
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Wertminderungsaufwand: | ||
| Geschäfts- oder Firmenwert(3) | (82) | (5.689) |
| Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte | (924) | (9.011) |
| Finanzielle Vermögenswerte | (87) | (93) |
| SUMME WERTMINDERUNGSAUFWAND | (1.094) | (14.793) |
| Aufholungen von Wertminderungsaufwand: | ||
| Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte | 57 | 12 |
| Finanzielle Vermögenswerte | - | 11 |
| SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWAND | 57 | 23 |
| SUMME | (1.037) | (14.770) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
(3) einschließlich Geschäfts- oder Firmenwert von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
Wertminderungsverluste von 1.037 Mio. € betreffen hauptsächlich die Unternehmenssparten Global Gas and LNG (362 Mio. €), Energy International (306 Mio. €) und Energy Europe (291 Mio. €). Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils von Wertminderungsaufwendungen, die Minderheitsbeteiligungen zuzuschreiben sind, beläuft sich die Auswirkung dieser Wertminderungsverluste auf das Nettoergebnis des Konzernanteils für 2014 auf 655 Mio. €.
Die Wertminderungsaufwendungen, die gegen den Geschäfts- oder Firmenwert, die Sachanlagen und die immateriellen Vermögenswerte per 31. Dezember 2014 gebucht wurden, lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Standort | Wertminderungsverluste von Geschäfts- oder Firmenwert | Wertminderungsverluste von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | Summe Wertminderungsverluste |
|---|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Global Gas & LNG | - | (362) | (362) | |
| Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten in der Nordsee | Nordsee | (261) | ||
| Sonstige Vermögenswerte/Genehmigungen der Explorations- und Förderaktivitäten | (44) | |||
| Sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | (57) | |||
| Goodwilltragende CGU Energy UK - Europe | - | (226) | (226) | |
| Wärmekraftwerke | Großbritannien | (181) | ||
| Windpark und sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | Großbritannien | (45) | ||
| Goodwilltragende CGU Energy - Eastern Europe | (82) | (30) | (112) | |
| Materielle Vermögenswerte | (30) | |||
| Goodwilltragende CGU Energy - Central Western Europe | - | (109) | (109) | |
| Wärmekraftwerke | Niederlande/ Belgien | (48) | ||
| Sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | (61) | |||
| Sonstige Wertminderungsverluste | - | (197) | (197) | |
| SUMME GDF SUEZ GRUPPE | (82) | (924) | (1.006) |
| In Millionen Euro | Standort | Bewertungsmethode | Abzinsungssatz |
|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Global Gas & LNG | Nutzungswert-DCF | 8% - 15% | |
| Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten in der Nordsee | Nordsee | Nutzungswert-DCF | 9,0% |
| Sonstige Vermögenswerte/Genehmigungen der Explorations- und Förderaktivitäten | |||
| Sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | |||
| Goodwilltragende CGU Energy UK - Europe | |||
| Wärmekraftwerke | Großbritannien | Nutzungswert-DCF | 7,2% - 8,7% |
| Windpark und sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | Großbritannien | Beizulegender Zeitwert | |
| Goodwilltragende CGU Energy - Eastern Europe | Nutzungswert-DCF | 8,3% - 12,3% | |
| Materielle Vermögenswerte | Nutzungswert-DCF | ||
| Goodwilltragende CGU Energy - Central Western Europe | Nutzungswert-DCF | 6,5% - 9,0% | |
| Wärmekraftwerke | Niederlande/ Belgien | Nutzungswert-DCF | 7,4% - 8,1% |
| Sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | |||
| Sonstige Wertminderungsverluste | |||
| SUMME GDF SUEZ GRUPPE |
8.2.1 Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten in der Nordsee
In Bezug auf die Explorations- und Förderaktivitäten in der Nordsee veranlassten der Rückgang der nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven bestimmter Vermögenswerte in Verbindung mit den gesunkenen Gaspreisen die Gruppe, gegen die Vermögenswerte der Nordsee-Gasfelder per 31. Dezember 2014 einen Wertminderungsaufwand von 261 Mio. € zu buchen.
Der Nutzungswert dieser Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten wurde mit Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2015 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2016-2020 errechnet. Der Cashflow jenseits dieser Periode wurde bis Ende der Lebensdauer der jeweiligen Vermögenswerte extrapoliert.
Der auf diese Projektionen angewandte Abzinsungssatz lag bei 9%.
Wesentliche Annahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf Änderungen der Kohlenwasserstoffpreise, geschätzte Reservemengen der jeweiligen Felder und den Abzinsungssatz.
10% niedrigere Kohlenwasserstoffpreise für die Projektionen würden zum Ansetzen eines zusätzlichen Wertminderungsaufwands von 184 Mio. € für diese Nordsee-Gasfelder führen.
Ein Anstieg des Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von insgesamt 60 Mio. € führen.
8.2.2 Wärmekraftwerke in Großbritannien
In Großbritannien besitzt die Gruppe ein Portfolio an Vermögenswerten aus Wärmekraftwerken, die etwa 2.300 MW (Konzernanteil) an installierter Produktionskapazität darstellen.
Sich verschlechternde Prognosen für Clean Dark Spreads und Clean Spark Spreads sowie die ersten Ergebnisse von öffentlichen Versteigerungen von Kapazität in Großbritannien veranlassten die Gruppe, für bestimmte Anlagen der thermischen Stromerzeugung einen Wertminderungsaufwand von 181 Mio. € anzusetzen.
Der Nutzungswert dieser Vermögenswerte wurde mit den Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2015 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2016-2020 fallweise errechnet. Der Cashflow jenseits dieser Periode wurde bis Ende der Lebensdauer der jeweiligen Vermögenswerte extrapoliert.
Die auf diese Prognosen angewandten Abzinsungssätze reichen von 7,2% bis 8,7%.
Wesentliche Annahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf erwartete Trends für die Nachfrage nach Strom, Preise für Strom und Brennstoffe, die CO2 -Abgabe und Kapazitätszahlen ab 2020.
Ein um 50 Basispunkte steigender Abzinsungssatz würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 3 Mio. € für diese Vermögenswerte der thermischen Stromerzeugung führen. Eine um 5% geringere Marge, die sich mit Wärmekraftwerken erzielen lässt, würde zu einem zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 22 Mio. € führen.
8.2.3 CGU Energy - Eastern Europe
Der CGU Energy - Eastern Europe sind Gas- und Stromerzeugung und Verkaufs- und Verteilungstätigkeiten in Polen, Rumänien und Ungarn zugeordnet. Diese CGU besteht aus einer installierten Produktionskapazität von fast 1.900 MW, ca. 1.800 MW davon kommen aus Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung.
In Polen wurden die langfristigen Aussichten für die Nutzungsdauer von Kohlekraftwerken aufgrund der Prognosen für die künftige Produktionskapazität und den Mix der Stromproduktion in Polen nach unten korrigiert.
In Ungarn wurden die Absatz- und Versorgungsgeschäfte durch ein besonders schwieriges regulatorisches Umfeld gebremst. Die Verkäufe in diesem Land litten besonders unter Tarifsenkungen und einer zähen Nachfrage.
Angesichts dieser Faktoren sank der erzielbare Betrag für die goodwilltragende CGU Energy - Eastern Europe per 31. Dezember 2014 auf 910 Mio. €, also unter ihren Buchwert. Das veranlasste die Gruppe dazu, einen Wertminderungsaufwand von 112 Mio. € anzusetzen, einschließlich 82 Mio. € als dem gesamten Geschäfts- oder Firmenwert der CGU, sowie einen Wertminderungsaufwand von 30 Mio. € für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, davon 21 Mio. € für einen Windpark in Rumänien.
Der Nutzungswert der CGU Energy - Eastern Europe wurde mit Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2015 und dem vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2016-2020 errechnet. Der Cashflow jenseits dieser Periode wurde bis Ende der Lebensdauer der jeweiligen Vermögenswerte extrapoliert.
Die auf diese Prognosen angewandten Abzinsungssätze liegen zwischen 8,3% und 12,3%, je nach Risikoprofil, das jeder Art des Vermögenswertes der Stromerzeugung und der Verkaufs- und Verteilungstätigkeit zugewiesen wurde.
Die wesentlichen Annahmen für den Werthaltigkeitstest beziehen sich auf die erwarteten Trends bei der Nachfrage für Strom und Gas und geänderte Prognosen für den Preis von Brennstoff und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
8.2.4 2013 verbuchter Wertminderungsaufwand
Für den Geschäfts- oder Firmenwert (einschließlich Geschäfts- oder Firmenwert von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden), Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte per 31. Dezember 2013 angesetzter Wertminderungsaufwand belief sich auf 14.700 Mio. € und kann wie folgt analysiert werden:
| In Millionen Euro | Wertminderungsaufwand bei Geschäfts- oder Firmenwert(3) | Wertminderungsaufwand bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | Summe Wertminderungsverluste |
|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Energy - Central Western Europe | (3.782) | (4.165) | (7.947) |
| Wertminderungsaufwand bei Wärmekraftwerken | (3.711) | ||
| Wertminderungsaufwand bei sonstigen Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (454) | ||
| Goodwilltragende CGU Speicherstätten | (1.250) | (1.896) | (3.146) |
| Wertminderungsaufwand bei Gasspeicherstätten in Europa | (1.896) | ||
| Goodwilltragende CGU Energy - South Europe | (252) | (1.157) | (1.409) |
| Wertminderungsaufwand bei Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung | (1.013) | ||
| Wertminderungsaufwand bei Kundenbindung | (144) | ||
| Goodwilltragende CGU Energy - Eastern Europe | (264) | (178) | (442) |
| Wertminderungsaufwand bei sonstigen thermischen Anlagen | (123) | ||
| Sonstige | (55) | ||
| Goodwilltragende CGU Energy UK - Europe | (459) | (459) | |
| Wertminderungsaufwand bei Wärmekraftwerken | (459) | ||
| Sonstige Wertminderungsverluste | (141) | (1.157) | (1.298) |
| SUMME GDF SUEZ GRUPPE PER 31. DEZEMBER 2013(1)(2) | (5.689) | (9.011) | (14.700) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Der Anteil der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
(3) einschließlich Geschäfts- oder Firmenwert von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
Einschließlich der außerplanmäßigen Abschreibung von finanziellen Vermögenswerten beliefen sich die Wertminderungsverluste (nach Abzug der Aufholungen) 2013 auf 14.770 Mio. €. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils von Wertminderungsverlusten, die Minderheitsbeteiligungen zuzuordnen sind, betrug die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Konzernanteil am Jahresüberschuss für 2013 12.713 Mio. €.
Wertminderungsverluste, die für die Europa-Geschäfte der Gruppe erfasst wurden, machten 13.402 Mio. € aus, davon 5.548 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert (einschließlich 55 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden).
Die jährlichen Werthaltigkeitstests 2013 berücksichtigten in vollem Umfang die schwierigen Wirtschaftsbedingungen und die strukturell ungünstigen Veränderungen, die die Rentabilität ihrer Europa-Geschäfte der Stromerzeugung und der Erdgasspeicherung dauerhaft beeinträchtigen.
Hinsichtlich der Stromproduktion sind die Fundamentaldaten des Marktes in den Ländern, in denen die Gruppe tätig ist, durch eine geringer werdende Nachfrage, den Aufstieg der erneuerbaren Energien und Überkapazität gekennzeichnet, was - in Verbindung mit der Konkurrenz durch die erneuerbaren Energien - zu einer sinkenden Betriebsstundenzahl der Wärmekraftwerke und zu Strompreisen führte, die auf einem sehr niedrigen Stand verharren.
Die Margen beim Vermarkten und beim Absatz und im Midstream-Bereich für Gas werden durch den Wettbewerbsdruck beim Anstieg der Gaslieferung und der Nachfrage nach Lösungen geschmälert, die an Marktgaspreise gekoppelt sind.
Der Verkauf unterirdischer Gasspeicherkapazitäten ist ebenfalls von dem schwierigen Umfeld und den beschriebenen Fundamentaldaten des Marktes betroffen, dazu kommt die sinkende Nachfrage nach Gas. Dieses harte wirtschaftliche Umfeld kommt in saisonbedingt geringen TTF-Spreads wie auch in weniger Reservierungen von Speicherkapazität zum Ausdruck.
8.3 Restrukturierungskosten
Restrukturierungskosten von insgesamt 167 Mio. € für 2014 enthalten Kosten, die bei der Anpassung an die wirtschaftlichen Bedingungen entstanden sind, davon 70 Mio. € bei GDF SUEZ Energy Services und 58 Mio. € bei GDF SUEZ Energy Europe.
2013 belief sich diese Position auf 302 Mio. € und enthielt Kosten, die bei der Anpassung an die wirtschaftlichen Bedingungen entstanden waren, davon 171 Mio. € bei GDF SUEZ Energy Europe und 56 Mio. € bei GDF SUEZ Energy Services.
8.4 Änderungen des Konsolidierungskreises
2014 verzeichnete diese Position einen Positivbetrag von 562 Mio. € und umfasste vor allem:
| ― | 359 Mio. € Neubewertungsgewinn der früheren 40%igen Beteiligung der Gruppe an Gaztransport & Technigaz (GTT) nach Erlangung der Kontrolle über das Unternehmen nach dessen Börsengang (vgl. Anhang 5.1); |
| ― | 174 Mio. € Neubewertungsgewinn des Anteils der Gruppe an dem wallonischen Versorgungsnetzbetreiber infolge des Verlustes des maßgeblichen Einflusses und der Erfassung dieser Anteile bei den "zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren" (vgl. Anhang 5.3.2); |
| ― | 61 Mio. € Gewinn aus dem Verkauf einer 20%igen Beteiligung an NGT BV in den Niederlanden. |
Die sonstigen Posten aus diesem Titel sind als Einzelwert nicht wesentlich.
2013 verzeichnete diese Position einen Positivbetrag von 405 Mio. € und enthielt vor allem einen Nettogewinn von 448 Mio. € aus der Neubewertung der Beteiligung der Gruppe an der SUEZ Environnement Company infolge der Beendigung der Aktionärsvereinbarung am 22. Juli 2013, die zum Verlust der Kontrolle der Gruppe über diese Gesellschaft führte.
8.5 Sonstige Einmaleffekte
2014 umfasste diese Rubrik vor allem den Gewinn aus der Veräußerung der Beteiligung der Gruppe an den gemischten Unternehmen im Kommunalverbund in Flandern in Höhe von 323 Mio. € (vgl. Anhang 5.3.1.).
2013 beinhaltete diese Position die Auswirkung der Verringerung der Rückstellung für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs in Höhe von 499 Mio. € sowie einen Gewinn von 73 Mio. € aus der Veräußerung von Medgaz-Wertpapieren, einschließlich 75 Mio. € durch Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, die im "Sonstigen Ergebnis" erfasst waren und in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden.
ANHANG 9 Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Aufwand | Erlös | Summe | Aufwand | Erlös | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Kosten der Nettoschuld | (1.071) | 132 | (939) | (1.525) | 127 | (1.398) |
| Ertrag aus Restrukturierungstransaktionen und dem frühzeitigen Abwickeln derivativer Finanzinstrumente | (460) | 239 | (221) | (256) | 103 | (153) |
| Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen | (932) | 215 | (716) | (663) | 268 | (394) |
| NETTOFINANZERTRAG/-AUFWENDUNGEN | (2.462) | 586 | (1.876) | (2.444) | 498 | (1.945) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
9.1 Kosten der Nettoschuld
Die wesentlichen Positionen der Kosten der Nettoschuld gliedern sich wie folgt:
| In Millionen Euro | Aufwand | Erlös | Summe 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|---|---|
| Zinsaufwand für Bruttoschuld und Absicherungen | (1.204) | - | (1.204) | (1.659) |
| Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Absicherungen | - | 21 | 21 | (21) |
| Unwirksamer Anteil von Derivaten, die als Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifiziert sind | (21) | - | (21) | 2 |
| Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | - | 111 | 111 | 125 |
| Aktivierte Fremdkapitalkosten | 154 | - | 154 | 155 |
| KOSTEN DER NETTOSCHULD | (1.071) | 132 | (939) | (1.398) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
Neben der Auswirkung der geänderten Konsolidierungsmethode für SUEZ Environnement seit Juli 2013 (Negativwirkung von 230 Mio. €) ist der Rückgang der Kosten der Nettoschuld vor allem der Senkung der durchschnittlichen offenen Bruttoschuld sowie den positiven Auswirkungen von Transaktionen zur Umschuldung und Restrukturierung der Gruppe zu verdanken (vgl. Anhang 16.3.2 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode").
9.2 Ertrag aus Transaktionen zur Schuldenrestrukturierung und dem frühzeitigen Abwickeln derivativer Finanzinstrumente
Die wichtigsten Auswirkungen der Schuldenrestrukturierung gliedern sich wie folgt:
| In Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | Summe 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|---|---|
| Auswirkung des frühzeitigen Abwickelns derivativer Finanzinstrumente auf die Gewinn- und Verlustrechnung | (249) | 239 | (11) | (107) |
| davon Barzahlungen durch das Abwickeln von Swaps | (249) | - | (249) | (210) |
| davon Aufholen des negativen beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate, die frühzeitig abgewickelt wurden | - | 239 | 239 | 103 |
| Auswirkung von Transaktionen der Schuldenrestrukturierung auf die Gewinn- und Verlustrechnung | (211) | - | (211) | (46) |
| davon Aufwendungen für frühzeitige Refinanzierungstransaktionen | (211) | - | (211) | (46) |
| GEWINNE UND VERLUSTE AUS TRANSAKTIONEN DER SCHULDENRESTRUKTURIERUNG UND DER FRÜHZEITIGEN ABWICKLUNG DERIVATIVER FINANZINSTRUMENTE | (460) | 239 | (221) | (153) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
2014 führte die Gruppe eine Reihe frühzeitiger Refinanzierungsgeschäfte durch (vgl. Anhang 16.3.2 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode"), zu denen verschiedene Rückkäufe von Anleihen mit einem aggregierten Nennwert von 1.776 Mio. € gehörten. Die Nettoauswirkung dieser Rückkäufe und die Glattstellung der jeweiligen Absicherungen führten 2014 zum Erfassen von Aufwendungen von 215 Mio. €.
9.3 Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | ||
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Absicherungen qualifiziert sind | (206) | - |
| Gewinne und Verluste aus der Dequalifikation und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Absicherungen für sonstige finanzielle Positionen | (1) | - |
| Glattstellung von Abzinsungsberichtigungen sonstiger langfristiger Rückstellungen | (518) | (421) |
| Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen | (153) | (170) |
| Zinsen auf Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (48) | (69) |
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | (6) | (3) |
| SUMME | (932) | (663) |
| Sonstige Finanzerträge | ||
| Ertrag aus zum Verkauf verfügbarer finanzieller Wertpapiere | 103 | 129 |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Absicherungen qualifiziert sind | - | 31 |
| Gewinne und Verluste aus der Dequalifikation und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Absicherungen für sonstige finanzielle Positionen | - | 2 |
| Zinsertrag aus Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und anderen Forderungen | 21 | 35 |
| Zinsertrag aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 85 | 30 |
| Sonstige Finanzerträge | 6 | 41 |
| SUMME | 215 | 268 |
| SONSTIGE FINANZERTRAGE UND -AUFWENDUNGEN, NETTO | (716) | (394) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
ANHANG 10 Ertragsteueraufwand
10.1 In der Gewinn- und Verlustrechnung erfasste tatsächliche Aufwendungen für Ertragsteuern
10.1.1 Aufgliederung der in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragsteuern
Die Aufwendungen für Ertragssteuern, die in der Gewinn- und Verlustrechnung 2014 erfasst wurden, belaufen sich auf 1.588 Mio. € (2013: 745 Mio. €) und gliedern sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2)(3) |
|---|---|---|
| Tatsächliche Ertragssteuern | (1.918) | (2.245) |
| Latente Steuern | 330 | 1.500 |
| SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENER ERTRAGSSTEUERAUFWAND | (1.588) | (745) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
(3) Der Ertragsteueraufwand 2013 beinhaltete eine Ertragssteuer von 1.542 Mio. € (hauptsächlich 1.490 Mio. € latenter Ertragssteuerertrag), die sich auf Wertminderungsverluste materieller und immaterieller Vermögenswerte bezog.
10.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf tatsächlichen Ertragssteueraufwand
Eine Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf den tatsächlichen Ertragssteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Nettoergebnis | 3.110 | (8.783) |
| • Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 441 | 570 |
| • Aufwendungen für Ertragsteuern | (1.588) | (745) |
| Ertrag/(Verlust) vor Ertragssteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A) | 4.256 | (8.608) |
| davon französische Unternehmen | 180 | (3.851) |
| davon Unternehmen außerhalb Frankreichs | 4.076 | (4.757) |
| Gesetzlicher Ertragssteuersatz der Muttergesellschaft (B) | 38,0% | 38,0% |
| THEORETISCHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B) | (1.617) | 3.271 |
| Überleitungspositionen von theoretischem auf den tatsächlichen Ertragssteueraufwand | ||
| Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz für die Muttergesellschaft und dem gesetzlichen Steuersatz in Rechtsgebieten Frankreichs und im Ausland | 25 | (812) |
| Permanente Differenzen(a) | (93) | (2.037) |
| Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertrag(b) | 801 | 636 |
| Zusätzlicher Steueraufwand(c) | (571) | (848) |
| Wirkung nicht erfasster latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(d) | (750) | (1.512) |
| Ansatz der Verwendung des Steuerertrags für zuvor nicht erfasste steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen | 191 | 137 |
| Auswirkung von Änderungen der Steuersätze | (42) | 38 |
| Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen(e) | 292 | 533 |
| Sonstige | 176 | (152) |
| TATSÄCHLICHER ERTRAGSSTEUERAUFWAND | (1.588) | (745) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
(a) Enthält hauptsächlich steuerlich nicht ansatzfähige Wertminderungen des Geschäfts- oder Firmenwerts, nicht abzugsfähige Aufwendungen von Projektgesellschaften im Explorations- und Fördergeschäft 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 8.4 "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 bar ausgezahlt haben, die Kernenergie-Abgabe, die Stromversorger für Strom aus Kernenergie in Belgien zu zahlen haben (422 Mio. € für 2013 und 407 Mio. € für 2014), Allokationen auf Rückstellungen für Ertragssteuer und regionale Körperschaftssteuern.
(d) Enthält die Streichung der Position der latenten Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten. 2013 beinhaltete sie vor allem die Auswirkung nicht erfasster latenter Steueransprüche für Wertminderungsverluste bei Vermögenswerten der Sachanlagen.
(e) Enthält hauptsächlich die Auswirkung abzugsfähiger fiktiver Zinsen in Belgien, von Steuerguthaben in Norwegen, Großbritannien, den Niederlanden und Frankreich und Auflösungen von Rückstellungen auf die Ertragssteuer.
2011 wurde der von steuerlichen Einheiten in Frankreich mit Erträgen von über 250 Mio. € zu zahlende Ertragssteuersatz 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 für 2013, 2014 und 2015 auf 10,7% erhöht worden und führt für die Wirtschaftsjahre 2013, 2014 und 2015 zu einem Steuersatz von 38,00%.
Für französische Unternehmen werden die temporären Differenzen, deren Aufholung nach 2015 zu erwarten ist, weiterhin mit 34,43% besteuert.
10.1.3 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. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | 439 | (43) |
| Pensionsverpflichtungen | (12) | 11 |
| Nicht abzugsfähige Rückstellungen | 60 | 183 |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (261) | 291 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | 229 | (27) |
| Sonstige | (64) | 179 |
| SUMME | 391 | 593 |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 159 | 817 |
| Steuerlich bedingte Rückstellungen | 19 | (10) |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | (264) | (8) |
| Sonstige | 25 | 109 |
| SUMME | (61) | 907 |
| LATENTER STEUERERTRAG/(-AUFWAND) | 330 | 1.500 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
Die Änderung des latenten Steuerertrags ergibt sich hauptsächlich aus dem Ansatz einiger Wertminderungsaufwendungen für Sachanlagen 2013.
10.2 Im "Sonstigen Ergebnis" ausgewiesener latenter Steuerertrag (-aufwand)
Der im "Sonstigen Ergebnis" ausgewiesene latente Nettosteuerertrag (-aufwand) gliedert sich wie folgt nach Bestandteilen:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|
| Zum Verkauf verfügbare finanzielle Vermögenswerte | (13) | - |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 516 | (201) |
| Absicherungen von Nettoinvestitionen | 94 | (131) |
| Cashflow-Absicherungen für sonstige Posten | 90 | (64) |
| Cashflow-Absicherungen der Nettoschuld | 11 | (4) |
| SUMME OHNE DEN ANTEIL AN GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 698 | (400) |
| Anteil an Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 21 | (43) |
| SUMME | 719 | (443) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
10.3 Darstellung latenter Steuern in der Bilanz
10.3.1 Änderung bei latenten Steuern
Änderungen bei latenten Steuern, die in der Bilanz nach Aufrechnung der Ansprüche und Verbindlichkeiten aus latenten Steuern je steuerliche Einheit ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:
| In Millionen Euro | Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Nettoposition |
|---|---|---|---|
| Per 31. Dezember 2013(1) | 490 | (9.466) | (8.975) |
| Auswirkung auf den Jahresüberschuss | 391 | (61) | 330 |
| Auswirkung auf die Positionen des sonstigen Ergebnisses | 839 | (139) | 700 |
| Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises | (14) | (96) | (110) |
| Auswirkung von Umrechnungsanpassungen | 176 | (163) | 13 |
| Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (2) | - | (2) |
| Sonstige | 164 | (178) | (14) |
| Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit | (1.026) | 1.026 | - |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 1.018 | (9.077) | (8.060) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
10.3.2 Analyse der Position latente Nettosteuern, ausgewiesen in der Bilanz (vor Aufrechnung latenter Steueransprüche und -schulden je steuerliche Einheit) nach Art der temporären Differenz
| Bilanz per | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | 2.655 | 1.867 |
| Pensionsverpflichtungen | 1.633 | 1.186 |
| nicht abzugsfähige Rückstellungen | 512 | 492 |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 1.129 | 1.053 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | 1.416 | 1.079 |
| Sonstige | 669 | 822 |
| SUMME | 8.014 | 6.499 |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (13.889) | (13.342) |
| Steuerlich bedingte Rückstellungen | (174) | (193) |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | (1.191) | (1.118) |
| Sonstige | (820) | (821) |
| SUMME | (16.074) | (15.474) |
| LATENTE STEUERANSPRUCHE/(-SCHULDEN), NETTO | (8.060) | (8.975) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Latente Steueransprüche von 2.655 Mio. € wurden für steuerliche Verluste und Steuerguthaben erfasst, die am 31. Dezember 2014 vorgetragen wurden (Ende 2013: 1.867 Mio. €). Ihre Zunahme resultiert im Wesentlichen aus der Erfassung aller steuerlichen Verlustvorträge für den steuerlichen Organkreis der GDF SUEZ SA und das Unternehmen GDF SUEZ E&P UK Ltd.
Die latenten Steueransprüche, die hinsichtlich der steuerlichen Verlustvorträge erfasst wurden, sind 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 (2015-2020) erstreckt, wie von der Unternehmensführung genehmigt, sofern nicht der spezielle Kontext das rechtfertigt.
10.4 Nicht erfasste latente Steuern
Am 31. Dezember 2014 belief sich der Steuereffekt von steuerlichen Verlusten und Steuerguthaben, die für Vorträge gewählt werden können, aber nicht genutzt und in der Bilanz nicht ausgewiesen wurden, auf 2.328 Mio. € (1.123 Mio. € am 31. Dezember 2013). Die meisten dieser nicht erfassten steuerlichen Verluste beziehen sich auf Gesellschaften in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit vorgetragen werden dürfen (hauptsächlich Belgien, Luxemburg, Frankreich, Australien und Großbritannien) oder bis zu neun Jahren in den Niederlanden. 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 2014 1.150 Mio. € gegenüber 1.371 Mio. € für Ende Dezember 2013.
ANHANG 11 Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss
Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss ist eine Finanzkennzahl, die die Gruppe in ihrer Finanzberichterstattung verwendet, um den Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss, berichtigt um ungewöhnliche oder Einmaleffekte, darzustellen.
Diese Finanzkennzahl schließt daher aus:
| ― | alle Positionen, die zwischen den Zeilen "Kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" und "Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit" dargestellt sind, also "Marktbewertung von Warenverträgen, die keine Trading-Instrumente sind", "Wertminderungsaufwendungen", "Restrukturierungskosten", "Änderungen des Konsolidierungskreises" und "Sonstige Einmaleffekte". Diese Positionen sind in Anhang 1.4.17 "Kurzfristiges Betriebsergebnis" definiert; |
| ― | die folgenden Bestandteile des Nettofinanzergebnisses: die Auswirkung der Schuldenrestrukturierung, Kompensationszahlungen für die frühzeitige Glattstellung derivativer Instrumente, abzüglich der Aufholung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate, die frühzeitig gesettelt wurden, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts derivativer Instrumente, die nicht als Absicherungen gemäß IAS 39 - Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung qualifiziert sind, sowie der unwirksame Anteil von derivativen Instrumenten, die für Sicherungsbeziehungen qualifizieren; |
| ― | die steuerliche Wirkung der oben genannten Positionen, die nach dem gesetzlichen Ertragssteuersatz ermittelt wurden, der für die entsprechende steuerliche Einheit gilt; |
| ― | den Nettoaufwand für die Kernenergieabgabe in Belgien, deren Rechtmäßigkeit die Gruppe anficht (vgl. Anhang 28.1.10); |
| ― | Nettoeinmaleffekte, die im "Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" enthalten sind. Die ausgeschlossenen Positionen entsprechen Einmaleffekten wie oben definiert. |
Die Überleitung des Nettoergebnisses auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1)(2) |
|---|---|---|---|
| KONZERANTEIL AM NETTOERGEBNIS | 2.440 | (9.198) | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen | 669 | 414 | |
| NETTOERGEBNIS | 3.110 | (8.783) | |
| Überleitungspositionen vom kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit | 587 | 14.348 | |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | 8,1 | 298 | 226 |
| Wertminderungsaufwand | 8,2 | 1.037 | 14.770 |
| Restrukturierungskosten | 8,3 | 167 | 302 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 8,4 | (562) | (405) |
| Sonstige Einmaleffekte | 8,5 | (353) | (544) |
| Sonstige berichtigte Positionen | 187 | (1.138) | |
| Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifiziert sind | 9,1 | 21 | (2) |
| Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitigem Glattstellen derivativer Finanzinstrumente | 9,2 | 221 | 153 |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Absicherungen qualifiziert sind | 9,3 | 206 | (31) |
| Steuern auf Einmaleffekte | (659) | (1.593) | |
| Nettoaufwand für die Kernenergieabgabe in Belgien | 397 | 271 | |
| Einmaleffekte, die im Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, enthalten sind | 4 | 2 | 64 |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS | 3.885 | 4.426 | |
| Periodischer Nettojahresüberschuss aus Minderheitsbeteiligungen | 760 | 977 | |
| KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS | 3.125 | 3.449 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Die Beteiligung der Gruppe an SUEZ Environnement wurde bis 22. Juli 2013 in den Abschlüssen voll konsolidiert und nach diesem Zeitpunkt nach der Equity-Methode bilanziert (vgl. Anhang 5.7).
ANHANG 12 Ergebnisse je Aktie
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |
|---|---|---|
| Zähler (in Millionen Euro) | ||
| Konzernanteil am Nettoergebnis | 2.440 | (9.198) |
| Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | (67) | - |
| Konzernanteil am Nettoergebnis zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie | 2.373 | (9.198) |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten | - | - |
| Verwässerter Konzernanteil am Nettoergebnis | 2.373 | (9.198) |
| Nenner (in Millionen Aktien) | ||
| Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien | 2.367 | 2.359 |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten: | ||
| • Bonusaktienpläne für Mitarbeiter | 15 | 15 |
| Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien | 2.382 | 2.374 |
| Ergebnis je Aktie (Euro) | ||
| Unverwässertes Ergebnis je Aktie | 1,00 | (3,90) |
| Verwässertes Ergebnis je Aktie | 1,00 | (3,90) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Gemäß IAS 33 - Ergebnis je Aktie basieren die Ergebnisse je Aktie und die verwässerten Ergebnisse je Aktie auf dem Konzernanteil am Nettoergebnis nach Abzug von Zahlungen an Inhaber tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen.
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, zusammen mit den Aktienoptionsplänen, deren Ausübungspreis unter dem durchschnittlichen Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien liegt (der durchschnittliche Jahrespreis von GDF SUEZ-Aktien lag 2014 bei 19,02 €). Diese Programme werden in Anhang 24 beschrieben.
Im Geschäftsjahr 2014 waren alle Aktienoptionspläne wegen ihres Zuwachseffekts aus der Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie ausgeschlossen. Diese Aktienoptionspläne waren wegen ihres Zuwachseffekts ebenfalls aus der Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie für 2013 ausgeschlossen.
Instrumente, die per 31. Dezember 2014 einen Ertragszuwachs verzeichneten, könnten in späteren Perioden durch Änderungen des durchschnittlichen jährlichen Aktienpreises verwässert werden.
ANHANG 13 Geschäfts- oder Firmenwert
13.1 Bewegungen im Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts
| In Millionen Euro | Bruttobetrag | Wertminderung | Nettobetrag |
|---|---|---|---|
| Per 1. Januar 2013(1) | 29.987 | (452) | 29.535 |
| Wertminderungsaufwand | - | (5.634) | (5.634) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | (3.400) | 230 | (3.170) |
| Umrechnungsdifferenzen | (341) | 30 | (310) |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 26.246 | (5.826) | 20.420 |
| Wertminderungsaufwand | - | (82) | (82) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 500 | 32 | 531 |
| Umrechnungsdifferenzen | 357 | (4) | 353 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 27.102 | (5.880) | 21.222 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die Auswirkung der Änderungen des Konsolidierungskreises in der Bilanz per 31. Dezember 2014 bezieht sich hauptsächlich auf den Ansatz von 375 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert durch den Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an Gaztransport & Technigaz (GTT) nach dessen Börsengang und von 213 Mio. € als vorläufigem Geschäfts- oder Firmenwert nach dem Erwerb von Ecova sowie die Ausbuchung von 134 Mio. € aus dem Geschäfts- oder Firmenwert infolge der geänderten Konsolidierungsmethode für die Investitionen in den wallonischen Versorgungsnetzbetreiber. Diese Transaktionen und Änderungen der Konsolidierungsmethode sind in Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur" beschrieben.
Im Ergebnis der jährlichen Werthaltigkeitstests für die goodwilltragenden CGUs in der zweiten Jahreshälfte 2014 setzte die Gruppe beim Geschäfts- oder Firmenwert einen Wertminderungsaufwand von insgesamt 82 Mio. € an, der sich hauptsächlich auf die CGU Energy - Eastern Europe bezieht (vgl. Anhang 8.2.3).
Der Rückgang in dieser Rubrik war 2013 vor allem der Buchung eines Wertminderungsaufwands gegen den Geschäfts- oder Firmenwert (vgl. Anhang 8.2.4) in Höhe von insgesamt 5.634 Mio. € geschuldet (3.732 Mio. € gegen die CGU Energy - Central Western Europe, 1.250 Mio. € gegen die CGU Storage, 264 Mio. € gegen die CGU Energy - Eastern Europe, 247 Mio. € gegen die CGU Energy - Southern Europe und 60 Mio. € gegen die CGU Energy - Spain). Dazu kamen Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Änderungen in Höhe von 3.170 Mio. € (einschließlich 3.162 Mio. € im Zusammenhang mit der geänderten Konsolidierungsmethode für SUEZ Environnement).
13.2 Wichtige goodwilltragende CGUs
Die Aufschlüsselung des Geschäfts- oder Firmenwerts nach CGU sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | Geschäftssegment | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|---|
| WESENTLICHE CGUs(2) | |||
| Energy - Central Western Europe | Energy Europe | 8.181 | 8.312 |
| Distribution | Infrastructures | 4.009 | 4.009 |
| Global Gas & LNG | Global Gas & LNG | 2.207 | 2.087 |
| Energy - North America | Energy International | 1.389 | 1.231 |
| SONSTIGE MASSGEBLICHE CGUs | |||
| Energy Services - International | Energy Services | 1.016 | 625 |
| Energy - Großbritannien - Türkei | Energy International | 630 | 583 |
| Weiterleitung Frankreich | Infrastructures | 614 | 614 |
| Speicherstätten | Infrastructures | 543 | 543 |
| SONSTIGE CGUs (Geschäfts- oder Firmenwert einzeln unter 500 Mio. €) | 2.633 | 2.416 | |
| SUMME | 21.222 | 20.420 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Wesentliche CGUs repräsentieren mehr als 5% des Gesamtgeschäfts- oder Firmenwerts der Gruppe.
13.3 Werthaltigkeitstest von goodwilltragenden-CGUs
Alle Zahlungsmittel generierenden Einheiten, denen ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist (goodwilltragende CGUs), 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 Hilfe eines Nutzungswerts bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2015 und dem mittelfristigen Businessplan 2016-2020, wie vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigt, errechnet wird und über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten Cashflows.
Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und von Preisprognosen im Ergebnis des Referenzszenariums der Gruppe für 2015-2035 erstellt. Im September 2014 hat das Direktorium der Gruppe die Prognosen genehmigt, die im Referenzszenarium der Gruppe erscheinen. Die Prognosen und Projektionen im Referenzszenarium wurden auf der Grundlage folgender Inputfaktoren bestimmt:
| ― | Forward-Marktpreise für Brennstoffe (Kohle, Öl und Gas), CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode in verschiedenen Märkten; |
| ― | 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. Die Gruppe hat speziell mittel- und langfristige Strompreise bestimmt, indem sie Prognosemodelle für den Strombedarf, mittel- und langfristige Prognosen der Brennstoff- und CO2 -Preise und die erwarteten Trends bei der installierten Kapazität und dem Technologiemix bei Produktionsanlagen für jedes Stromerzeugungssystem verwendete. |
Die angesetzten Abzinsungssätze entsprechen den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten, die so angepasst sind, dass sie das Geschäft, den Markt, das Land und das Fremdwährungsrisiko für jede überprüfte goodwilltragende CGU widerspiegeln. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent. Die Sätze nach Steuern, die 2014 zur Bewertung des Nutzungswerts von goodwilltragenden CGUs benutzt wurden, um künftige Zahlungsmittelströme abzuzinsen, lagen zwischen 4,9% und 15,0%, verglichen mit 5,2% und 15,1% für 2013. Die Abzinsungssätze, die für jede der acht wichtigsten goodwilltragenden CGUs benutzt wurden, erscheinen in den nachstehenden Anhängen 13.3.1 "Wesentliche CGUs" und 13.3.2 "Sonstige bedeutende CGUs".
13.3.1 Wesentliche-CGUs
Dieser Abschnitt stellt die Methode zur Bestimmung des Nutzungswerts, die maßgeblichen Annahmen, 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 2014 repräsentiert.
Der auf die CGU CWE allokierte Geschäfts- oder Firmenwert
Die CGU Energy - Central Western Europe (CWE) setzt sich aus Erdgaslieferung, Handel, Vermarktung und Verkaufstätigkeit sowie Stromerzeugung und Verkauf von Energie in Frankreich, Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland zusammen. Die Kraftwerke repräsentieren 22.711 MW. Dazu gehören hauptsächlich Kernkraftwerke in Belgien (4.134 MW), Entnahmerechte aus Kernkraftwerken in Frankreich (1.209 MW), Wasserkraftwerke in Frankreich (2.295 MW) und Wärmekraftwerke (10.053 MW). Die auf die CGU CWE allokierte Gesamthöhe des Geschäfts- oder Firmenwerts belief sich auf 8.181 Mio. €. 2013 wurde ein Wertminderungsaufwand von 7.947 Mio. € gegen diese goodwilltragende CGU gebucht, einschließlich 3.782 Mio. € gegen den Geschäfts- oder Firmenwert (einschließlich 50 Mio. € gegen den Geschäfts- oder Firmenwert von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden) und 4.165 Mio. € gegen Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte (vgl. Anhang 8.2.4).
Der Nutzungswert der CGU CWE wurde mit Cashflow-Prognosen auf der Grundlage des Haushalts 2015 und des vom Direktorium und dem Verwaltungsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplans 2016-2020 errechnet. Cashflow-Prognosen jenseits dieses Sechsjahreszeitraums basierten auf dem von der Gruppe angenommenen Referenz-Szenarium.
Cashflow-Prognosen für die wichtigsten zuführenden Geschäftsfelder für die Zeit jenseits des mittelfristigen Businessplans wurden wie folgt bestimmt:
| Geschäftstätigkeit | Annahmen für die Zeit nach Ablauf des Businessplans |
|---|---|
| Stromerzeugung aus Wärme (Gas- und Kohlekraftwerke) und Windenergie | Cashflow-Projektion über die Nutzungsdauer von Stromproduktionsanlagen 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 |
| Geschäftstätigkeit im Bereich Erdgaslieferung, Handel und Vermarktung sowie Verkaufstätigkeit in Frankreich | Cashflow-Projektion über einen Zeitraum, der die Annäherung an ein erwartetes langfristig ausgeglichenes Preis- und Margenniveau 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 5,6% bis 8,5%, je nach Risikoprofil jeder Unternehmenstätigkeit.
Maßgebliche Annahmen für Werthartigkeitstests
Die maßgeblichen Annahmen für Werthaltigkeitstests der goodwilltragenden CGU Central Western Europe beziehen sich auf Abzinsungssätze und erwartete Änderungen des regulatorischen Rahmens, der Nachfrage bei Strom und Gas und des Preises für Brennstoff, CO2 und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
Die wichtigsten Annahmen zum regulatorischen Rahmen in Belgien betreffen die Betriebsdauer der vorhandenen Kernreaktoren und die Wiederinbetriebnahme der Reaktoren Doel 3 und Tihange 2, die seit März 2014 abgeschaltet waren.
Im Dezember 2013 bestätigte die vorherige Regierung den folgenden Zeitplan für den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie:
| ― | Stilllegung der Reaktoren Doel 1 und Doel 2 nach einer Betriebsdauer von 40 Jahren, 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 eine Abgabe 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. Diese Abgabe tritt an die Stelle der Kernenergieabgabe für Tihange 1; |
| ― | die Reaktoren der zweiten Generation Doel 3, Tihange 2, Tihange 3 und Doel 4 werden nach einer Betriebsdauer von 40 Jahren 2022, 2023 bzw. 2025 stillgelegt. |
Im Sinne der Versorgungssicherheit in Belgien beschloss die neue Regierung auf der Sitzung des Ministerrates am 18. Dezember 2014 die Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und Doel 2 um weitere zehn Jahre. Die Betriebsdauer dieser Reaktoren darf jedoch nicht über 2025 hinaus verlängert werden. Um Wirksamkeit zu erlangen, erfordert diese Verlängerung eine Änderung des Gesetzes über den Kernenergieausstieg Belgiens, die Zustimmung der belgischen Atomaufsichtsbehörde (Federal Agency for Nuclear Control - FANC) und die Unterzeichnung einer Vereinbarung zwischen der Gruppe und den belgischen Behörden über die wirtschaftlichen und finanziellen Bedingungen, unter denen die Laufzeit dieser Reaktoren verlängert wird. Gegenwärtig werden Gespräche zwischen der Gruppe und der belgischen Regierung geführt. Die Gruppe wird die für die Verlängerung der Laufzeit dieser beiden Reaktoren nötigen Investitionen nur vornehmen, wenn (i) diese Verlängerungen wirtschaftlichen Gewinn bringen und (ii) der wirtschaftliche und gesetzliche Rahmen für Geschäfte mit Kernenergie in Belgien klargestellt und festgeschrieben wird. Da das Ergebnis der Gespräche über die Verlängerung der Laufzeit der Reaktoren Doel 1 und Doel 2 noch nicht vorliegt, beruht der Nutzungswert auf der Annahme, dass diese beiden Reaktoren 2015 stillgelegt werden (was auch 2013 angenommen wurde).
Aufgrund (i) der Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange 1 und des Beschlusses der belgischen Regierung, die Laufzeit von Doel 1 und Doel 2 zu verlängern, (ii) der Bedeutung der Kernenergie im belgischen Energiemix und (iii) des Fehlens eines hinreichend detaillierten und attraktiven Industrieplans, der Energieversorgern einen Anreiz bietet, in den Ersatz thermische Kapazität zu investieren, geht die Gruppe - wie 2013 - 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 der zweiten Generation um 20 Jahre verlängert wird. Der Nutzungswert für die Reaktoren mit verlängerter Betriebsdauer basiert auf dem Grundsatz der Gewinnbeteiligung des belgischen Staats.
In der ersten Jahreshälfte 2014 entschied die Gruppe, die geplanten Abschaltungen der Reaktoren Doel 3 und Tihange 2 vorzuziehen. Die Gruppe fasste diesen Beschluss am 25. März 2014 aufgrund der Testergebnisse von Proben von Stoffen in den Reaktorbehältern im Einklang mit einem mit der FANC abgestimmten Aktionsplan, als die genannten Reaktoren 2013 wieder in Betrieb genommen wurden. Unter allen durchgeführten Tests gab es einen, dessen Ergebnisse nicht den Erwartungen der Fachleute entsprachen. Zusätzliche Untersuchungen und Analysen wurden durchgeführt, um die zuvor beobachteten Resultate zu überprüfen und zu klären. Sie wurden einer Gruppe internationaler Experten vorgestellt, die die FANC eingeladen hatte. Diese Fachleute stellten zusätzliche Forderungen und gaben Empfehlungen, die die Gruppe gegenwärtig umsetzt. Zum Abschluss dieser zusätzlichen Untersuchungen wird der FANC eine Nachweisdokumentation vorgelegt, so dass sie über die Wiederinbetriebnahme beider Reaktoren entscheiden kann. Die Gruppe ist zuversichtlich, dass die Reaktoren 2015 wieder in Betrieb gehen werden, und hat diese Annahme in ihre Berechnung des Nutzungswerts der CGU CWE aufgenommen.
In Frankreich bezieht die Gruppe die Annahme mit ein, dass die Entnahmerechte aus den Kernkraftwerken Tricastin und Chooz B, die 2021 bzw. 2037 auslaufen, um zehn Jahre verlängert werden. Wenngleich die Regierung und die Atomaufsichtsbehörde einen solchen Beschluss 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 Teil ihres Referenzszenariums ist.
Die Gruppe ist auch davon ausgegangen, dass ihre Konzessionsvereinbarungen zur Nutzung der Wasserkraft verlängert werden, insbesondere die Konzession für Compagnie Nationale du Rhône, die 2023 ausläuft.
Die normative Gewinnspanne für das Midstream-Gasgeschäft stellt mittel- und langfristig die beste Schätzung der Rentabilität dieser Unternehmen dar.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests
Per 31. Dezember 2014 ist der erzielbare Betrag der goodwilltragenden CGU CWE höher als ihr Buchwert.
Sensibilitätsanalysen der goodwilltragenden CGU
Ein Rückgang der Preise für Strom aus Kernenergie und Wasserkraft um 1 €/MWh hätte eine Negativwirkung von 14% auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Umgekehrt hätte eine Erhöhung der Strompreise um 1 €/MWh eine Positivwirkung von 14% auf diese Berechnung.
Eine Senkung der Marge, die Wärmekraftwerke erzielen, um 5% hätte eine Negativwirkung von 15% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Dagegen hätte eine um 5% größere Marge bei den Wärmekraftwerken eine positive Wirkung von 15% auf die Berechnung.
Eine Senkung der Marge beim Verkauf von Gas und Strom um 5% hätte eine Negativwirkung von 10% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Dagegen hätte eine um 5% größere Marge beim Verkauf von Gas und Strom eine positive Wirkung von 10% auf die Berechnung.
Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 66% auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 68% auf diese Berechnung.
Für die Stromproduktion aus Kernenergie in Belgien wurden verschiedene Umstellungsszenarien in Betracht gezogen:
| ― | Verschwände die Kernenergiekomponente nach einer Laufzeit von 50 Jahren im Fall von Tihange 1 und 40 Jahren Laufzeit der Reaktoren der zweiten Generation vollständig aus dem Portfolio, würde sich das in drastischer Weise negativ auf die Testergebnisse auswirken, da der erzielbare Betrag wesentlich unter den Buchwert fiele. In diesem Szenarium würde das Wertminderungsrisiko etwa 4.400 Mio. € ausmachen; |
| ― | die sofortige und endgültige Abschaltung der Reaktoren Doel 3 und Tihange 2 würden sich deutlich nachteilig auf die Testergebnisse auswirken, da der erzielbare Betrag erheblich unter den Buchwert fiele. In diesem Szenarium läge das Wertminderungsrisiko bei etwa 2.200 Mio. €; |
| ― | würde die Betriebsdauer der Reaktoren der zweiten Generation um zehn Jahre verlängert und dann die gesamte Kernenergiekomponente verschwinden, sänke der erzielbare Betrag unter den Buchwert und das Wertminderungsrisiko läge bei 1.000 Mio. €. |
Würden in Frankreich die Entnahmerechte aus den Reaktoren Chooz B und Tricastin nicht um weitere zehn Jahre verlängert, würde sich das mit 23% negativ auf den Überschuss des erzielbaren Betrags der goodwilltragenden CGU gegenüber ihrem Buchwert auswirken, auch wenn der erzielbare Betrag weiterhin über dem Buchwert läge.
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 der zweiten Generation 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 einer oder mehrere dieser Inputfaktoren, könnte das zu einer wesentlichen Berichtigung des erzielbaren Betrags für die CGU führen.
Der auf die CGU Distribution allokierte Geschäfts- oder Firmenwert
Der auf die CGU Distribution per 31. Dezember 2014 allokierte Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert betrug 4.009 Mio. €. Die CGU Distribution umfasst die Geschäfte der regulierten Erdgasversorgung der Gruppe in Frankreich.
Der Nutzungswert der CGU Distribution wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2015 und des vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplans 2016-2020 errechnet. Der auf diese Projektionen angewandte Abzinsungssatz lag bei 5,0%. Der Schlusswert, der für das Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2020. Die RAB ist der Wert, den der Regulierer (CRE) den Vermögenswerten zuweist, die der Versorger 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 Erdgasversorgungsnetze - 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 jedwedes der Bewertungsparameter nicht zu einem erzielbaren Wert unterhalb des Buchwerts führen.
Der auf die CGU Global Gas & LNG allokierte Geschäfts- oder Firmenwert
Der auf die CGU Global Gas & LNG per 31. Dezember 2014 allokierte Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert betrug 2.207 Mio. €. In der CGU Global Gas & LNG kommen die vorgelagerten Aktivitäten der Erdgaswertschöpfungskette zusammen:
| ― | Explorations- & Förderaktivitäten, d. h. Exploration, Erschließen und Betreiben von Öl- und Gasfeldern, von denen sich die für die Gruppe wichtigsten in Deutschland, Großbritannien, Norwegen, den Niederlanden, Algerien und Indonesien befinden; |
| ― | Geschäftstätigkeit im Zusammenhang mit LNG, d. h. Management und Verkauf eines diversifizierten Portfolios langfristiger Lieferverträge, Beteiligungen an Verflüssigungsanlagen, Betrieb einer LNG-Tankerflotte, Regasifizierungskapazitäten in LNG-Terminals und Entwicklung und Verkauf von tiefkalten Membrantanksystemen zum Transport von LNG durch GTT, ein Tochterunternehmen der Gruppe, das auf Schiffstechnik spezialisiert ist. |
Der erzielbare Betrag für die CGU wurde ermittelt, ausgehend von (i) dem Marktpreis für die börsennotierte Tochtergesellschaft GTT und (ii) dem Nutzungswert aller sonstigen Geschäftstätigkeit, die in der CGU zusammengefasst ist.
Der Nutzungswert wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2015 und dem vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2016-2020 errechnet. Ein Endwert wurde durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bestimmt.
Der Endwert für die LNG-Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von GTT 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 einen Inflationseffekt von 2% und die Auswirkung eines erwarteten langfristigen Anstiegs bei den LNG-Volumen von 0,5%. Die langfristige Wachstumsannahme wird weithin durch externe Studien und die Prognosen anderer Player auf dem Markt untermauert. Der auf diese Projektionen angewandte Abzinsungssatz lag bei 9,1%.
Der Nutzungswert der Vermögenswerte für 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 Entwicklung der Preise für Kohlenwasserstoffe, Wechselkursänderungen Euro/US-Dollar, Schätzungen nachgewiesener und wahrscheinlicher Reserven, 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 über die Liquiditätsperiode hinaus stehen im Einklang mit dem Konsens, der aufgrund verschiedener externer Studien erzielt wurde. Die angesetzten Abzinsungssätze bewegen sich zwischen 8,2% und 15% und unterscheiden sich hauptsächlich durch die Risikozuschläge für die Länder, in denen die Gruppe tätig ist.
Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 23% auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Wert würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 37% auf diese Berechnung.
Eine Preissenkung für Kohlenwasserstoffe, die für die Explorations- und Förderaktivitäten eingesetzt werden, um 10% hätte eine Negativwirkung von 66% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der verwendeten Kohlenwasserstoffpreise um 10% hätte eine Positivwirkung von 74% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert.
Ein Rückgang der langfristigen Wachstumsrate zur Bestimmung des Endwerts der LNG-Aktivitäten um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 11% auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Zunahme der angesetzten langfristigen Wachstumsrate um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 11% auf diese Berechnung.
Der auf die CGU Energy - North America allokierte Geschäfts- oder Firmenwert
Der auf die CGU Energy - North America per 31. Dezember 2014 allokierte Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert betrug 1.389 Mio. €. Die Unternehmen dieser CGU erzeugen Strom und vermarkten Strom und Gas in den Vereinigten Staaten, Mexiko und Kanada. Sie sind auch im LNG-Import und der Regasifizierung sowie im Verkauf von LNG-Frachtkapazität tätig.
Der Nutzungswert wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2015 und dem vom Direktorium der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2016-2020 errechnet.
Für die Geschäfte der Stromerzeugung wurde der Endwert für jede Vermögenswertklasse durch Extrapolieren der Zahlungsströme bis zum Ende der Nutzungsdauer der entsprechenden Kraftwerke errechnet. Für das Stromverkaufsgeschäft wurde der Endwert durch Extrapolieren der Zahlungsströme über das letzte Jahr des mittelfristigen Business-Plans hinaus mit einer langfristigen Wachstumsrate von 1% errechnet.
Die wichtigsten Annahmen beinhalten langfristige Trends bei den Strom- und Brennstoffpreisen, die künftigen Marktaussichten und die angesetzten Abzinsungssätze. Die für diese Annahmen benutzten Inputfaktoren spiegeln die besten Schätzungen von Marktpreisen wider. Die Abzinsungssätze für 2014 reichen von 5,5% bis 8,7%, je nach den betreffenden Geschäftstätigkeiten.
Eine Erhöhung des angesetzten Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 22% auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung des angesetzten Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 26% auf diese Berechnung.
Eine Senkung der langfristigen Gleichgewichtspreise für Strom um 10% hätte eine Negativwirkung von 25% 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 25% auf diese Berechnung.
13.3.2 Sonstige maßgebliche CGUs
Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der sonstigen wichtigen CGUs.
| CGU | Geschäftssegment | Bewertung | Abzinsungssatz |
|---|---|---|---|
| Energy Services - International | Energy Services | DCF | 8,1% |
| Energy - Großbritannien - Türkei | Energy International | DCF+DDM | 7,2% - 12,2% |
| Weiterleitung Frankreich | Infrastructures | DCF | 5,3% |
| Speicherstätten | Infrastructures | DCF | 5,0% - 7,9% |
"DDM" bezieht sich auf das Modell der abgezinsten Dividenden (discounted dividend model - DDM)
13.4 Segmentinformation über den Geschäfts- oder Firmenwert
Der Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts lässt sich wie folgt nach Geschäftssegmenten analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Energy International | 3.466 | 3.091 |
| Energy Europe | 8.181 | 8.395 |
| Global Gas & LNG | 2.207 | 2.087 |
| Infrastructures | 5.324 | 5.324 |
| Energy Services | 2.044 | 1.524 |
| SUMME | 21.222 | 20.420 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
ANHANG 14 Immaterielle Vermögenswerte
14.1 Bewegungen bei immateriellen Vermögenswerten
| In Millionen Euro | Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen | Kapazitätsrechte | Sonstige | Summe |
|---|---|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||||
| Per 1. Januar 2013(1) | 5.790 | 2.379 | 12.156 | 20.325 |
| Erwerbe | 262 | - | 537 | 799 |
| Veräußerungen | (87) | - | (67) | (154) |
| Umrechnungsdifferenzen | (44) | - | (133) | (177) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (3.309) | - | (3.212) | (6.521) |
| Sonstige | 90 | 66 | (31) | 125 |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 2.702 | 2.445 | 9.250 | 14.397 |
| Erwerbe | 225 | - | 510 | 735 |
| Veräußerungen | (40) | - | (47) | (87) |
| Umrechnungsdifferenzen | 32 | - | 209 | 241 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (91) | - | 791 | 700 |
| Sonstige | (2) | 48 | (191) | (145) |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 2.825 | 2.493 | 10.523 | 15.841 |
| KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNG | ||||
| Per 1. Januar 2013(1) | (2.004) | (856) | (4.801) | (7.661) |
| Amortisation | (189) | (92) | (675) | (956) |
| Wertminderung | (36) | (638) | (586) | (1.260) |
| Veräußerungen | 84 | - | 61 | 144 |
| Umrechnungsdifferenzen | 6 | - | 42 | 48 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1.149 | - | 1.245 | 2.395 |
| Sonstige | (73) | - | 8 | (65) |
| Per 31. Dezember 2013(1) | (1.063) | (1.586) | (4.705) | (7.355) |
| Amortisation | (97) | (60) | (569) | (726) |
| Wertminderung | - | - | (221) | (222) |
| Veräußerungen | 37 | - | 35 | 72 |
| Umrechnungsdifferenzen | (8) | - | (76) | (84) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 65 | - | 11 | 77 |
| Sonstige | 4 | - | (38) | (35) |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | (1.062) | (1.646) | (5.564) | (8.272) |
| BUCHWERT | ||||
| Per 31. Dezember 2013(1) | 1.639 | 858 | 4.545 | 7.042 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 1.763 | 847 | 4.959 | 7.569 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Änderungen des Konsolidierungskreises sind 2014 vor allem dem Erwerb der Beherrschung von Gaztransport & Technigaz (GTT) nach dessen Börsengang geschuldet (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Umrechnungsdifferenzen beim Nettowert immaterieller Vermögenswerte entstanden hauptsächlich aus Bewegungen des US-Dollars im Verhältnis zum Euro (Positivwirkung von 127 Mio. €).
14.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen
Diese Position beinhaltet hauptsächlich das Recht, Nutzern Rechnungen zu stellen, das nach dem Modell der immateriellen Vermögenswerte angesetzt wird, wie in IFRIC 12 dargelegt.
14.1.2 Kapazitätsrechte
Die Gruppe hat Kapazitätsrechte an Kraftwerken erworben, die von Dritten betrieben werden. Diese Kraftwerkskapazitätsanrechte wurden in Verbindung mit Transaktionen oder im Rahmen des Engagements der Gruppe bei der Finanzierung des Baus bestimmter Kraftwerke erworben. Als Gegenleistung erhielt die Gruppe das Recht, über die Nutzungsdauer der Basisvermögenswerte einen Teil der Produktion zu kaufen. Diese Rechte werden über die Nutzungsdauer der 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.
14.1.3 Sonstige
Ende 2014 befinden sich unter dieser 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 21 "Explorations- und Förderaktivitäten" dargestellt.
Der Buchwert immaterieller Vermögenswerte, die nicht abgeschrieben werden, weil ihre Nutzungsdauer unbestimmt ist, betrug per 31. Dezember 2014 674 Mio. € (per 31. Dezember 2013: 678 Mio. €). 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.
14.2 Information über Forschungs- und Entwicklungskosten
Aktivitäten in Forschung und Entwicklung beziehen sich hauptsächlich auf verschiedene Studien zu technologischer Innovation, Steigerung 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 2014 auf 189 Mio. €. Aufwendungen für unternehmenseigene Projekte in der Entwicklungsphase, die die Kriterien für das Ansetzen als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 erfüllen, sind nicht wesentlich.
ANHANG 15 Sachanlagen
15.1 Bewegungen bei Sachanlagen
| In Millionen Euro | Grundstücke | Gebäude | Anlagen und Maschinen | Fahrzeuge | Abbruchkosten | Anlagen im Bau |
|---|---|---|---|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||||||
| Per 1. Januar 2013(1) | 3.183 | 7.263 | 98.218 | 1.892 | 1.950 | 8.901 |
| Erwerbe | 13 | 34 | 707 | 74 | 567 | 4.554 |
| Veräußerungen | (53) | (53) | (546) | (87) | 1 | - |
| Umrechnungsdifferenzen | (105) | (116) | (2.821) | (24) | (58) | (196) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (1.824) | (3.369) | (8.460) | (1.502) | (549) | (521) |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind | - | - | (692) | (10) | (23) | |
| Sonstige | (12) | 230 | 3.705 | 20 | 26 | (4.097) |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 1.202 | 3.988 | 90.110 | 373 | 1.926 | 8.619 |
| Erwerbe | 13 | 48 | 669 | 38 | 4.214 | |
| Veräußerungen | (295) | (33) | (2.983) | (38) | (11) | (13) |
| Umrechnungsdifferenzen | 22 | 69 | 1.800 | 7 | (3) | 261 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (15) | (15) | (1.510) | 3 | (13) | (19) |
| Sonstige | 18 | 403 | 4.745 | 6 | 243 | (5.436) |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 944 | 4.460 | 92.831 | 390 | 2.141 | 7.626 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||||||
| Per 1. Januar 2013(1) | (1.214) | (2.771) | (33.544) | (1.256) | (1.093) | (202) |
| Planmäßige Abschreibung | (42) | (276) | (4.036) | (105) | (228) | - |
| Wertminderung | (25) | (80) | (4.808) | (18) | (2.404) | |
| Veräußerungen | 10 | 27 | 332 | 74 | 1 | 1 |
| Umrechnungsdifferenzen | 37 | 21 | 828 | 14 | 21 | (4) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 843 | 1.246 | 3.584 | 1.016 | 541 | 3 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind | - | - | 193 | 2 | - | |
| Sonstige | 4 | 2 | (77) | 11 | (12) | 10 |
| Per 31. Dezember 2013(1) | (387) | (1.830) | (37.527) | (246) | (786) | (2.596) |
| Planmäßige Abschreibung | (8) | (137) | (3.516) | (42) | (219) | - |
| Wertminderung | (11) | (32) | (402) | (42) | (213) | |
| Veräußerungen | 280 | (8) | 2.810 | 34 | 8 | 32 |
| Umrechnungsdifferenzen | - | (6) | (613) | (3) | 2 | (26) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 32 | 769 | 5 | (14) | |
| Sonstige | (21) | (170) | (1.147) | (2) | (7) | 1.395 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | (147) | (2.151) | (39.627) | (258) | (1.039) | (1.422) |
| BUCHWERT | ||||||
| Per 31. Dezember 2013(1) | 814 | 2.158 | 52.583 | 127 | 1.140 | 6.022 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 798 | 2.309 | 53.205 | 132 | 1.102 | 6.204 |
| In Millionen Euro | Sonstige | Summe |
|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||
| Per 1. Januar 2013(1) | 1.365 | 122.771 |
| Erwerbe | 58 | 6.008 |
| Veräußerungen | (43) | (782) |
| Umrechnungsdifferenzen | (14) | (3.334) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (429) | (16.653) |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind | - | (725) |
| Sonstige | 54 | (75) |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 991 | 107.209 |
| Erwerbe | 45 | 5.028 |
| Veräußerungen | (63) | (3.435) |
| Umrechnungsdifferenzen | 8 | 2.163 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 18 | (1.552) |
| Sonstige | 55 | 33 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 1.053 | 109.446 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||
| Per 1. Januar 2013(1) | (929) | (41.009) |
| Planmäßige Abschreibung | (110) | (4.797) |
| Wertminderung | (4) | (7.339) |
| Veräußerungen | 39 | 485 |
| Umrechnungsdifferenzen | 9 | 926 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 273 | 7.507 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind | - | 195 |
| Sonstige | (4) | (65) |
| Per 31. Dezember 2013(1) | (725) | (44.098) |
| Planmäßige Abschreibung | (83) | (4.004) |
| Wertminderung | (2) | (702) |
| Veräußerungen | 59 | 3.214 |
| Umrechnungsdifferenzen | (4) | (650) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (7) | 786 |
| Sonstige | (7) | 41 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | (770) | (45.414) |
| BUCHWERT | ||
| Per 31. Dezember 2013(1) | 266 | 63.112 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 283 | 64.032 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
2014 war der Nettozuwachs bei den "Sachanlagen" vor allem das Ergebnis von:
| ― | Wechselkursschwankungen in Höhe von +1.513 Mio. €, die hauptsächlich auf den US-Dollar (+1.261 Mio. €), das Pfund Sterling (+186 Mio. €), den thailändischen Baht (+151 Mio. €), den australischen Dollar (+92 Mio. €) und die norwegische Krone (-199 Mio. €) zurückgehen; |
| ― | Änderungen des Konsolidierungskreises mit -766 Mio. €, vor allem durch die Veräußerung des Portfolios von Stromerzeugungsanlagen in Panama und Costa Rica sowie die Veräußerung von 50% des Portfolios an Windenergieanlagen in Großbritannien (vgl. Anhang 5 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"); |
| ― | Wertminderungsverluste von -702 Mio. € vor allem durch Explorations- und Produktionsanlagen in der Nordsee (-252 Mio. €) sowie Wärmekraftwerke in Europa (-228 Mio. €), insbesondere in Großbritannien (vgl. Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen"). |
2013 war der Nettorückgang bei den "Sachanlagen" vor allem das Ergebnis von:
| ― | Änderungen des Konsolidierungskreises mit -9.146 Mio. € vor allem durch den Verlust der Kontrolle von SUEZ Environnement (-8.437 Mio. €), die Veräußerung des Kraftwerks der Phase I Astoria Energy (-760 Mio. €) und des Kraftwerks Red Hills (-176 Mio. €) und die Änderung der Konsolidierungsmethode infolge des Verkaufs von 50% des Portfolios an Stromerzeugungsanlagen in Portugal (-107 Mio. €) sowie den Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an Meenakshi Energy in Indien (+330 Mio. €); |
| ― | Wertminderungsverlusten von -7.339 Mio. € vor allem bei den Wärmekraftwerksanlagen in Europa (-4.746 Mio. €), insbesondere dem Portfolio an Wärmekraftwerken in Zentralwesteuropa (-3.711 Mio. €) sowie den Wärmekraftwerken in Großbritannien (-459 Mio. €) und in Italien (-375 Mio. €). Wertminderungsaufwendungen wurden auch für die unterirdischen Gasspeicherstätten in Europa erfasst (-1.896 Mio. €); |
| ― | der Klassifizierung von Futures Energies Investissements als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte"; wobei der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen in die Position der "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind" in der Bilanz übertragen wurde. |
Vermögenswerte der Exploration und Förderung aus der obigen Tabelle werden in Anhang 21 "Explorations- & Förderaktivitäten" erläutert. Felder in Entwicklung stehen unter "Anlagen in Bau", produzierende Felder unter "Anlagen und Ausrüstung".
15.2 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 2014 auf 5.068 Mio. € gegenüber 6.378 Mio. € im Vorjahr. Diese Abweichung resultiert zumeist aus Umschuldungstransaktionen und Änderungen des Konsolidierungskreises, zu denen es im Laufe des Jahres 2014 kam.
15.3 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 Verpflichtungen beziehen sich im Wesentlichen auf Bestellungen von Ausrüstung und Material, die für den Bau von Energieerzeugungsanlagen (Kraftwerke und bei den Explorations- und Förderaktivitäten Felder in Entwicklung) und für Dienstleistungsvereinbarungen erforderlich sind.
Die Investitionszusagen der Gruppe zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2014 auf 3.849 Mio. € gegenüber 2.790 Mio. € am 31. Dezember 2013.
15.4 Weitere Angaben
Die Fremdkapitalkosten, die 2014 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2014 auf 154 Mio. € im Vergleich zu 155 Mio. € per 31. Dezember 2013.
ANHANG 16 Finanzinstrumente
16.1 Finanzielle Vermögenswerte
Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe dar, untergliedert in kurzfristige und langfristige Positionen:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Zum Verkauf gehaltene Wertpapiere | 2.893 | - | 2.893 | 3.015 | - | 3.015 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 2.960 | 22.483 | 25.443 | 1.898 | 22.527 | 24.425 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) | 2.960 | 925 | 3.885 | 1.898 | 1.470 | 3.368 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | - | 21.558 | 21.558 | - | 21.057 | 21.057 |
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert | 2.733 | 9.336 | 12.069 | 2.351 | 4.835 | 7.186 |
| Derivate | 2.733 | 7.886 | 10.619 | 2.351 | 3.833 | 6.184 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | - | 1.450 | 1.450 | - | 1.001 | 1.001 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | 8.546 | 8.546 | - | 8.706 | 8.706 |
| SUMME | 8.585 | 40.366 | 48.951 | 7.264 | 36.068 | 43.332 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
16.1.1 Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere
| In Millionen Euro | |
|---|---|
| Per 1. Januar 2013(1) | 3.341 |
| Erwerbe | 155 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst im "Sonstigen Ergebnis" | (51) |
| Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht | (104) |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital angesetzten beizulegenden Zeitwerts | 56 |
| Änderungen des im Ertrag angesetzten beizulegenden Zeitwerts | (81) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (302) |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 3.015 |
| Erwerbe | 279 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst im "Sonstigen Ergebnis" | (669) |
| Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht | (37) |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital angesetzten beizulegenden Zeitwerts | 84 |
| Änderungen des im Ertrag angesetzten beizulegenden Zeitwerts | (43) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | 265 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 2.893 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die zum Verkauf verfügbaren Wertpapiere der Gruppe betrugen per 31. Dezember 2014 2.893 Mio. €, davon waren 1.406 Mio. € gelistete und 1.487 Mio. € nicht gelistete Wertpapiere (1.140 Mio. € bzw. 1.875 Mio. € per 31. Dezember 2013).
Die wichtigsten Änderungen über die Periode sind die Veräußerung der Beteiligung der Gruppe an den flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund und die Bilanzierung der Beteiligung der Gruppe an den wallonischen Unternehmen im Kommunalverbund als zum Verkauf verfügbare Wertpapiere (vgl. Anhang 5.3).
2013 bezogen sich die Änderungen des Konsolidierungskreises hauptsächlich auf den Verlust der Beherrschung von SUEZ Environnement im Umfang von -393 Mio. € (vgl. Anhang 5.7 "Verlust der Kontrolle von SUEZ Environnement").
16.1.1.1 Im Eigenkapital oder im Ertrag erfasste Gewinne und Verluste durch zum Verkauf verfügbare Wertpapiere
Die nachstehende Tabelle zeigt im Eigenkapital oder im Ertrag erfasste Gewinne und Verluste durch zum Verkauf verfügbare Wertpapiere:
| Bewertung nach Erwerbung | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Dividenden | Änderung des beizulegenden Zeitwerts | Umrechnung der Fremdwährung | Wertminderung | In den Ertrag umgestuft | Nettogewinne (-verluste) aus Veräußerungen |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Eigenkapital(1) | - | 84 | 2 | - | (37) | - |
| Ertrag | 103 | - | - | (43) | 37 | 365 |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2014 | 103 | 84 | 2 | (43) | - | 365 |
| Eigenkapital(1) | - | 56 | 14 | - | (104) | - |
| Ertrag | 129 | - | - | (81) | 104 | 112 |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2013 | 129 | 56 | 14 | (81) | - | 112 |
(1) Ohne steuerliche Auswirkung
2014 beinhalteten die Nettoveräußerungsgewinne/(-verluste) bei zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren hauptsächlich den Veräußerungsgewinn aus dem Verkauf der Beteiligung der Gruppe an den flämischen gemischten Unternehmen im Kommunalverbund (vgl. Anhang 5.3).
16.1.1.2 Analyse von zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren in Verbindung mit Werthaltigkeitstests
Die Gruppe überprüfte den Wert ihrer zum Verkauf 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.
Die Gruppe erfasste einen Wertminderungsaufwand von 43 Mio. € per 31. Dezember 2014.
Ausgehend von ihren Analysen wies die Gruppe per 31. Dezember 2014 keinen weiteren Wertminderungsaufwand für zum Verkauf verfügbare Wertpapiere aus. Zudem fand die Gruppe keinen Hinweis auf wesentliche unrealisierte Kapitalverluste bei anderen Wertpapieren per 31. Dezember 2014.
16.1.2 Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) | 2.960 | 925 | 3.885 | 1.898 | 1.470 | 3.368 |
| Konzerngesellschaften gewährte Darlehen | 664 | 573 | 1.237 | 558 | 418 | 976 |
| Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 762 | 107 | 869 | 791 | 51 | 842 |
| Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen | 620 | 132 | 752 | 20 | 892 | 912 |
| Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings | 913 | 113 | 1.026 | 529 | 109 | 639 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | - | 21.558 | 21.558 | - | 21.057 | 21.057 |
| SUMME | 2.960 | 22.483 | 25.443 | 1.898 | 22.527 | 24.425 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Brutto | Wertberichtigung und Wertminderung | Netto | Brutto | Wertberichtigung und Wertminderung | Netto |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) | 4.186 | (301) | 3.885 | 3.641 | (273) | 3.368 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | 22.479 | (921) | 21.558 | 21.993 | (937) | 21.057 |
| SUMME | 26.664 | (1.222) | 25.443 | 25.634 | (1.209) | 24.425 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Angaben zur Überfälligkeit von Forderungen, die aber nicht wertgemindert sind, und zum Gegenparteirisiko bei Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstiger Forderungen) werden in Anhang 17.2 "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 sonstiger Forderungen) ausgewiesen wurden, gliedern sich wie folgt:
| Bewertung nach Erwerbung | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Zinsertrag | Umrechnung der Fremdwährung | Wertminderung |
| --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 92 | (4) | (177) |
| Per 31. Dezember 2014 | 111 | (5) | (63) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)
Per 31. Dezember 2014 und per 31. Dezember 2013 wurde kein wesentlicher Wertminderungsaufwand gegen Kredite 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 erfasst, 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 Konzernbilanz dar.
Der Wertminderungsaufwand, der gegen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen gebucht wurde, ist Ende 2014 mit 921 Mio. € unverändert geblieben (Ende 2013: 937 Mio. €).
16.1.3 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete sonstige finanzielle Vermögenswerte
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Derivate | 2.733 | 7.886 | 10.619 | 2.351 | 3.833 | 6.184 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 978 | 165 | 1.143 | 637 | 157 | 794 |
| Commodities absichernde Derivate | 716 | 7.653 | 8.369 | 881 | 3.648 | 4.529 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate(2) | 1.038 | 68 | 1.107 | 833 | 28 | 861 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - | 808 | 808 | - | 732 | 732 |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifiziert sind | - | 795 | 795 | - | 732 | 732 |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind | - | 13 | 13 | - | - | - |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Vermögenswerte | - | 643 | 643 | - | 269 | 269 |
| SUMME | 2.733 | 9.336 | 12.069 | 2.351 | 4.835 | 7.186 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Derivate, die sonstige Positionen absichern, umfassen vor allem die Zinskomponente von Zinsderivaten (die nicht als Sicherungsverhältnisse oder als Cashflow-Sicherungen qualifiziert sind), die jetzt aus der Nettoschuld ausgeschlossen sind, sowie Derivate zur Sicherung von Nettoinvestitionen.
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifiziert sind (ohne Margenausgleich), sind hauptsächlich Geldmarktfonds, die zu Handelszwecken gehalten und kurzfristig verkauft werden. Sie sind in der Berechnung der Nettoverschuldung der Gruppe enthalten (vgl. Anhang 16.3 "Nettoverschuldung").
Gewinne aus finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifiziert sind (ohne Derivate) und die zu Handelszwecken gehalten werden, beliefen sich 2014 auf 10 Mio. € gegenüber 9 Mio. € für 2013.
Gewinne und Verluste aus finanziellen Vermögenswerten, die 2014 und 2013 als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert waren, waren nicht wesentlich.
16.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Per 31. Dezember 2014 betrugen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 8.546 Mio. € (per 31. Dezember 2013: 8.706 Mio. €).
Ende 2014 beinhaltete dieser Betrag die Beschaffung von Mitteln im Zusammenhang mit der Ausgabe von grünen Anleihen (vgl. Kapitel 5 des Registrierungsdokuments).
Dieser Betrag enthielt auch 236 Mio. € an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, die Beschränkungen unterlagen (per 31. Dezember 2013 waren es 209 Mio. €). Verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen hauptsächlich 87 Mio. € an Zahlungsmitteläquivalenten, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen mit bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.
Die Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich 2014 auf 96 Mio. €, gegenüber 113 Mio. € 2013.
16.1.5 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 19.2 "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 erhält, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken und für die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem 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 können, 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 Unternehmen außerhalb der Gruppe und sonstige Barkapitaleinlagen sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
|---|---|---|
| Kredite an Dritte | 602 | 688 |
| Kredit an ESO/ELIA | 454 | 454 |
| Kredit an Eandis | - | 80 |
| Kredit an Ores | 82 | 80 |
| Kredit an Sibelga | 66 | 74 |
| Sonstige Barkapitaleinlagen | 1.086 | 779 |
| Anleihen-Portfolio | 145 | 159 |
| Geldmarktfonds | 941 | 620 |
| SUMME | 1.688 | 1.467 |
Kredite an Unternehmen außerhalb der Gruppe stehen in der Bilanz als "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten". Von Synatom gehaltene Anleihen und Geldmarktfonds stehen unter "Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere".
16.1.6 Übertragung finanzieller Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2014 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 dekonsolidiert wurden, für das Gesamtergebnis der Gruppe nicht wesentlich.
Per Dezember 2014 veräußerte die Gruppe finanzielle Vermögenswerte ohne Rückgriffsrecht als Teil von Transaktionen, die zur völligen Dekonsolidierung führten, in Höhe eines ausstehenden Betrags von 766 Mio. €.
16.1.7 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Als Sicherheit gestellte finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente | 3.647 | 4.122 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Dieser Posten enthält hauptsächlich den Buchwert von als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden gestellten Eigenkapitalinstrumenten.
16.2 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 anderen finanziellen Verbindlichkeiten; |
| ― | als "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten" bei Derivaten oder als Derivate designierte finanzielle Verbindlichkeiten. |
Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe per 31. Dezember 2014 dar, untergliedert in kurzfristige und langfristige Posten:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital und Schulden | 28.024 | 10.297 | 38.321 | 28.576 | 10.316 | 38.892 |
| Derivate | 3.020 | 5.895 | 8.915 | 2.062 | 4.043 | 6.105 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | - | 18.799 | 18.799 | - | 16.398 | 16.398 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 286 | - | 286 | 213 | - | 213 |
| SUMME | 31.329 | 34.991 | 66.320 | 30.852 | 30.756 | 61.608 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
16.2.1 Fremdkapital und Schulden
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ausgaben von Anleihen | 21.155 | 1.705 | 22.860 | 21.400 | 1.775 | 23.175 |
| Bankdarlehen | 4.977 | 1.116 | 6.093 | 5.600 | 937 | 6.537 |
| Commercial Paper | - | 5.219 | 5.219 | - | 5.621 | 5.621 |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 640 | 48 | 688 | 662 | 31 | 693 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 423 | 92 | 515 | 395 | 103 | 499 |
| Sonstiges Fremdkapital | 552 | 458 | 1.010 | 507 | 89 | 597 |
| SUMME FREMDKAPITAL | 27.748 | 8.639 | 36.387 | 28.564 | 8.557 | 37.121 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | - | 469 | 469 | - | 574 | 574 |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 27.748 | 9.108 | 36.855 | 28.564 | 9.131 | 37.695 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | (80) | 510 | 430 | (96) | 572 | 476 |
| Auswirkung von Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 356 | 47 | 403 | 108 | 44 | 152 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -Verbindlichkeiten | - | 633 | 633 | - | 569 | 569 |
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 28.024 | 10.297 | 38.321 | 28.576 | 10.316 | 38.892 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Am 31. Dezember 2014 belief sich der beizulegende Zeitwert der Bruttofinanzschulden auf 40.873 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 38.321 Mio. €.
Finanzerträge und -aufwendungen für Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 9 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" erläutert. Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 16.3 "Nettoverschuldung" analysiert.
16.2.2 Derivate
Derivate, die unter Verbindlichkeiten stehen, werden zum beizulegenden Zeitwert bewertet, sie gliedern sich wie folgt:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 226 | 175 | 401 | 339 | 162 | 501 |
| Commodities absichernde Derivate | 945 | 5.619 | 6.564 | 1.008 | 3.702 | 4.710 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate(2) | 1.849 | 101 | 1.950 | 715 | 178 | 893 |
| SUMME | 3.020 | 5.895 | 8.915 | 2.062 | 4.043 | 6.105 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Derivate, die sonstige Positionen absichern, umfassen vor allem die Zinskomponente von Zinsderivaten (die nicht als Sicherungsverhältnisse qualifiziert oder als Cashflow-Sicherungen qualifiziert sind), die jetzt aus der Nettoschuld ausgeschlossen sind, sowie Derivate zur Sicherung von Nettoinvestitionen.
16.2.3 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 17.957 | 15.596 |
| Verbindlichkeit aus Anlagevermögen | 842 | 802 |
| SUMME | 18.799 | 16.398 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Der Buchwert dieser finanziellen Verbindlichkeiten stellt eine angemessene Schätzung ihres beizulegenden Zeitwerts dar.
16.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten
Per 31. Dezember 2014 betrugen die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten 286 Mio. € (im Vergleich zu 213 Mio. € am 31. Dezember 2013). Das entspricht Schulden im Ergebnis von:
| ― | Kaufverpflichtungen (Put-Optionen auf nicht beherrschende Anteile), die die Gruppe vor allem für 41,01% der Aktien der "Compagnie du Vent" gewährt hat, die voll konsolidiert ist. Diese Kaufzusicherungen für Eigenkapitalinstrumente sind daher als finanzielle Verbindlichkeiten erfasst worden (vgl. Anhang 1.4.11.2 "Finanzielle Verbindlichkeiten"); |
| ― | noch nicht eingefordertes Aktienkapital von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, vor allem von Energia Sustentavel do Brasil. |
16.3 Nettoschuld
16.3.1 Nettoschuld nach Art
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 27.748 | 9.108 | 36.855 | 28.564 | 9.131 | 37.695 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | (80) | 510 | 430 | (96) | 572 | 476 |
| Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts(2) | 356 | 47 | 403 | 108 | 44 | 152 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -Verbindlichkeiten | - | 633 | 633 | - | 569 | 569 |
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 28.024 | 10.297 | 38.321 | 28.576 | 10.316 | 38.892 |
| Derivate, die Fremdkapital absichern - bei Verbindlichkeiten verbucht(3) | 226 | 175 | 401 | 339 | 162 | 501 |
| BRUTTOSCHULDEN | 28.249 | 10.472 | 38.722 | 28.915 | 10.478 | 39.393 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (55) | (16) | (71) | (77) | (14) | (91) |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | (55) | (16) | (71) | (77) | (14) | (91) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - | (808) | (808) | - | (732) | (732) |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -bei Vermögenswerten verbucht | - | (643) | (643) | - | (269) | (269) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | (8.546) | (8.546) | - | (8.706) | (8.706) |
| Derivate, die Fremdkapital absichern - bei Vermögenswerten verbucht(3) | (978) | (165) | (1.143) | (637) | (157) | (794) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (978) | (10.162) | (11.140) | (637) | (9.865) | (10.502) |
| NETTOSCHULD | 27.216 | 295 | 27.511 | 28.201 | 599 | 28.800 |
| Ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 27.748 | 9.108 | 36.855 | 28.564 | 9.131 | 37.695 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (55) | (16) | (71) | (77) | (14) | (91) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - | (808) | (808) | - | (732) | (732) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - | (8.546) | (8.546) | - | (8.706) | (8.706) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 27.693 | (262) | 27.430 | 28.488 | (322) | 28.166 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Dieser Posten entspricht der Neubewertung des Zinsbestandteils der Schuld in einer qualifizierten Sicherungsbeziehung für den beizulegenden Zeitwert
(3) Dieser Posten stellt den beizulegenden Zeitwert von Derivaten im Zusammenhang mit der Schuld dar, unabhängig davon, ob sie als Sicherungen qualifiziert sind.
16.3.2 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode
16.3.2.1 Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Nettoschuld
2014 führten Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse zu einer Senkung der Nettoschuld um 2.111 Mio. €. Dazu gehören:
| ― | Veräußerungen (vgl. Anhang 5.4 "Veräußerungen im Jahre 2014"), die die Nettoschuld um 3.231 Mio. € senkten; |
| ― | die Vollkonsolidierung von Gaztransport & Technigaz (GTT) nach dessen Börsengang, die zu einem Abbau der Nettoschuld um 115 Mio. € führte; |
| ― | Wechselkursänderungen 2014, die die Nettoschuld um 744 Mio. € verringerten (einschließlich 532 Mio. € beim US-Dollar, 127 Mio. € beim Pfund Sterling und 89 Mio. € beim thailändischen Baht); |
| ― | Käufe (insbesondere Ecova, Ferrari Termoeletrica, Lahmeyer Gruppe und West Coast Energy Ltd), die die Nettoschuld um 472 Mio. € erhöhten. |
16.3.2.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte
Die Gruppe führte 2014 folgende Transaktionen durch:
Ausgaben von Anleihen und Rückkäufe
Am 19. Mai 2014 legte GDF SUEZ eine grüne Anleihe für insgesamt 2,5 Mrd. € auf, die umfasste:
| ― | eine Tranche von 1.200 Mio. €, die 2020 fällig wird, mit einem Kupon von 1,375%; |
| ― | eine Tranche von 1.300 Mio. €, die 2026 fällig wird, mit einem Kupon von 2,375%; |
Diese Anleiheemission soll der Gruppe helfen, das Wachstum ihrer Projekte in den Bereichen der erneuerbaren Energie und der Energieeffizienz zu finanzieren.
Im Einklang mit dem Zinsmanagement, das in Anhang 17 "Risiken durch Finanzinstrumente" erläutert wird, wurden für Teile dieses Fremdkapitals Swaps vereinbart.
Am 22. Mai 2014 legte die GDF SUEZ SA eine zweite Ausgabe tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen in einer Gesamthöhe von 1.974 Mio. € auf (vgl. Anhang 18.2.1 "Emission von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen"). Damit konnte die Gruppe am 6. Juni 2014 Anleihen mit einem aggregierten Nennwert von 1.140 Mio. € zurückkaufen; dazu gehören:
| ― | 45 Mio. € für Electrabel-Anleihen, fällig im April 2015, mit einem Kupon von 4,75%; |
| ― | 162 Mio. € für Anleihen der GDF SUEZ SA, fällig im Januar 2016, mit einem Kupon von 5,625%; |
| ― | 349 Mio. € für Anleihen der GDF SUEZ SA, fällig im Oktober 2017, mit einem Kupon von 2,75%; |
| ― | 63 Mio. € für Anleihen der GDF SUEZ SA, fällig im Februar 2018, mit einem Kupon von 5,125%; |
| ― | 271 Mio. € für Anleihen der GDF SUEZ SA, fällig im Juni 2018, mit einem Kupon von 2,25%; |
| ― | 78 Mio. € für Anleihen der GDF SUEZ SA, fällig im Januar 2019, mit einem Kupon von 6,875%; |
| ― | 120 Mio. € für Anleihen der GDF SUEZ SA, fällig im Januar 2020, mit einem Kupon von 3,125%; |
| ― | 52 Mio. € für Belgelec Finance-Anleihen, fällig im Juni 2015, mit einem Kupon von 5,125%. |
Außerdem legte E-CL am 24. Oktober 2014 Anleihen im Wert von 350 Mio. USD mit einer Fälligkeit im Jahr 2025 und einem Kupon von 4,50% auf.
Nach dieser Anleiheemission zahlte E-CL vorzeitig das Darlehen zur Finanzierung der Anlage zur Herstellung roher Terephthalsäure sowie die entsprechenden Absicherungen in Höhe von 350 Mio. USD (d. h. 269 Mio. €) zurück.
Am 22. Dezember 2014 übte die GDF SUEZ SA eine Call-Option auf die ausstehenden unkündbaren Dividendenpapiere für einen Nennwert von 140 Mio. € aus. Die Schuld wurde in der Bilanz zum Call-Preis erfasst (d. h. 130% des Nennwerts).
Am 27. November 2014 startete die GDF SUEZ SA ein Angebot zum Rückkauf von Anleihen mit einem Nennwert von 636 Mio. €, davon:
| ― | 87 Mio. € von der Anleiheemission über 651,3 Mio. €, fällig im Oktober 2017, mit einem Kupon von 2,75%; |
| ― | 238 Mio. € von der Anleiheemission über 1.000 Mio. €, fällig im Oktober 2022, mit einem Kupon von 3,50%; |
| ― | 89 Mio. € von der Anleiheemission über 750 Mio. €, fällig im Juli 2022, mit einem Kupon von 2,625%; |
| ― | 222 Mio. € von der Anleiheemission über 700 Mio. GBP, fällig im Februar 2021, mit einem Kupon von 6,125%; |
Schließlich löste GDF SUEZ folgende Beträge aus Anleiheemissionen mit Fälligkeit 2014 ein:
| ― | Anleihen im Wert von 845 Mio. € mit einem Kupon von 6,25% und einer Fälligkeit am 24. Januar 2014; |
| ― | 18 Mrd. JPY (131 Mio. €) aus privaten Platzierungen, die am 5. Februar 2014 fällig waren; |
| ― | Anleihen im Wert von 65 Mrd. JPY (440 Mio. €) mit einem Kupon von 1,17% und einer Fälligkeit am 15. Dezember 2014; |
| ― | Anleihen im Wert von 340 Mio. CHF (283 Mio. €) mit einem Kupon von 3,25% und einer Fälligkeit am 22. Dezember 2014. |
Sonstige Refinanzierungstransaktionen
Am 12. Juni 2014 sicherte die Gruppe für die Hazelwood Power Partnership eine Refinanzierung durch die Bank in Höhe von 475 Mio. AUD (320 Mio. €) ab.
Am 30. Juni 2014 löste vorzeitig die Gruppe das Bankdarlehen für die GDF SUEZ Cartagena Energia in Höhe von 438 Mio. € durch interne Refinanzierung sowie die entsprechenden Swaps ab.
16.4 Beizulegender Zeitwert von finanziellen Vermögenswerten nach Stufen der Fair-Value-Hierarchie
16.4.1 Finanzielle Vermögenswerte
Die folgende Tabelle zeigt die Allokation von Finanzinstrumenten, die unter Vermögenswerten gebucht sind, auf die verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere | 2.893 | 1.406 | - | 1.487 | 3.015 | 1.140 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen), die für designierte Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden | 780 | 780 | 905 | |||
| Derivate | 10.619 | 106 | 10.449 | 63 | 6.184 | 125 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 1.143 | - | 1.143 | - | 794 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.728 | 105 | 2.560 | 62 | 2.374 | 121 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 5.641 | 1 | 5.639 | 1 | 2.155 | 4 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 1.107 | - | 1.107 | - | 861 | - |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | 808 | 15 | 793 | - | 732 | 13 |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifiziert sind | 795 | 15 | 780 | - | 732 | 13 |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind | 13 | - | 13 | - | - | - |
| SUMME | 15.099 | 1.528 | 12.022 | 1.550 | 10.837 | 1.278 |
| 31. Dez. 2013(1) | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere | - | 1.875 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen), die für designierte Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts benutzt werden | 905 | |
| Derivate | 5.956 | 103 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 794 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.159 | 94 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 2.141 | 9 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 861 | - |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | 719 | - |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifiziert sind | 719 | - |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind | - | - |
| SUMME | 7.580 | 1.978 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 1.4.11.3 "Derivate und Bilanzierung von Sicherungsgeschäften" zu entnehmen.
Zum Verkauf 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 2014 lassen sich Änderungen bei zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren der Stufe 3 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2013 | 1.875 |
| Erwerbe | 93 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, erfasst im "Sonstigen Ergebnis" | (630) |
| Veräußerungen - "Sonstiges Ergebnis", ausgebucht | (5) |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital verbuchten beizulegenden Zeitwerts | (69) |
| Änderungen des im Ertrag verbuchten beizulegenden Zeitwerts | (43) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | 265 |
| Per 31. Dezember 2014 | 1.487 |
| Im Ertrag verbuchte Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden | 51 |
Ein Gewinn oder Verlust beim Marktpreis für ungelistete Aktien um 10% hätte einen Gewinn oder Verlust (vor Steuern) von etwa 149 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 sind in der obigen Tabelle auf Stufe 2 dargestellt. 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 Inputfaktoren und internen Annahmen, weil zumeist die Fälligkeit der Instrumente den beobachtbaren Zeitraum für den Terminpreis des Basiswerts überschreitet oder weil bestimmte Inputfaktoren, 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 und schließt direkt und indirekt beobachtbare Inputfaktoren ein. Diese Instrumente stehen auf der Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie.
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert oder qualifiziert sind
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifiziert sind und für die die Gruppe reguläre Nettovermögenswertangaben hat, stehen auf der Stufe 1. 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.
16.4.2 Finanzielle Verbindlichkeiten
Die folgende Tabelle zeigt die Allokation von Finanzinstrumenten, die in den Verbindlichkeiten verbucht sind, auf die verschiedenen Stufen der Fair-Value-Hierarchie:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 5.634 | - | 5.634 | - | 4.212 | - |
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 35.240 | 20.190 | 15.050 | - | 36.352 | 19.181 |
| Derivate | 8.915 | 161 | 8.723 | 30 | 6.105 | 115 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 401 | - | 401 | - | 501 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 3.163 | 159 | 2.980 | 24 | 2.808 | 108 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 3.401 | 2 | 3.393 | 6 | 1.902 | 7 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 1.950 | - | 1.950 | - | 893 | - |
| SUMME | 49.789 | 20.351 | 29.407 | 30 | 46.668 | 19.297 |
| 31. Dez. 2013(1) | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 4.212 | - |
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 17.170 | - |
| Derivate | 5.887 | 102 |
| Fremdkapital absichernde Derivate | 501 | - |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.605 | 94 |
| Commodities absichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 1.887 | 8 |
| Sonstige Posten absichernde Derivate | 893 | - |
| SUMME | 27.269 | 102 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts
Dieser Titel enthält Anleihen in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts, die in der Tabelle oben auf Stufe 2 dargestellt sind. Nur der Zinsbestandteil der Anleihen wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert aufgrund beobachtbarer Daten ermittelt wird.
Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird
Börsennotierte Anleiheemissionen stehen auf Stufe 1.
Sonstiges Fremdkapital, das nicht für ein designiertes Sicherungsverhältnis genutzt wird, steht in der Tabelle oben auf Stufe 2. Der beizulegende Zeitwert dieses Fremdkapitals wird ausgehend von künftigen abgezinsten Cashflows bestimmt und beruht auf direkt oder indirekt beobachtbaren Daten.
Derivate
Die Klassifizierung derivativer Finanzinstrumente in der Fair-Value-Hierarchie wird in Anhang 16.4.1 "Finanzielle Vermögenswerte" genauer beschrieben.
16.5 Aufrechnung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten bei derivativen Finanzinstrumenten
Der Nettobetrag derivativer Finanzinstrumente nach Berücksichtigung rechtlich durchsetzbarer Netting-Rahmenvereinbarungen oder ähnlicher Vereinbarungen - ob nach Paragraph 42, IAS 32, aufgerechnet wird oder nicht - wird in der folgenden Tabelle dargestellt:
PER 31. DEZEMBER 2014
| In Millionen Euro | Bruttobetrag | In der Bilanz erfasster Nettobetrag(1) | Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(2) | Summe Nettobetrag | |
|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Commodities absichernde Derivate | 8.625 | 8.369 | (6.140) | 2.229 |
| Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | 2.250 | 2.250 | (616) | 1.634 | |
| Verbindlichkeiten | Commodities absichernde Derivate | (6.820) | (6.564) | 6.526 | (38) |
| Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | (2.351) | (2.351) | 579 | (1.772) |
(1) In der Bilanz erfasster Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Abschnitt 42, IAS 32, erfüllen.
(2) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Abschnitt 42 von IAS 32 nicht erfüllen.
PER 31. DEZEMBER 2013(1)
| In Millionen Euro | Bruttobetrag | In der Bilanz erfasster Nettobetrag(2) | Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(3) | Summe Nettobetrag | |
|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Commodities absichernde Derivate | 4.933 | 4.529 | (3.416) | 1.113 |
| Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | 1.656 | 1.656 | (545) | 1.111 | |
| Verbindlichkeiten | Commodities absichernde Derivate | (5.114) | (4.710) | 4.351 | (360) |
| Fremdkapital und sonstige Posten absichernde Derivate | (1.395) | (1.395) | 265 | (1.129) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) In der Bilanz erfasster Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Abschnitt 42, IAS 32, erfüllen.
(3) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Abschnitt 42 von IAS 32 nicht erfüllen.
ANHANG 17 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 Registrierungsdokuments beschrieben.
17.1 Marktrisiken
17.1.1 Commodity-Risiken
Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:
| ― | Portfolio-Management und |
| ― | Trading. |
Die Gruppe hat zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: Preisrisiken durch Marktpreisfluktuationen und der Geschäftstätigkeit innewohnende Volumen-Risiken.
In ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit sieht sich die Gruppe Commodity-Risiken bei Erdgas, Strom, Kohle, Öl und Ölerzeugnissen, sonstigen Brennstoffen, CO2 und sonstigen "grünen" Produkten ausgesetzt. Die Gruppe ist auf diesen Energiemärkten aktiv, entweder für Lieferzwecke oder um ihre Energieerzeugungskette und ihren Energieabsatz zu optimieren und abzusichern. Die Gruppe setzt auch Derivate ein, um ihren Kunden Sicherungsinstrumente anzubieten und ihre eigenen Positionen zu besichern.
17.1.1.1 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 das Sichern eines Gleichgewichts von Bedarf und physischen Ressourcen; |
| ― | Marktrisikomanagement (Preis, Volumen), um in einem bestimmten Risikorahmen einen optimalen Wert aus den Portfolios zu erzielen. |
Der Risikorahmen will die finanziellen Ressourcen der Gruppe über die Haushaltsperiode schützen und die mittelfristigen Ergebnisse ausgleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt Portfolio-Manager, wirtschaftliche Sicherungsinstrumente für ihr Portfolio abzuschließen.
Sensibilitäten des Portfolios aus Finanzderivaten für Commodities, die per 31. Dezember 2014 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.
SENSIBILITÄTSANALYSE(1)
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Preisänderungen | Vorsteuerliche Auswirkung auf den Ertrag | Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital | Vorsteuerliche Auswirkung auf den Ertrag | Vorsteuerliche Auswirkung auf das Eigenkapital |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ölprodukte | +10 US$/bbl | 252 | 10 | 253 | 19 |
| Erdgas | +3 €/MWh | 117 | (241) | (5) | (119) |
| Strom | +5 €/MWh | (114) | (37) | (377) | (61) |
| Kohle | +10 US$/t | 115 | 14 | 66 | 39 |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | +2 €/t | 101 | 2 | 164 | - |
| EUR/USD | +10% | (244) | (27) | (335) | (40) |
| EUR/GBP | +10% | 28 | 2 | 18 | (10) |
| GBP/USD | +10% | 2 | - | 7 | - |
(1) Die Sensibilitäten aus der Tabelle oben gelten nur für Finanzderivate für Commodities, die im Rahmen des Portfolio-Managements für Sicherungen genutzt werden.
17.1.1.2 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.
Aufgrund der wachsenden Volumen, mit denen GDF SUEZ Energy Management Trading (GSEMT) handelt, der Änderungen in Ablauf und Struktur ihrer Geschäftstätigkeit und der Entwicklung ihrer Rolle hin zu einem Geschäft, bei dem die Handelstätigkeit überwiegt, stellt die Gruppe seit 1. Januar 2014 die Nettomarge aus "Verkauf/Kauf" bei Commodity-Transaktionen, die der Bereich "Asset Back Trading" (ABT) der GSEMT durchführt, im Erlös dar. Diese Änderung sichert die Darstellung dieser Tätigkeiten unter Berücksichtigung der Besonderheit von Handelstätigkeiten und des operativen Managements des ABT. Diese Grundsätze entsprechen denen, die üblicherweise für Handelsunternehmen gelten, und sind mit denen identisch, die historisch von GDF SUEZ Trading angewandt werden.
Umsatzerlöse aus Handelsgeschäften beliefen sich in dem am 31. Dezember 2014 beendeten Jahr auf insgesamt 360 Mio. € (2013: 243 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 festgelegte 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 VaR entspricht dem aggregierten VaR der Handelsunternehmen der Gruppe.
VALUE AT RISK
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | Durchschnitt 2014(1) | Maximum 2014(2) | Minimum 2014(2) | Durchschnitt 2013(1) |
|---|---|---|---|---|---|
| Handelstätigkeiten | 7 | 5 | 11 | 2 | 3 |
(1) durchschnittlicher täglicher VaR
(2) 2014 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.
17.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken
Die Gruppe schließt Cashflow-Sicherungen nach Definition in IAS 39 ab, indem sie Derivate (Festpreisverträge oder Optionskontrakte) nutzt, die im freien Verkehr oder auf organisierten Märkten gehandelt werden. Diese Instrumente können netto abgegolten werden, oder sie beinhalten die physische Lieferung des Basiswerts.
Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Commodity-Derivaten am 31. Dezember 2014 und 31. Dezember 2013:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management | 716 | 2.012 | (945) | (2.218) | 881 | 1.494 |
| Absicherungen des Cashflow | 207 | 422 | (125) | (309) | 152 | 348 |
| Sonstige Derivate | 509 | 1.590 | (820) | (1.909) | 728 | 1.146 |
| Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit | - | 5.641 | - | (3.401) | - | 2.155 |
| SUMME | 716 | 7.653 | (945) | (5.619) | 881 | 3.648 |
| 31. Dez. 2013(1) | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management | (1.008) | (1.799) |
| Absicherungen des Cashflow | (202) | (437) |
| Sonstige Derivate | (807) | (1.362) |
| Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit | - | (1.902) |
| SUMME | (1.008) | (3.702) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Vgl. auch Anhänge 16.1.3 "Sonstige erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte" und 16.2.2 "Derivate".
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden konnten. Sie sind für erwarteten künftigen Cashflow nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen empfindlich; (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden, und (iii) können sie mit künftigem Cashflow verrechnet werden, der aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entsteht.
17.1.2.1 Absicherungen des Cashflow
Die beizulegenden Zeitwerte von Cashflow-Hedges nach Art der Ware sehen wie folgt aus:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Erdgas | 108 | 237 | (29) | (100) | 23 | 69 |
| Strom | 17 | 111 | (29) | (105) | 105 | 235 |
| Kohle | - | - | (5) | (70) | - | 11 |
| Öl | - | 2 | (31) | (7) | 2 | 30 |
| Sonstige(2) | 83 | 72 | (31) | (27) | 22 | 3 |
| SUMME | 207 | 422 | (125) | (309) | 152 | 348 |
| 31. Dez. 2013(1) | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Erdgas | (26) | (100) |
| Strom | (110) | (180) |
| Kohle | (39) | (89) |
| Öl | (3) | (17) |
| Sonstige(2) | (24) | (51) |
| SUMME | (202) | (437) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Enthält vor allem Fremdwährungssicherungen für Commodities.
Die Nominalvolumen und Fälligkeiten von Cashflow-Hedges sehen wie folgt aus:
NOMINALVOLUMEN (NETTO)(1)
| Maßeinheit | Summe am 31. Dez. 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Erdgas | GWh | (74.624) | (46.454) | (28.169) | (562) | 431 |
| Strom | GWh | (7.020) | (9.102) | 1.116 | 778 | 188 |
| Kohle | in tausend Tonnen | 1.908 | 1.788 | 120 | - | - |
| Ölprodukte | in tausend Barrel | 1.084 | 42 | 1.039 | 4 | - |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | in tausend Tonnen | 2.512 | 1.118 | 766 | 570 | 20 |
| 2019 | mehr als 5 Jahre | |
|---|---|---|
| Erdgas | 98 | 32 |
| Strom | - | - |
| Kohle | - | - |
| Ölprodukte | - | - |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | 20 | 18 |
(1) Long-/(Short-)-Position
Per 31. Dezember 2014 wurde ein Gewinn von 231 Mio. € bezüglich der Cashflow-Hedges im Eigenkapital ausgewiesen gegenüber einem Verlust von 84 Mio. € Ende 2013. Ein Verlust von 89 Mio. € wurde 2014 aus dem Eigenkapital in den Ertrag umgruppiert, verglichen mit einem Gewinn von 162 Mio. €, der 2013 umgruppiert wurde.
Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden im Ertrag verbucht. Ein Gewinn von 3 Mio. € wurde 2014 im Ertrag ausgewiesen, verglichen mit einem Gewinn von 2 Mio. € für 2013.
17.1.2.2 Sonstige Commodity-Derivate
Sonstige Commodity-Derivate umfassen eingebettete Derivate, Warenkauf- und Verkaufsverträge, die zum Bilanzstichtag nicht innerhalb der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden, und derivative Finanzinstrumente, die nicht für das Hedge-Accounting nach IAS 39 gewählt werden konnten.
17.1.3 Fremdwährungsrisiko
Die Gruppe ist einem Fremdwährungsrisiko ausgesetzt, definiert als Auswirkung von Wechselkursschwankungen auf ihre Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung, die ihre Geschäfts- und Finanzierungstätigkeit beeinflussen. Das Fremdwährungsrisiko 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 Umrechnungsrisiko aus der Konsolidierung der Abschlüsse in Euro von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Dieses Risiko betrifft vor allem Tochtergesellschaften in Brasilien, Thailand, Norwegen, Großbritannien, Australien, den Vereinigten Staaten und Vermögenswerte, die als dollarbasiert gelten.
17.1.3.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Währung
Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der offenen Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung vor und nach Sicherung nach Währung:
AUSSTEHENDE BRUTTOSCHULDEN
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 64% | 71% | 66% | 70% |
| USD | 15% | 11% | 12% | 13% |
| GBP | 10% | 5% | 10% | 4% |
| Sonstige Währungen | 11% | 13% | 12% | 13% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
NETTOSCHULD
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 60% | 69% | 62% | 67% |
| USD | 18% | 13% | 14% | 15% |
| GBP | 13% | 6% | 12% | 5% |
| Sonstige Währungen | 9% | 12% | 12% | 13% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
17.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko
Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) und als Sicherungen für Nettoinvestitionen qualifizierten Finanzinstrumenten zum Berichtsstichtag analysiert.
Beim Fremdwährungsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Fall der Wechselkurse zum Euro gegenüber den Stichtagskursen.
Auswirkung auf den Ertrag nach Fremdwährungsabsicherungen
Änderungen der Umrechnungssätze zum Euro beeinflussen den Ertrag nur über Gewinne und Verluste bei Verbindlichkeiten, 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 als Absicherungen für Nettoinvestitionen qualifiziert sind. Die Auswirkung einer gleichmäßigen Erhöhung (oder Senkung) um 10% bei Fremdwährungen zum Euro würde letztendlich einen Gewinn (oder Verlust) von 18 Mio. € bedeuten.
Wirkung auf das Eigenkapital
Bei Finanzinstrumenten (Schulden und Derivaten), die als Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen designiert sind, hätte eine Abwertung von Fremdwährungen gegenüber dem Euro um 10% eine Positivwirkung von 742 Mio. € auf das Eigenkapital. Dieser Wirkung steht eine Änderung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.
17.1.4 Zinsrisiko
Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu managen, 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 Zinsmix kann sich je nach Markttrends um dieses Gleichgewicht herum bewegen.
Um die Zinsstruktur ihrer Nettoverschuldung zu gestalten, nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2014 hatte die Gruppe ein Portfolio aus Zinsoptionen (Caps), das sie vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinsen beim Euro schützt.
2014 schloss die Gruppe Forward-Interest-Rate-Verträge als Pre-Hedges für 2016, 2018 und 2019 mit einer Fälligkeit von 10, 20 und 18 Jahren, um den Refinanzierungszinssatz eines Teils ihrer Schulden zu schützen.
17.1.4.1 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. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | 36% | 40% | 37% | 38% |
| Festzins | 64% | 60% | 63% | 62% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
NETTOSCHULD
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | 15% | 20% | 17% | 19% |
| Festzins | 85% | 80% | 83% | 81% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
17.1.4.2 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 Ende der Berichtsperiode analysiert.
Beim Zinsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem Anstieg oder Sinken der Ertragskurve um 100 Basispunkte im Vergleich zu den Zinssätzen am Jahresende.
Auswirkung auf den Ertrag nach Absicherung
Ein gleichmäßiger Anstieg der kurzfristigen Zinsen (über alle Währungen) auf den Nennwert der Nettoschuld zu variablem Zinssatz und für den Anteil des variablen Zinssatzes bei Derivaten um 100 Basispunkte würde den Nettozinsaufwand um 47 Mio. € erhöhen. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 100 Basispunkte würde den Nettozinsaufwand um 47 Mio. € verringern.
In der Gewinn- und Verlustrechnung würde ein gleichmäßiger Anstieg der Zinsen (über alle Währungen) auf Derivate, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifiziert sind, um 100 Basispunkte einen Gewinn von 111 Mio. € zur Folge haben, der sich aus den Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Derivate ergäbe. Doch würde eine Zinssenkung um 100 Basispunkte zu einem Verlust in Höhe von 104 Mio. € führen. Die asymmetrischen Auswirkungen sind dem Zinsoptions-Portfolio zuzuschreiben.
Wirkung auf das Eigenkapital
Eine gleichmäßige Erhöhung der Zinsen (über alle Währungen) um 100 Basispunkte hätte einen Gewinn von 627 Mio. € im Eigenkapital zur Folge aufgrund der geänderten Auswirkung des Zinssatzes auf den beizulegenden Zeitwert von Derivaten, die als Sicherungsinstrumente für den Cashflow und Nettoinvestitionen designiert und in der Bilanz ausgewiesen sind. Doch hätte eine Zinssenkung um 100 Basispunkte eine Negativwirkung von 721 Mio. €.
17.1.4.3 Fremdwährungs- und Zinssicherungen
Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Derivaten (mit Ausnahme von Commodity-Instrumenten) am 31. Dezember 2014 und 31. Dezember 2013:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 978 | 165 | (226) | (175) | 637 | 157 |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 465 | 38 | (51) | - | 251 | 86 |
| Cashflow-Sicherungen | 286 | 35 | (20) | - | 121 | - |
| Derivative Instrumente, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren | 228 | 93 | (155) | (175) | 265 | 72 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 1.038 | 68 | (1.849) | (101) | 833 | 28 |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | - | 30 | - | (30) | - | 12 |
| Cashflow-Sicherungen | 11 | 4 | (938) | (35) | 102 | 2 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 28 | - | (88) | - | 118 | - |
| Derivative Instrumente, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren | 999 | 35 | (823) | (36) | 614 | 14 |
| SUMME | 2.017 | 233 | (2.075) | (276) | 1.470 | 185 |
| 31. Dez. 2013(1) | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | (339) | (162) |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | (192) | (38) |
| Cashflow-Sicherungen | (97) | (1) |
| Derivative Instrumente, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren | (51) | (124) |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | (715) | (178) |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | - | (12) |
| Cashflow-Sicherungen | (343) | (15) |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (17) | - |
| Derivative Instrumente, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren | (355) | (151) |
| SUMME | (1.054) | (341) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Vgl. auch Anhänge 16.1.3 "Sonstige erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte" und 16.2.2 "Derivate".
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden konnten. Sie sind für erwarteten künftigen Cashflow nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen empfindlich; (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden, und (iii) können sie mit künftigem Cashflow verrechnet werden, der aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entsteht.
Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte und Nominalvolumen von Finanzinstrumenten, die als Fremdwährungs- oder Zinssicherungen designiert sind:
WÄHRUNGSDERIVATE
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 20 | 312 | - | - |
| Cashflow-Sicherungen | (23) | 5.678 | (204) | 3.933 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (60) | 7.210 | 101 | 6.269 |
| Derivative Instrumente, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren | (212) | 12.003 | 88 | 11.167 |
| SUMME | (276) | 25.202 | (15) | 21.369 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
ZINSDERIVATE
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 432 | 4.088 | 107 | 4.940 |
| Cashflow-Sicherungen | (635) | 3.578 | (27) | 6.363 |
| Derivative Instrumente, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren | 378 | 26.849 | 195 | 35.949 |
| SUMME | 175 | 34.515 | 275 | 47.252 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind positiv, wenn es sich um einen Vermögenswert handelt, und negativ bei einer Verbindlichkeit.
Zur Sicherung des beizulegenden Zeitwerts qualifiziert die Gruppe Fremdwährungsderivate, um fixe Fremdwährungsverpflichtungen abzusichern, und Zinsswaps, um eine Festzinsschuld in eine Schuld zu variablem Zinssatz umzuwandeln.
Cashflow-Sicherungen werden hauptsächlich dazu benutzt, künftige Fremdwährungs-Cashflows sowie Schulden zu variablem Zinssatz zu sichern.
Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen sind zumeist kombinierte Währungsswaps.
Derivate, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren, sind Instrumente, die bilanziell nicht der Definition für Sicherungsbeziehungen entsprechen, auch wenn sie als wirtschaftliche Sicherung von Fremdkapital und Fremdwährungsverpflichtungen dienen.
Fair-Value-Hedges
Per 31. Dezember 2014 stellt die Nettoauswirkung von Sicherungen eines beizulegenden Zeitwerts, die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst ist, einen Verlust von 16 Mio. € dar.
Cashflow-Hedges
Fremdwährungs- und Zinsderivate, die als Cashflow-Hedges designiert sind, lassen sich wie folgt nach Fälligkeit analysieren:
PER 31. DEZEMBER 2014
| In Millionen Euro | Summe | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (658) | (10) | (34) | (12) | (18) | (52) |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (533) |
Per 31. Dezember 2014 wurde ein Verlust von 736 Mio. € im Eigenkapital ausgewiesen.
Der Betrag, der in der Periode aus dem Eigenkapital in den Ertrag umklassifiziert wurde, war ein Gewinn von 11 Mio. €.
Der im Ertrag erfasste unwirksame Anteil von Cashflow-Hedges war ein Verlust von 7 Mio. €.
PER 31. DEZEMBER 2013(1)
| In Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (231) | (21) | (47) | (22) | (53) | 15 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (103) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Sicherungen von Nettoinvestitionen
Der unwirksame Anteil an Sicherungsinstrumenten von Nettoinvestitionen, der im Ertrag ausgewiesen ist, stellt einen Verlust von 2 Mio. € dar.
17.2 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).
17.2.1 Geschäftstätigkeit
Das Gegenparteirisiko aus Geschäftstätigkeit wird mit Standardmechanismen gesteuert, wie Bürgschaften Dritter, Aufrechnungsvereinbarungen und Margenausgleich, wobei spezielle Sicherungsinstrumente oder spezielle Vorauszahlungsverfahren und Vorgehensweisen zum Beitreiben von Schulden eingesetzt werden, insbesondere bei Privatkunden.
Strategie 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 Bonität 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 Bonitätsprüfung benutzt wird. Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten konsistenten Methoden in der gesamten Gruppe. Konsolidierte Gefährdungen werden nach Gegenpartei und Segment (Bonität, Branche usw.) mit Hilfe der laufenden Gefährdungen (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 Gefährdungsgrenzen eingehalten werden.
FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND SONSTIGE FORDERUNGEN
Überfällige Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen werden im Folgenden analysiert:
| 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 Jahr | Summe | Summe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2014 | 857 | 241 | 507 | 1.605 | 1.249 | 19.624 |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 860 | 268 | 265 | 1.393 | 1.160 | 19.441 |
| In Millionen Euro | Summe |
| --- | --- |
| Per 31. Dezember 2014 | 22.478 |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 21.993 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
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.
Commodity-Derivate
Bei den Commodity-Derivaten entsteht das Gegenparteirisiko aus dem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Investment Grade(4) | Summe | Investment Grade(4) | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bruttoexposition(2) | 7.514 | 8.369 | 4.086 | 4.529 |
| Nettoexposition(3) | 2.011 | 2.259 | 906 | 1.069 |
| % Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade" | 89,0% | 84,7% |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Entspricht der maximalen Gefährdung, d. h. dem Wert der Derivate, der in der Bilanz bei den Vermögenswerten erscheint (positiver beizulegender Zeitwert).
(3) Nach Berücksichtigung von Verbindlichkeiten mit den gleichen Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und sonstigen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditwürdigkeit.
(4) "Investment-Grade" bezieht sich auf Transaktionen mit Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB, von Moody's mit Baa3 oder von Dun & Bradstreet mit einem Äquivalent bewertet wurden. Der "Investment-Grade" wird auch nach einem internen Rating-Modell bestimmt, das in der Gruppe eingeführt ist und ihre wichtigsten Gegenparteien einbezieht.
17.2.2 Finanzierungstätigkeit
Hinsichtlich ihrer Finanzierungstätigkeit hat die Gruppe Verfahren für das Management und die Überwachung von Risiken eingeführt, die (i) auf der Akkreditierung von Gegenparteien nach externen Kredit-Ratings, objektiven Marktdaten (Kreditausfallswaps, Börsenkurswert) und Finanzstruktur und (ii) auf den Grenzen der Gefährdung durch das Gegenparteirisiko 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 Aufsicht über den Umgang mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office wahrgenommen, das unabhängig vom Treasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.
17.2.2.1 Gegenparteirisiko aus Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)
DARLEHEN UND FORDERUNGEN ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN (OHNE FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND SONSTIGE FORDERUNGEN)
Der Saldo der ausstehenden überfälligen Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) wird im Folgenden analysiert:
| 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 Jahr | Summe | Summe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2014 | 17 | 9 | 102 | 129 | 360 | 3.595 |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 28 | 9 | 98 | 136 | 317 | 3.121 |
| In Millionen Euro | Summe |
| --- | --- |
| Per 31. Dezember 2014 | 4.084 |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 3.574 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Der Saldo der ausstehenden Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) in der obigen Tabelle beinhaltet nicht die Auswirkung von Wertminderungsaufwand oder Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und den Ansatz fortgeführter Anschaffungskosten, die sich per 31. Dezember 2014 auf -199 Mio. € beliefen (im Vergleich zu -206 Mio. € am 31. Dezember 2013). Änderungen dieser Posten sind in Anhang 16.1.2 "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargestellt.
17.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und der Verwendung von derivativen Finanzinstrumenten
Der Gruppe erwächst ein Gegenparteirisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses und aus der Nutzung derivativer Finanzinstrumente. Bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten entsteht das Gegenparteirisiko bei Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.
Per 31. Dezember 2014 betrug die Gesamtsumme der Außenstände, die einem Kreditrisiko ausgesetzt waren, 9.354 Mio. €.
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Investment Grade(2) | Nicht bewertet(3) | Ohne Investment Grade(3) | Summe | Investment Grade(2) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gefährdung(1) | 9.354 | 96,0% | 3,0% | 1,0% | 9.525 | 93,0% |
| 31. Dez. 2013 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Nicht bewertet(3) | Ohne Investment Grade(3) |
| --- | --- | --- |
| Gefährdung(1) | 6,0% | 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 2014 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 23% der Barkapitaleinlagen.
17.3 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 nahezu den 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 verwalteten 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 (99% der am 31. Dezember 2014 gepoolten Zahlungsmittel waren in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert). Die Leistungszahlen und die Gegenparteirisiken beider Investitionsarten werden täglich überwacht, so dass die Gruppe nötigenfalls sofort auf Marktentwicklungen reagieren kann.
Grundlagen der Finanzpolitik der Gruppe sind:
| ― | Zentralisierung der externen Finanzierung; |
| ― | Diversifizierung der Finanzierungsquellen mit Hilfe von Kreditinstituten und Kapitalmärkten; |
| ― | Erreichen eines ausgewogenen 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 2014 machten Bankdarlehen 23% der Bruttoverschuldung aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während das restliche Fremdkapital auf Kapitalmärkten aufgebracht wurde (einschließlich 22.860 Mio. € in Anleihen bzw. 63% der Bruttoverschuldung).
In Umlauf befindliche kurzfristige Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2014 14% der Bruttoverschuldung bzw. 5.219 Mio. € aus. Da Commercial Papers relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet die Gruppe sie zyklisch oder strukturell, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Alle im Umlauf befindlichen Commercial Papers sind 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 sind (ohne Margenausgleich) -, beliefen sich per 31. Dezember 2014 auf 9.354 Mio. €, von denen 76% in der Euro-Zone investiert waren.
Die Gruppe hat auch Zugang zu bestätigten Kreditlinien. Diese Fazilitäten sind für den Umfang ihrer Geschäftstätigkeit und für den zeitlichen Horizont der vertraglich vereinbarten Schuldentilgung angemessen. Per 31. Dezember 2014 wurden bestätigte Kreditfazilitäten für insgesamt 13.976 Mio. € gewährt, von denen 13.288 Mio. € zur Verfügung standen. 91% der verfügbaren Kreditfazilitäten sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.
Per 31. Dezember 2014 erfüllen alle Gesellschaften der Gruppe, deren Schulden konsolidiert sind, die Kennzahlen in den Informationen zu ihren Finanzverhältnissen.
17.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten
Per 31. Dezember 2014 lassen sich die nicht abgezinsten vertraglich vereinbarten Zahlungen auf die Nettoschuld (ohne Auswirkung von Derivaten, Margin Calls und fortgeführten Anschaffungskosten) wie folgt nach Fälligkeit ordnen:
PER 31. DEZEMBER 2014
| In Millionen Euro | Summe | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Anleiheemissionen | 22.860 | 1.705 | 2.361 | 2.397 | 1.701 | 933 |
| Bankdarlehen | 6.093 | 1.116 | 1.084 | 998 | 652 | 225 |
| Commercial Paper | 5.219 | 5.219 | - | - | - | - |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 688 | 48 | 11 | 11 | 10 | 10 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 515 | 92 | 103 | 56 | 47 | 170 |
| Sonstiges Fremdkapital | 1.010 | 458 | 189 | 206 | 21 | 41 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | 469 | 469 | - | - | - | - |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 36.855 | 9.108 | 3.747 | 3.668 | 2.432 | 1.380 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (71) | (16) | (2) | - | - | - |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | (808) | (808) | - | - | - | - |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.546) | (8.546) | - | - | - | - |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGIN CALLS UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 27.430 | (262) | 3.745 | 3.668 | 2.432 | 1.380 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Anleiheemissionen | 13.763 |
| Bankdarlehen | 2.019 |
| Commercial Paper | - |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 598 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 47 |
| Sonstiges Fremdkapital | 94 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | - |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 16.521 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (53) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | - |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGIN CALLS UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 16.468 |
PER 31. DEZEMBER 2013(1)
| In Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 37.695 | 9.131 | 3.043 | 3.199 | 3.924 | 2.825 |
| Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert (ohne Margin Calls) und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (9.530) | (9.453) | (1) | (2) | (1) | - |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGIN CALLS UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 28.166 | (322) | 3.043 | 3.197 | 3.923 | 2.825 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 15.574 |
| Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, finanzielle Vermögenswerte erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert (ohne Margin Calls) und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (73) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGIN CALLS UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 15.500 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Per 31. Dezember 2014 lassen sich nicht abgezinste vertragliche Zinszahlungen auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:
PER 31. DEZEMBER 2014
| In Millionen Euro | Summe | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 11.879 | 1.163 | 1.021 | 938 | 818 | 732 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 7.206 |
PER 31. DEZEMBER 2013(1)
| In Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 12.886 | 1.246 | 1.134 | 1.040 | 965 | 829 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 7.672 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Per 31. Dezember 2014 lassen sich nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten ausgewiesen sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):
PER 31. DEZEMBER 2014
| In Millionen Euro | Summe | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (579) | 98 | (128) | (80) | (19) | (11) |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (440) |
PER 31. DEZEMBER 2013(1)
| In Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (838) | (151) | (126) | (92) | (4) | (55) |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (411) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Um die wirtschaftliche Substanz dieser Transaktionen besser zu verdeutlichen, bezieht sich der Cashflow, der mit den Derivaten verbunden ist, die bei Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt und in der obigen Tabelle dargestellt sind, auf Nettopositionen.
Die Fälligkeiten der nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilitätsprogramme der Gruppe werden in der folgenden Tabelle analysiert:
PER 31. DEZEMBER 2014
| In Millionen Euro | Summe | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 13.288 | 1.049 | 1.283 | 1.094 | 4.572 | 5.021 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 269 |
Von diesen nicht gezogenen Programmen sind 5.219 Mio. € auf die Deckung von Emissionen von Commercial Papers allokiert.
Per 31. Dezember 2014 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 6% der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.
PER 31. DEZEMBER 2013(1)
| In Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 13.422 | 2.361 | 4.893 | 1.319 | 131 | 4.534 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 185 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
17.3.2 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Geschäftstätigkeiten
Die folgende Tabelle ist eine Analyse nicht abgezinster beizulegender Zeitwerte, die im Hinblick auf Commodity-Derivate geschuldet sind und gefordert werden, die in der Bilanz bei den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten ausgewiesen sind.
LIQUIDITÄTSRISIKO
Die Gruppe analysiert die restlichen vertraglich vereinbarten Fälligkeiten von Commodity-Derivaten in ihrem Portfolio-Management. Bei Derivaten für Handelsgeschäfte geht man davon aus, dass sie in weniger als einem Jahr liquide sind. Sie erscheinen in der Bilanz bei den kurzfristigen Positionen.
| In Millionen Euro | Summe | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate, die bei Verbindlichkeiten gebucht sind | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (3.159) | (2.259) | (655) | (190) | (42) | (8) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | (3.401) | (3.401) | - | - | - | - |
| Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 2.750 | 2.053 | 586 | 71 | 1 | 21 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | 5.641 | 5.641 | - | - | - | - |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2014 | 1.832 | 2.035 | (69) | (119) | (40) | 13 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate, die bei Verbindlichkeiten gebucht sind | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (6) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | - |
| Derivate, die bei Vermögenswerten gebucht sind | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 18 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | - |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2014 | 12 |
| In Millionen Euro | Summe | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate, die bei Verbindlichkeiten gebucht sind | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (2.819) | (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(1) | (176) | (51) | (97) | (28) | 8 | 11 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate, die bei 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(1) | (19) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
17.3.3 Zusicherungen im Zusammenhang mit Commodity-Kauf- und -verkaufsverträgen, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden
In Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit schlossen einige operativ tätige Unternehmen der Gruppe langfristige Verträge ab, von denen einige Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten. Sie bestehen in festen Zusicherungen, festgelegte Mengen von Gas, Strom und Dampf und zugehörige Dienstleistungen zu kaufen (verkaufen) im Austausch für die feste Zusicherung der anderen Partei, besagte Mengen und Dienstleistungen zu liefern (zu 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. 2014 | 2015 | 2016-2019 | mehr als 5 Jahre | Summe per 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|---|---|---|
| Feste Käufe | (7.738) | (915) | (2.839) | (3.984) | (8.484) |
| Feste Verkäufe | 1.694 | 493 | 586 | 615 | 1.602 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
17.3.4 Eigenkapitalrisiko
Per 31. Dezember 2014 beliefen sich die zum Verkauf verfügbaren Wertpapiere der Gruppe auf 2.893 Mio. € (vgl. Anhang 16.1.1 "Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere").
Ein Marktpreisrückgang für gelistete Aktien um 10% hätte eine Negativwirkung (vor Steuern) von etwa 141 Mio. € auf das Gesamtergebnis der Gruppe.
Das wichtigste nicht börsennotierte Wertpapier der Gruppe ist ihre 9%ige Beteiligung an der Nordstream-Pipeline, die nach dem Modell der abgezinsten Dividenden (Discounted Dividend Model - DDM) bewertet ist.
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 den geschäftsführenden Vorstand berichtet.
ANHANG 18 Eigenkapital
18.1 Stammkapital
| Anzahl Anteile | Wert (in Millionen Euro) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Summe | Eigene Anteile | Im Umlauf befindlich | Stammkapital | Kapitalrücklage | Eigene Anteile | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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) |
| Kapitalerhöhung | 22.460.922 | 22.460.922 | 22 | 301 | ||
| Sonstige Bewegungen | (3) | |||||
| Käufe und Veräußerungen eigener Anteile | 7.713.224 | 7.713.224 | 152 | |||
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 2.435.285.011 | (44.829.797) | 2.390.455.214 | 2.435 | 32.506 | (957) |
Die Änderungen der Anzahl der Aktien im Jahr 2014 bedeuten:
| ― | Ausgaben von Mitarbeiteraktien als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms "LINK 2014". Am Ende waren 22,2 Millionen Aktien gezeichnet und 0,3 Millionen Bonusaktien aus Programmen zur Beteiligung von Arbeitnehmern gewährt. Das sind insgesamt 22,5 Millionen Aktien, die am 11. Dezember 2014 eine Kapitalerhöhung im Gesamtwert von 324 Mio. € bedeuteten. Dieser Betrag zerfällt in eine Aktienkapitalerhöhung von 22 Mio. € und eine Erhöhung der Kapitalrücklage von 301 Mio. €; |
| ― | Nettoveräußerungen von Anteilen in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung in Höhe von 7 Millionen eigener Anteile; |
| ― | und die Bereitstellung eigener Anteile für 1 Million Aktien als Teil von Aktienkaufoptionen oder Bonusaktienprogrammen. |
Die Änderungen der Anzahl der Anteile im Jahr 2013 gingen zurück auf:
| ― | Nettoerwerbe in Verbindung mit der Liquiditätsvereinbarung in Höhe von 0,3 Millionen eigener Anteile; |
| ― | und die Bereitstellung eigener Anteile für 3 Millionen Aktien als Teil von Aktienkaufoptionen oder Bonusaktienprogrammen. |
18.1.1 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 verleihen, sind nur Aktienzeichnungsoptionen, die die Gruppe ihren Mitarbeitern und Führungskräften gewährt. Die am 31. Dezember 2014 laufenden Programme für Aktienzeichnungsoptionen sind in Anhang 24.1.1 "Einzelheiten laufender Programme für Aktienzeichnungsoptionen" beschrieben. Die Höchstzahl neuer Aktien, die ausgegeben werden könnte, wenn diese Optionen ausgeübt würden, liegt per 31. Dezember 2014 bei 10 Millionen.
Aktien, die auf der Grundlage von Bonusaktienprogrammen, Performance Share-Programmen sowie von Programmen für Aktienzeichnungsoptionen allokiert werden, die in Anhang 24 "Anteilsbasierte Vergütungen" beschrieben sind, sind durch vorhandene GDF SUEZ SA-Aktien gedeckt.
18.1.2 Eigene Anteile
Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Jahreshauptversammlung am 28. April 2014 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 aus dem Programm - abzüglich der Aufwendungen - darf 9,6 Mrd. € nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter 40 € pro Aktie - ohne Erwerbskosten - liegen.
Per 31. Dezember 2014 hielt die Gruppe 44,8 Millionen eigener Anteile, die vollständig allokiert waren, um die Zusicherungen der Gruppe bezüglich der Aktien für Mitarbeiter und Führungskräfte abzudecken.
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 für die Umsetzung dieser Vereinbarung beliefen sich auf 150 Mio. €.
18.2 Sonstige Angaben zu Kapitalrücklage, konsolidierten Reserven und der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (Konzernanteil)
Die Gesamthöhe der Kapitalrücklage, der konsolidierten Reserven und der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (einschließlich des Jahresüberschusses für das Finanzjahr) belief sich per 31. Dezember 2014 auf 48.484 Mio. €, einschließlich 32.506 Mio. € Kapitalrücklage.
Die konsolidierten Reserven beinhalten den kumulierten Ertrag der Gruppe, die gesetzlichen und im Gesellschaftsvertrag festgelegten Reserven des Unternehmens GDF SUEZ SA und die kumulierten versicherungsmathematischen Differenzen nach Steuern.
Die französische Gesetzgebung sieht vor, dass 5% des Jahresüberschusses französischer Unternehmen auf die gesetzliche Rücklage allokiert werden müssen, bis sie 10% des Gesellschaftskapitals erreicht. Diese Rücklage darf nur im Falle der Liquidation an die Anteilseigner verteilt werden. Die gesetzliche Reserve der GDF SUEZ SA beträgt 244 Mio. €.
Die kumulierten versicherungsmathematischen Differenzen (Konzernanteil) stellen per 31. Dezember 2014 Verluste von 2.933 Mio. € (Verluste per 31. Dezember 2013: 1.301 Mio. €) dar; latente Steuern auf diese versicherungsmathematischen Differenzen belaufen sich per 31. Dezember 2014 auf 909 Mio. € (432 Mio. € per 31. Dezember 2013).
Der Erlös aus der Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen, abzüglich der an ihre Inhaber ausgezahlten Koupons, beläuft sich auf 3.564 Mio. €.
18.2.1 Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen
Am 22. Mai 2014 legte die GDF SUEZ SA tief nachrangige, ewig laufende Anleihen auf. Diese Transaktion, durch die die Gruppe das Äquivalent von 2 Mrd. € aufbringen konnte, bestand aus zwei Tranchen mit einem mittleren Kupon von 3,4%:
| ― | eine Tranche von 1.000 Mio. € mit einem Kupon von 3%, ab Juni 2019 jährlich kündbar; |
| ― | eine Tranche von 1.000 Mio. € mit einem Kupon von 3,875%, ab Juni 2024 jährlich kündbar. |
Gemäß den Festlegungen in IAS 32 - Finanzinstrumente - Darstellung und wegen ihrer Merkmale wurden diese Instrumente mit insgesamt 1.974 Mio. € im Konzernabschluss im Eigenkapital bilanziert.
Die den Inhabern dieser Anleihen zugesicherten Kupons, von denen 2014 67 Mio. € ausgezahlt wurden, werden im Konzernabschluss als Abfluss vom Eigenkapital bilanziert; die entsprechende Steuerersparnis ist in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.
Am 3. Juli 2013 legte die GDF SUEZ SA tief nachrangige, ewig laufende Anleihen auf. Diese Transaktion, durch die die Gruppe das Äquivalent von 1,7 Mrd. € aufbringen konnte, bestand aus drei Tranchen mit einem mittleren Kupon von 4,4%.
18.2.2 Ausschüttungsfähigkeit von GDF SUEZ SA
Die Ausschüttungsfähigkeit von GDF SUEZ SA betrug per 31. Dezember 2014 insgesamt 38.690 Mio. € (im Vergleich zu 40.747 Mio. € per 31. Dezember 2013), einschließlich 32.506 Mio. € an Kapitalrücklage.
18.2.3 Dividenden
Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die GDF SUEZ SA 2013 und 2014 ausgeschüttet hat.
| Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro) | Nettodividende je Aktie (in Euro) | |
|---|---|---|
| für 2013 | ||
| Zwischendividende (gezahlt am 20. November 2013) | 1.959 | 0,83 |
| Restliche Dividende für 2013 (gezahlt am 6. Mai 2014) | 1.583 | 0,67 |
| für 2014 | ||
| Zwischendividende (gezahlt am 15. Oktober 2014) | 1.184 | 0,50 |
Die zusätzliche Abgabe von 3% laut Finanzgesetz von 2012, die für die Dividende und Zwischendividende aus der Ausschüttung von Mai und Oktober 2014 zu zahlen ist, beläuft sich auf 86 Mio. € (106 Mio. € für die 2013 geleisteten Zahlungen) und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung bilanziert.
Die Jahreshauptversammlung vom 28. April 2014 genehmigte die Ausschüttung einer Gesamtdividende von 1,50 € je Aktie für 2013. Als Zwischendividende wurden am 20. November 2013 0,83 € je Aktie gezahlt, das ist ein Gesamtbetrag von 1.959 Mio. €. GDF SUEZ SA beglich den Dividendensaldo von 0,67 € je Aktie am 6. Mai 2014 bar mit einem Gesamtbetrag von 1.583 Mio. €. Außerdem wurde auf der Verwaltungsratssitzung vom 30. Juli 2014 die Zahlung einer Zwischendividende von 0,50 € je Aktie genehmigt, zahlbar am 15. Oktober 2014. Das ist ein Gesamtbetrag von 1.184 Mio. €.
Für 2014 vorgeschlagene Dividende
Die Aktionäre werden auf der Jahreshauptversammlung, auf der der Jahresabschluss der GDF SUEZ Gruppe für das am 31. Dezember 2014 beendete Jahr genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von 1 € je Aktie zuzustimmen. Das ist eine Gesamtauszahlung von 2.379 Mio. €, geht man von der Zahl der am 31. Dezember 2014 in Umlauf befindlichen Aktien aus. Eine Zwischendividende von 0,50 € je Aktie wurde am 15. Oktober 2014 gezahlt, das sind insgesamt 1.184 Mio. €.
Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Jahreshauptversammlung wird diese Dividende, abzüglich der gezahlten Zwischendividende, am 30. April 2015 ausgeschüttet und nicht im Jahresabschluss per 31. Dezember 2014 als Verbindlichkeit ausgewiesen, da der Jahresabschluss per Ende 2014 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.
18.3 Im Eigenkapital (Konzernanteil) ausgewiesene Gesamtgewinne und -verluste
Alle Positionen der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) per 31. Dezember 2014 und 31. Dezember 2013, die in den nachfolgenden Perioden in den Ertrag umgegliedert werden können.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Zum Verkauf verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 462 | 415 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (197) | 245 |
| Cashflow-Hedges (ohne Commoditiy-Instrumente) | (904) | (203) |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | 195 | (40) |
| Latente Steuern auf die obigen Positionen | 163 | (47) |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | (347) | (219) |
| Umrechnungsdifferenzen | 193 | (1.353) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN | (435) | (1.201) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
18.4 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 die Fortführung ihrer 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 18.1.2 "Eigene Anteile"), neue Aktien zu emittieren, Programme zur anteilsbasierten Vergütung aufzulegen, ihr Investitionsbudget neu zu bemessen oder Vermögenswerte zu verkaufen, um ihre Nettoschuld herabzusetzen.
Strategie der Gruppe ist, bei den Rating-Agenturen ein A-Rating zu wahren. Dazu gestaltet sie ihre Finanzstruktur unter Berücksichtigung der Kennzahlen, die diese Agenturen für gewöhnlich überwachen, nämlich das Geschäftsprofil der Gruppe, ihre Finanzpolitik und eine Reihe finanzwirtschaftlicher Kennzahlen. Eine der gebräuchlichsten Kennzahlen ist die, bei der der operative Cashflow, abzüglich des Nettofinanzaufwands und gezahlter Steuern, im Zähler steht und die angepasste Nettofinanzverschuldung im Nenner. Die Nettoschuld wird hauptsächlich um Rückstellungen die Kernenergie betreffend, Rückstellungen für nicht finanzierte Pensionspläne und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing bereinigt.
Die Zielsetzungen, die Strategie 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 19 Rückstellungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2013(1) | Zugänge | Auflösungen (Verwendungen) | Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen) | Änderungen des Konsolidierungskreises | Auswirkung der Glattstellung von Anpassungen des Abzinsungssatzes |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen | 4.390 | 230 | (317) | (5) | 51 | 170 |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 4.239 | 77 | (28) | - | - | 203 |
| Demontage von Anlagen und Ausrüstung(2) | 3.767 | 1 | (31) | (18) | (21) | 174 |
| Flächensanierung | 1.191 | 1 | (22) | (29) | (9) | 27 |
| Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken | 871 | 126 | (87) | (90) | 15 | 7 |
| Sonstige Eventualforderungen und -schulden | 1.640 | 377 | (392) | (40) | 11 | 28 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | 16.098 | 813 | (876) | (183) | 47 | 609 |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Sonstige | 31. Dez. 2014 |
|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen | 5 | 1.708 | 6.233 |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | - | - | 4.491 |
| Demontage von Anlagen und Ausrüstung(2) | 3 | 38 | 3.911 |
| Flächensanierung | (16) | 202 | 1.345 |
| Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken | 44 | 4 | 891 |
| Sonstige Eventualforderungen und -schulden | 7 | 37 | 1.668 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | 43 | 1.989 | 18.539 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Davon 3.467 Mio. € als Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen per 31. Dezember 2014, verglichen mit 3.364 Mio. € per 31. Dezember 2013.
Der Glattstellungseffekt von Anpassungen des Abzinsungssatzes 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 2014, die im "Sonstigen Ergebnis" verbucht sind.
Zugänge, Auflösungen und der Glattstellungseffekt von Abzinsungsanpassungen werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wie folgt dargestellt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 |
|---|---|
| Erlöse/(Verluste) aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit | 234 |
| Sonstige Finanzerträge und -aufwendungen | (609) |
| Ertragssteuern | 13 |
| SUMME | (362) |
Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.
19.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen
Vgl. Anhang 20 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".
19.2 Aktivitäten im Bereich der Kernenergieproduktion
Im Kontext der Aktivitäten im Bereich der Kernenergieproduktion hat die Gruppe Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Wiederaufbereitung abgebrannter Brennelemente und dem Abbruch von Nuklearanlagen.
19.2.1 Rechtlicher Rahmen
Das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 übertrug der Konzerntochter Synatom die Verantwortung für das Management von Rückstellungen, die gebildet wurden, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken abzudecken, und für den Umgang mit radioaktivem spaltbarem Material aus diesen Anlagen. Die Aufgaben der Kommission für atomare Vorschriften, die im Nachgang zu dem oben erwähnten Gesetz gebildet wurde, sind die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und das 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 Inputfaktoren 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.
Für 2014 sind die Kerninputfaktoren zur Bewertung von Rückstellungen, einschließlich Managementszenarien, Umsetzungsprogrammen und Zeitplanung, detaillierten technischen Analysen (physische und radiologische Bestandsverzeichnisse), Schätzmethoden und Ausgabenplanung sowie Abzinsungssätzen die gleichen wie die von der Kommission für atomare Vorschriften genehmigten.
Die Gruppe stellt sicher, dass diese Annahmen angemessen bleiben. Änderungen bei den Rückstellungen für 2014 beziehen sich daher vor allem auf im Laufe der Zeit wiederkehrende Positionen (die Glattstellung von Berichtigungen bei den Abzinsungssätzen) und Rückstellungen für im Laufe des Jahres verbrauchte Brennstoffe.
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 Kostenschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, ändern. Die Gruppe hat jedoch keine Kenntnis von geplanten zusätzlichen 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 dem Abbruch- und Brennstoffmanagement entstehen können. Die Gruppe schätzt diese Margen für jede Kostenkategorie. Die Margen für Eventualfälle im Zusammenhang mit der Abfallentsorgung werden von der ONDRAF festgesetzt und sind in ihren Gebühren enthalten.
Die von der Gruppe per 31. Dezember 2014 erfassten Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens bewertet, der die Betriebsdauer des Reaktors Tihange 1 mit 50 Jahren und die der anderen Reaktoren mit 40 Jahren ansetzt.
Eine Verlängerung der Laufzeiten für einen oder mehrere Kernreaktoren würde zu einem Aufschub des Zeitplans für den Abbruch führen. Damit könnte die Koordinierung der Aufgaben weniger effizient sein, als wenn alle Anlagen zur gleichen Zeit demontiert würden, und die damit verbundenen Ausgaben würden sich zeitlich verschieben. Änderungen dieser Rückstellungen würden - vorbehaltlich bestimmter Bedingungen - bei den jeweiligen Vermögenswerten erfasst.
19.2.2 Rückstellungen für die Wiederaufbereitung und Lagerung von nuklearen Brennelementen
Wird ein abgebrannter Brennstab aus einem Reaktor entfernt, bleibt er radioaktiv und erfordert eine Aufbereitung. Es gibt zwei verschiedene Verfahren für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen: entweder eine Wiederaufarbeitung oder eine Konditionierung ohne Wiederaufarbeitung. Die belgische Regierung hat noch nicht darüber entschieden, welches Szenario für Belgien verbindlich wird.
Die Kommission für atomare Vorschriften hat ein "gemischtes" Szenario angenommen, bei 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 in erster Linie 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; |
| ― | ein Teil der abgebrannten Brennelemente wird 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 Zahlungsmittelabflüsse erstrecken sich über den Zeitraum bis 2058; |
| ― | die langfristige Verpflichtung wird nach den geschätzten internen und externen Kosten berechnet, die nach Angeboten Dritter oder Angeboten für Entgelte von unabhängigen Organisationen bewertet werden; |
| ― | der angesetzte Abzinsungssatz von 4,8% (tatsächlicher Satz von 2,8% plus 2% 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 Allokation wird auch für die Glattstellung der Abzinsung auf die Rückstellung erfasst. |
Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des Zahlungsplans von den Schätzungen abweichen. Die Rückstellungen können auch künftigen Änderungen der oben genannten Parameter angepasst werden. Doch 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 Abfallentsorgung ohne Wiederaufbereitung ausgeht, würde die Rückstellung gegenüber der für das von der Kommission für atomare Vorschriften genehmigte "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 radioaktiven Abfällen bis 2015 verabschiedet haben. Das Szenario der Kommission für atomare Vorschriften beruht auf der Annahme, dass der Abfall in eine unterirdische Lagerstätte verbracht wird, wie im Programm der ONDRAF zum Abfallmanagement 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 nukleare Abfälle aufnehmen kann.
19.2.3 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 Abbruchphase 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 zahlbare Kosten werden unter Bezug auf die geschätzten Kosten für jede Nuklearanlage berechnet, ausgehend von einer Untersuchung durch unabhängige Gutachter, falls die Anlagen schrittweise abgebaut werden; |
| ― | bis zum Ende der Abbruchverpflichtungen wird zur Ermittlung des Wertes der künftigen Verpflichtung eine Inflationsrate von 2,0% angesetzt; |
| ― | ein Abzinsungssatz 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 benutzt; |
| ― | 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 Kernreaktor 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 Allokation auf die 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 wird. |
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. Doch 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 zustimmen müssen.
Rückstellungen werden auch im Konzernanteil an den erwarteten Abbruchkosten für die Nuklearanlagen erfasst, für die die Gruppe Entnahmerechte hat.
19.2.4 Empfindlichkeit gegenüber Abzinsungssätzen
Ausgehend von den derzeit benutzten Parametern zur Schätzung von Kosten und Zahlungsplan könnte eine Änderung des gegenwärtigen 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 Abzinsungssätze würde zu einer Zunahme ausstehender Rückstellungen führen, während eine Erhöhung der Abzinsungssätze den Rückstellungsbetrag verringern würde.
Änderungen infolge der Überprüfung der Rückstellung für Abbruch 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 Abzinsungssätzen, wie sie zuvor gemäß den geltenden Standards dargelegt wurde, ist eine automatische Berechnung und sollte daher angesichts der Vielzahl sonstiger Inputfaktoren - 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.
19.3 Abbruchverpflichtungen für sonstige Anlagen
Bestimmte Anlagen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Übertragungs- und Versorgungsleitungen, Lagerstätten und LNG-Terminals, müssen am Ende ihrer Nutzungsdauer demontiert werden. Diese Verpflichtung ergibt sich aus geltenden Umweltschutzbestimmungen in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung der Gruppe.
Ausgehend von Schätzungen nachgewiesener und wahrscheinlicher Reserven beim 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.
19.4 Flächensanierung
19.4.1 Explorations- und Förderaktivitäten
Die Gruppe bildet auch eine Rückstellung für ihre Verpflichtungen zur Sanierung von Explorations- und Förderstätten.
Die Rückstellung spiegelt den Barwert der geschätzten Sanierungskosten wider, bis die betrieblichen Tätigkeiten abgeschlossen sind. Diese Rückstellung wird auf der Grundlage konzerninterner Annahmen im Hinblick auf die geschätzten Sanierungskosten und den Zeitplan für die 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.
19.5 Eventualpositionen und Steuerrisiken
Dieser Titel enthält im Wesentlichen Rückstellungen für den Handel betreffende Eventualpositionen, Schadensregulierung und Steuerstreitigkeiten.
ANHANG 20 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen
20.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne
Im Folgenden werden die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe beschrieben.
20.1.1 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 Ministerien, die für die Sozialversicherung und den Haushalt zuständig sind.
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-Sonderpensionsplans, 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 Ansprüche auf Sonderleistungen"). In der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) im regulierten Übertragungs- und Versorgungsgeschäft ("regulierte in der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen") werden durch eine Abgabe auf die Übertragungs- und Versorgungsdienstleistungen 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 Ansprüche auf 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.
Der EGI-Sonderpensionsplan ist eine gesetzliche Rentenversicherung, die neuen Mitgliedern offen steht.
Die aus dem Plan ab 1. Januar 2005 erdienten Sonderleistungen werden vollständig von den Unternehmen des EGI-Sektors finanziert 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. Die Höhe der Rückstellung kann in Abhängigkeit des Gewichtes der Unternehmen der Gruppe im EGI-Sektor schwanken.
Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG bewertet.
Per 31. Dezember 2014 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 3,3 Mrd. € (2,5 Mrd. € per 31. Dezember 2013). Diese Zunahme ist hauptsächlich auf die gesunkenen Abzinsungssätze zurückzuführen.
Die Dauer der Pensionsverpflichtungen beträgt 18 Jahre.
20.1.2 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, GDF SUEZ CC sowie einiger Arbeitnehmerkategorien von GDF SUEZ Energy Management Trading - 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 2014 etwa 15% der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt 11 Jahre.
Für Tarifbeschäftigte, die nach dem 1. Juni 2002, und 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 Pläne 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 2014 nicht wesentlich.
Für diese beitragsorientierten Pläne wurde für 2014 eine Aufwendung von 21 Mio. € angesetzt (20 Mio. € per 31. Dezember 2013).
20.1.3 Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber
Beschäftigte einiger Unternehmen der Gruppe sind gemeinschaftlichen Pensionsplänen mehrerer Arbeitgeber zugeordnet.
Bei gemeinschaftlichen Plänen mehrerer Arbeitgeber sind die Risiken auf eine Weise gepoolt, dass der Plan durch einen einzigen Beitragssatz für alle angegliederten Unternehmen und für alle Arbeitnehmer finanziert wird.
Gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber sind in den Niederlanden besonders verbreitet, wo von den Beschäftigten üblicherweise verlangt wird, einem Pflichtsystem der Branchen beizutreten. Diese Pläne gelten für eine erhebliche Zahl von Arbeitnehmern, so dass sich die Auswirkung eines potenziellen Ausfalls eines Mitgliedsunternehmens in Grenzen hält. Im Falle eines Ausfalls werden die erdienten Ansprüche in speziellen Teilvermögen gehalten und nicht auf die anderen Mitglieder übertragen. Refinanzierungspläne können aufgestellt werden, um einen Ausgleich der Mittel zu sichern.
Die GDF SUEZ Gruppe bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne.
Für diese gemeinschaftlichen Pläne mehrerer Arbeitgeber wurde 2014 eine Aufwendung von 73 Mio. € angesetzt (94 Mio. € per 31. Dezember 2013).
20.1.4 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:
| ― | Großbritannien: Die große Mehrheit leistungsorientierter Pensionspläne lassen keine neuen Beitritte mehr zu, Leistungen aus diesen Plänen können nicht mehr erdient werden. Alle Unternehmen haben beitragsorientierte Pläne. Die Pensionsverpflichtungen der Tochtergesellschaften von International Power in Großbritannien werden durch einen speziellen Pensionsplan für den Stromversorgungsbereich (Electricity Supply Pension Scheme - ESPS) abgedeckt. Die Vermögenswerte dieses leistungsorientierten Programms sind in separate Fonds investiert. Seit dem 1. Juni 2008 ist dieser Plan geschlossen, für Neueinstellungen wurde ein beitragsorientierter Plan aufgelegt; |
| ― | Deutschland: Die deutschen Tochtergesellschaften der Gruppe haben ihre leistungsorientierten Pläne für Neueinstellungen geschlossen und bieten jetzt beitragsorientierte Pläne an; |
| ― | Brasilien: Tractebel Energia hat einen eigenen Pensionsplan. Es ist ein zweigliedriges System. Ein Teil ist leistungsorientiert (geschlossen), der andere beitragsorientiert, der Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen steht. |
20.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen
20.2.1 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 und dauerhafter Erwerbsunfähigkeit; |
| ― | Treueprämien. |
Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen der Gruppe beschrieben.
20.2.1.1 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 stellt diese Bestimmung eine Leistung nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses dar. Pensionierte Beschäftigte haben nur dann Anspruch auf den ermäßigten Tarif, wenn sie mindestens 15 Dienstjahre in Unternehmen des EGI-Sektors vollendet haben.
Gemäß den Vereinbarungen, die 1951 mit EDF geschlossen wurden, liefert GDF SUEZ Gas an alle gegenwärtigen und früheren Beschäftigten von GDF SUEZ und EDF, während EDF die gleichen Begünstigten mit Strom beliefert. GDF SUEZ zahlt den Ausgleichsbeitrag (oder profitiert von ihm) für seine Beschäftigten infolge des Energietauschs zwischen beiden Versorgern.
Die Verpflichtung zur Energielieferung zum ermäßigten Tarif an gegenwärtige und frühere Beschäftigte wird als Differenz zwischen dem Energieverkaufspreis und gewährten Vorzugstarifen bewertet.
Die für ermäßigte Energiepreise gebildete Rückstellung beläuft sich per 31. Dezember 2014 auf 2,8 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 23 Jahre.
20.2.1.2 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 Dienstes im EGI-Sektor steigern.
20.2.1.3 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.
20.2.2 Sonstige Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien
Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren auch andere Leistungen für Arbeitnehmer, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte bei den Strom- und Gaspreisen sowie Treueprämien und Vorruhestandsregelungen. Diese Leistungen sind nicht vorfinanziert, mit Ausnahme eines speziellen Übergangsgeldes ("allocation transitoire"), das als Abfindung bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses betrachtet wird.
20.2.3 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.
20.3 Leistungsorientierte Pläne
20.3.1 In der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung dargestellte Beträge
Nach IAS 19 ergibt sich die in der Bilanz dargestellte Information über Verpflichtungen zu Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen aus der Differenz zwischen dem Bruttoanwartschaftsbarwert und dem beizulegenden Zeitwert von Planvermögenswerten. Eine Rückstellung ist ausgewiesen, wenn diese Differenz positiv ist (Nettoverpflichtung), während vorausbezahlte Pensionsaufwendungen in der Bilanz erscheinen, wenn die Differenz negativ ist, sofern die Bedingungen für den Ausweis vorausbezahlter Pensionsaufwendungen erfüllt sind.
Änderungen bei den Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen, für Planvermögenswerte und Erstattungsansprüche, die in der Bilanz erscheinen, sehen wie folgt aus:
| In Millionen Euro | Rückstellungen | Planvermögenswerte | Erstattungsansprüche |
|---|---|---|---|
| PER 1. JANUAR 2013(1) | (5.564) | 19 | 159 |
| Wechselkursdifferenzen | 38 | - | - |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 639 | (5) | - |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 623 | 9 | 3 |
| periodenbezogener Pensionsaufwand | (548) | (5) | 4 |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (1) | - | - |
| Gezahlte Beiträge/Leistungen | 423 | 54 | 1 |
| PER 31. DEZEMBER 2013(1) | (4.390) | 72 | 167 |
| Wechselkursdifferenzen | (12) | - | - |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 34 | (85) | - |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (1.784) | 22 | 6 |
| periodenbezogener Pensionsaufwand | (497) | 28 | 6 |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (4) | - | - |
| Gezahlte Beiträge/Leistungen | 420 | 5 | (3) |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | (6.233) | 41 | 176 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".
2013 gehen die "Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige" hauptsächlich auf den Verlust der Kontrolle der SUEZ Environnement in Höhe von 641 Mio. € zurück.
Die für die Periode in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesenen Kosten belaufen sich für 2014 auf 469 Mio. € (für 2013 auf 553 Mio. €). Die Bestandteile dieser Kosten für leistungsorientierte Pläne in der Periode sind in Anhang 20.3.4 "Bestandteile des Nettopensionsaufwands" dargelegt.
Die Euro-Zone macht 94% der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2014 aus (gegenüber 93% per 31. Dezember 2013).
Kumulierte im Eigenkapital erfasste versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2014 auf 3.138 Mio. € gegenüber 1.415 Mio. € am 31. Dezember 2013.
Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile erschienen, bedeuteten einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 1.762 Mio. €. für 2014 und einen versicherungsmathematischen Nettogewinn von 624 Mio. € für 2013. 2014 entsteht der versicherungsmathematische Nettoverlust vor allem durch die gesunkenen Abzinsungssätze (vgl. Anhang 20.3.6).
20.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen
Die Tabelle unten zeigt die Höhe des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Positionen während der dargestellten Perioden und ihre Überleitung auf die in der Bilanz ausgewiesenen Beträge:
| 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Pensions- leistungs- verpflichtungen(2) |
Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(3) | Langfristige Leistungs- verpflichtungen(4) |
Summe | Pensions- leistungs- verpflichtungen(2) |
|
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | ||||||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (6.363) | (2.383) | (531) | (9.276) | (7.700) | |
| Dienstzeitaufwand | (229) | (32) | (40) | (301) | (278) | |
| Zinsaufwand | (251) | (88) | (16) | (355) | (252) | |
| Gezahlte Beiträge | (13) | - | - | (13) | (15) | |
| Änderungen | 10 | 1 | 3 | 14 | (2) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (85) | - | - | (85) | 856 | |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 16 | - | - | 16 | 4 | |
| Einmaleffekte | (3) | (4) | - | (7) | (4) | |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (941) | (1.036) | (36) | (2.014) | 469 | |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (36) | 58 | 10 | 32 | 44 | |
| Gezahlte Leistungen | 361 | 92 | 47 | 500 | 357 | |
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | (47) | (2) | - | (49) | 157 | |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember | A | (7.580) | (3.393) | (564) | (11.537) | (6.363) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | ||||||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | 4.955 | 5 | - | 4.960 | 5.324 | |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 201 | - | - | 201 | 184 | |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 195 | (2) | - | 193 | 42 | |
| Empfangene Beiträge | 270 | 14 | - | 284 | 331 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 36 | - | - | 36 | (441) | |
| Abgeltungen | (12) | (1) | - | (13) | (2) | |
| Gezahlte Leistungen | (333) | (14) | - | (347) | (352) | |
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | 36 | - | - | 36 | (131) | |
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember | B | 5.349 | 3 | - | 5.351 | 4.955 |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS | A+B | (2.231) | (3.391) | (564) | (6.186) | (1.408) |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (6) | - | - | (6) | (1) | |
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (2.237) | (3.391) | (564) | (6.192) | (1.409) | |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE | (2.278) | (3.391) | (564) | (6.233) | (1.481) | |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | 41 | - | - | 41 | 72 |
| 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(3) | Langfristige Leistungsverpflichtungen(4) | Summe |
| --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | |||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (2.679) | (537) | (10.916) |
| Dienstzeitaufwand | (45) | (42) | (365) |
| Zinsaufwand | (90) | (16) | (357) |
| Gezahlte Beiträge | - | - | (15) |
| Änderungen | - | - | (2) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 252 | 21 | 1.129 |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 2 | - | 6 |
| Einmaleffekte | (5) | - | (9) |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 67 | (9) | 527 |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 8 | (2) | 51 |
| Gezahlte Leistungen | 100 | 54 | 511 |
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | 8 | - | 165 |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember | (2.383) | (531) | (9.276) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | |||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | 51 | - | 5.375 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 2 | - | 187 |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 2 | - | 44 |
| Empfangene Beiträge | 26 | - | 357 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (53) | - | (495) |
| Abgeltungen | 1 | - | (1) |
| Gezahlte Leistungen | (24) | - | (376) |
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | - | - | (131) |
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember | 5 | - | 4.960 |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS | (2.378) | (531) | (4.316) |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (1) | - | (2) |
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (2.379) | (531) | (4.318) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE | (2.379) | (531) | (4.390) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | - | - | 72 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) Pensionen und Ruhestandsprämien
(3) Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses
(4) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen
2013 betreffen "Änderungen des Konsolidierungskreises" hauptsächlich den Verlust der Kontrolle von SUEZ Environnement (1.136 Mio. € bei der Leistungsverpflichtung und 495 Mio. € beim Planvermögen).
20.3.3 Änderung bei Erstattungsansprüchen
Die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Erstattungsansprüchen in Bezug auf das von Contassur verwaltete Planvermögen sehen wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert am 1. Januar | 167 | 159 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 7 | 4 |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 6 | 3 |
| Tatsächlicher Ertrag | 13 | 7 |
| Plankürzungen/Abgeltungen | (1) | - |
| Arbeitgeberbeiträge | 13 | 22 |
| Arbeitnehmerbeiträge | 2 | 2 |
| Gezahlte Leistungen | (18) | (22) |
| BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER | 176 | 167 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
20.3.4 Bestandteile des Nettoversorgungsaufwands
Der für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2014 und 2013 beendeten Jahre angesetzte Nettoversorgungsaufwand gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Laufender Dienstzeitaufwand | 301 | 365 |
| Nettozinsaufwand | 153 | 171 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste(2) | 27 | 11 |
| Planänderungen | (14) | 2 |
| Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen | (5) | (5) |
| Einmaleffekte | 7 | 9 |
| SUMME | 469 | 553 |
| davon im kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, ausgewiesen | 315 | 382 |
| davon im Nettofinanzergebnis ausgewiesen | 153 | 171 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
(2) bei einer langfristigen Leistungsverpflichtung
20.3.5 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 Anlagenrendite und hinnehmbarem Risiko ab.
Diese Strategien haben zwei Ziele: genügend Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen vorzuhalten und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Abzinsungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.
Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen 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 oder in Euro denominierte Policen. Diese diversifizierten Fonds werden aktiv anhand von zusammengesetzten Indizes verwaltet 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.
Bei in Euro denominierten Fonds besteht die einzige Verpflichtung des Versicherers darin, für eine feste Mindestkapitalrendite 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 Unterdeckung | (7.385) | 4.872 | (6) | (2.519) |
| Pläne mit Überdeckung | (438) | 479 | - | 41 |
| Nicht finanzierte Pläne | (3.714) | - | - | (3.714) |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | (11.537) | 5.351 | (6) | (6.191) |
| Pläne mit Unterdeckung | (5.414) | 4.418 | (1) | (997) |
| Pläne mit Überdeckung | (496) | 542 | (1) | 45 |
| Nicht finanzierte Pläne | (3.366) | - | - | (3.366) |
| PER 31. DEZEMBER 2013(1) | (9.276) | 4.960 | (2) | (4.318) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die Allokation von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:
| In % | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
|---|---|---|
| Eigenkapitalinvestitionen | 31 | 30 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 20 | 19 |
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 29 | 31 |
| Geldmarktwertpapiere | 9 | 11 |
| Immobilien | 4 | 3 |
| Sonstige Vermögenswerte | 7 | 6 |
| SUMME | 100 | 100 |
Für alle Planvermögenswerte gibt es per 31. Dezember 2014 quotierte Preise auf aktiven Märkten.
Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2014 bei 8%.
Die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen betrug etwa 7% bei der Versicherung der Gruppe und 4% bei Pensionsfonds.
Die Allokation von Planvermögenskategorien nach geografischem Gebiet der Investition lässt sich wie folgt analysieren:
| In % | Europa | Nordamerika | Lateinamerika | Asien-Ozeanien | Rest der Welt | Summe |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Eigenkapitalinvestitionen | 62 | 22 | 1 | 11 | 4 | 100 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 75 | - | 24 | 1 | - | 100 |
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 84 | 9 | 2 | 4 | 1 | 100 |
| Geldmarktwertpapiere | 86 | - | 4 | 10 | - | 100 |
| Immobilien | 87 | 4 | 5 | 3 | 1 | 100 |
| Sonstige Vermögenswerte | 33 | 18 | 29 | 15 | 5 | 100 |
20.3.6 Versicherungsmathematische Annahmen
Versicherungsmathematische Annahmen werden einzeln 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 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | 2,8% | 4,1% | 2,1% | 3,5% | 1,8% | 3,5% |
| Inflationsrate | 2,0% | 2,2% | 1,7% | 2,0% | 1,8% | 2,0% |
| Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer | 15 Jahre | 15 Jahre | 16 Jahre | 15 Jahre | 16 Jahre | 16 Jahre |
| Summe Leistungsverpflichtungen | ||
|---|---|---|
| 2014 | 2013 | |
| --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | 2,5% | 3,9% |
| Inflationsrate | 1,9% | 2,1% |
| Durchschnittliche erwartete Restdienstzeit der teilnehmenden Arbeitnehmer | 15 Jahre | 15 Jahre |
20.3.6.1 Abzinsungssatz und Inflationsrate
Der angesetzte Abzinsungssatz wird nach dem am Berechnungstag erzielten Ertrag erstklassiger Unternehmensanleihen mit Fälligkeiten ermittelt, die die Laufzeit des Plans widerspiegeln.
Die Sätze wurden für jedes Währungsgebiet (Euro und Großbritannien) ausgehend von Angaben zu Erträgen von mit AA bewerteten Unternehmensanleihen festgelegt (Bloomberg und iBoxx), die für langfristige Fälligkeiten wurden auf der Grundlage der Erträge von Staatsanleihen extrapoliert.
Nach Schätzungen der Gruppe würde eine Erhöhung oder Senkung des Abzinsungssatzes um 100 Basispunkte zu einer Änderung von etwa 15% beim Anwartschaftsbarwert führen.
Für jedes Gebiet wurde die Inflationsrate ermittelt. Eine Erhöhung oder Senkung der Inflationsrate um 100 Basispunkte würde (bei unverändertem Abzinsungssatz) zu einer Änderung von etwa 14% beim Anwartschaftsbarwert führen.
20.3.6.2 Sonstige Annahmen
Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 2,7% geschätzt.
Eine angenommene Erhöhung der Aufwendungen für Gesundheitsvorsorge um einen Prozentpunkt hätte folgende Auswirkungen:
| In Millionen Euro | Erhöhung um 100 Basispunkte | Senkung um 100 Basispunkte |
|---|---|---|
| Auswirkung auf Aufwendungen | 3 | (2) |
| Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen | 48 | (36) |
20.3.7 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2015 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge
Die Gruppe erwartet, 2015 etwa 225 Mio. € Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne, einschließlich 93 Mio. € für Unternehmen des EGI-Sektors, einzuzahlen. Die jährlichen Beitragszahlungen für die Unternehmen des EGI-Sektors erfolgen im Verhältnis zu den in dem Jahr erdienten Ansprüchen unter Berücksichtigung der Höhe der Finanzierung für jede Gesellschaft, um mittelfristig die Beiträge auszugleichen.
20.4 Beitragsorientierte Pläne
2014 verbuchte die Gruppe eine Aufwendung in Höhe von 139 Mio. € für Beträge, die in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe eingezahlt wurden (2013: 123 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.
ANHANG 21 Explorations- und Förderaktivitäten
21.1 Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten
Vermögenswerte für Exploration und Förderung gliedern sich in drei Kategorien: Explorations- und Förderlizenzen, 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 1. Januar 2013(1) | 1.066 | 1.125 | 7.837 | 10.028 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (19) | - | - | (19) |
| Erwerbe | 38 | 596 | 234 | 868 |
| Umrechnungsdifferenzen | (33) | (95) | (454) | (581) |
| Sonstige | (9) | (183) | 224 | 32 |
| Per 31. Dezember 2013(1) | 1.043 | 1.443 | 7.841 | 10.327 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | - | (39) | (147) | (186) |
| Erwerbe | 24 | 805 | 178 | 1.007 |
| Veräußerungen | - | (12) | (99) | (112) |
| Umrechnungsdifferenzen | 108 | 94 | (216) | (15) |
| Sonstige | (69) | (885) | 999 | 45 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 1.106 | 1.406 | 8.555 | 11.067 |
| B. KUMULIERTE AMORTISATION, PLANMASSIGE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNGSAUFWAND | ||||
| Per 1. Januar 2013(1) | (379) | (40) | (3.530) | (3.949) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 19 | - | - | 19 |
| Amortisation, planmäßige Abschreibung und Wertminderungsaufwand | (15) | - | (687) | (702) |
| Umrechnungsdifferenzen | 9 | 1 | 171 | 182 |
| Sonstige | 5 | 3 | (7) | - |
| Per 31. Dezember 2013(1) | (361) | (35) | (4.053) | (4.450) |
| Änderung des Konsolidierungskreises | - | - | 96 | 96 |
| Amortisation, planmäßige Abschreibung und Wertminderungsaufwand | (33) | - | (920) | (953) |
| Umrechnungsdifferenzen | (44) | (1) | 62 | 17 |
| Sonstige | - | 33 | (33) | - |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | (438) | (4) | (4.847) | (5.289) |
| C. BUCHWERT | ||||
| Per 31. Dezember 2013(1) | 682 | 1.408 | 3.788 | 5.878 |
| PER 31. DEZEMBER 2014 | 668 | 1.402 | 3.708 | 5.778 |
(1) Die Vergleichsangaben per 1. Januar 2013 und 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Zu den Erwerben 2014 gehören vor allem im Laufe des Jahres durchgeführte Erschließungen des Cygnus-Feldes in Großbritannien und des Jangkrik-Feldes in Indonesien. Bei den Veräußerungen ging es hauptsächlich um den Verkauf eines Vermögenswertes in der Produktionsphase der GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH in Deutschland.
Erwerbe umfassten 2013 hauptsächlich die Erschließung des Cygnus-Felds in Großbritannien und des Gudrun-Felds in Norwegen.
21.2 Aktivierte Explorationsaufwendungen
Die folgende Tabelle zeigt eine Aufgliederung der Nettoänderung bei den aktivierten Explorationsaufwendungen:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Per 1. Januar | 599 | 609 |
| Aktivierte Explorationsaufwendungen für das Jahr | 162 | 194 |
| Beträge, die für die Periode in den Aufwendungen angesetzt wurden | (278) | (142) |
| Sonstige | (53) | (62) |
| PER 31. DEZEMBER | 430 | 599 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die aktivierten Explorationsaufwendungen sind in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen.
21.3 Investitionen in der Periode
Investitionen in das Explorations- und Fördergeschäft beliefen sich auf 1.094 Mio. € bzw. 954 Mio. € für 2014 bzw. 2013. Investitionen sind im "Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" in der Kapitalflussrechnung enthalten.
ANHANG 22 Finanzierungsleasings
22.1 Finanzierungsleasings mit GDF SUEZ als Leasingnehmer
Die Buchwerte von Sachanlagen, die als Finanzierungsleasings gehalten werden, fallen in verschiedene Kategorien, je nach Art des jeweiligen Vermögenswerts.
Die wichtigsten Finanzierungsleasings 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. 2014 | Künftige Mindestleasing-Zahlungen per 31. Dez. 2013(1) | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Nicht abgezinster Wert | Barwert | Nicht abgezinster Wert | Barwert |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Jahr 1 | 100 | 98 | 109 | 106 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 391 | 367 | 336 | 311 |
| über Jahr 5 hinaus | 70 | 50 | 112 | 81 |
| SUMME KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN | 561 | 515 | 557 | 499 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung von Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings wie in der Bilanz aufgeführt (vgl. Anhang 16.2.1 "Fremdkapital und Schuld") auf nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen nach Fälligkeit:
| In Millionen Euro | Summe | Jahr 1 | Jahr 2 bis 5 inkl. | über Jahr 5 hinaus |
|---|---|---|---|---|
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 515 | 92 | 376 | 47 |
| Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen von Hauptforderung und Zinsen | 46 | 8 | 15 | 23 |
| NICHT ABGEZINSTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN | 561 | 100 | 391 | 70 |
22.2 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 Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen für Wapda und NTDC (Uch - Pakistan), Bowin (Glow - Thailand), Solvay (Electrabel - Belgien) und Lanxess (Electrabel - Belgien) erfasst.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen | 1.180 | 727 |
| Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist | 38 | 29 |
| SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS | 1.218 | 756 |
| Nicht realisierter Finanzertrag | 192 | 117 |
| NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ) | 1.026 | 638 |
| davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen | 999 | 618 |
| davon Barwert des nicht garantierten Restwerts | 28 | 20 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die Beträge, die in der Bilanz in Verbindung mit Finanzierungsleasings ausgewiesen sind, werden in Anhang 16.1.2 "Darlehen und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" erläutert.
Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 122 | 121 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 401 | 313 |
| über Jahr 5 hinaus | 657 | 293 |
| SUMME | 1.180 | 727 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
ANHANG 23 Operating-Leasings
23.1 Operating-Leasings 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-Leasings lassen sich für 2014 und 2013 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | (905) | (1.102) |
| Bedingte Leasingzahlungen | (18) | (26) |
| Ertrag aus Weitervermietung | 87 | 84 |
| Aufwendungen aus Weitervermietung | (39) | (53) |
| Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasings | (206) | (247) |
| SUMME | (1.081) | (1.343) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die Nettoaufwendungen 2013 beinhalteten Aufwendungen aus Operating-Leasings für SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013 in Höhe von 199 Mio. € (vgl. Anhang 5.7).
Künftige Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasings lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 642 | 617 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 1.601 | 1.477 |
| über Jahr 5 hinaus | 1.465 | 1.646 |
| SUMME | 3.708 | 3.740 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
23.2 Operating-Leasings mit GDF SUEZ als Leasinggeber
Diese Leasings fallen hauptsächlich unter die 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 2014 und 2013 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | 579 | 640 |
| Bedingte Leasingzahlungen | 113 | 89 |
| SUMME | 692 | 729 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Erlöse aus Leasingverhältnissen sind im Ertrag erfasst.
Künftige Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 550 | 510 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 1.351 | 1.528 |
| über Jahr 5 hinaus | 19 | 20 |
| SUMME | 1.919 | 2.058 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
ANHANG 24 Anteilsbasierte Vergütungen
Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen lassen sich wie folgt gliedern:
| Aufwand für das Jahr | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Anhang | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- |
| Aktienoptionsprogramme | 24.1 | - | 9 |
| Ausgaben von Mitarbeiteraktien | 24.2 | 11 | - |
| Share Appreciation Rights(1) | 24.2 | - | 1 |
| Bonus-/Performance-Aktienprogramme | 24.3 | 10 | 83 |
| Sonstige Pläne der Gruppe | 1 | - | |
| SUMME | 22 | 93 |
(1) wurden in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt.
24.1 Aktienoptionsprogramme
Der Verwaltungsrat der Gruppe genehmigte weder für 2014 noch für 2013 neue GDF SUEZ-Aktienoptionen.
Die Bedingungen von Plänen, die vor 2013 aufgelegt wurden, sind in früheren Registrierungsdokumenten beschrieben, die SUEZ und später GDF SUEZ aufgestellt 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. 2013 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 17.01.2007(1) | 27.04.2004 | 17.01.2011 | 36,6 | 2.173 | 1.218.000 | 5.672.033 |
| 14.11.2007(1) | 04.05.2007 | 14.11.2011 | 41,8 | 2.107 | 804.000 | 4.411.672 |
| 12.11.2008(1) | 16.07.2008 | 12.11.2012 | 32,7 | 3.753 | 2.615.000 | 6.075.634 |
| 10.11.2009(1) | 04.05.2009 | 10.11.2013 | 29,4 | 4.036 | - | 4.960.345 |
| SUMME | 4.637.000 | 21.119.684 | ||||
| davon: | ||||||
| Aktienoptionskaufpläne | 11.035.979 | |||||
| Aktienzeichnungspläne | 10.083.705 |
| Plan | Optionen, ausgeübt | Annullierte oder verfallene Optionen | Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2014 | Fälligkeit | Restlaufzeit |
|---|---|---|---|---|---|
| 17.01.2007(1) | - | 64.174 | 5.607.859 | 16.01.2015 | 0,0 |
| 14.11.2007(1) | - | 54.097 | 4.357.575 | 13.11.2015 | 0,9 |
| 12.11.2008(1) | - | 76.570 | 5.999.064 | 11.11.2016 | 1,9 |
| 10.11.2009(1) | - | 101.620 | 4.858.725 | 09.11.2017 | 2,9 |
| SUMME | - | 296.461 | 20.823.223 | ||
| davon: | |||||
| Aktienoptionskaufpläne | - | 178.190 | 10.857.789 | ||
| Aktienzeichnungspläne | - | 118.271 | 9.965.434 |
(1) am 31. Dezember 2014 ausübbare Pläne
Der Jahresdurchschnittspreis für GDF SUEZ-Aktien lag 2014 bei 19,02 €.
24.1.2 Anzahl der GDF SUEZ-Aktienoptionen
| Anzahl der Optionen | Durchschnittlicher Ausübungspreis (in Euro) | |
|---|---|---|
| Saldo per 31. Dezember 2013 | 21.119.684 | 34,9 |
| Optionen, annulliert | (296.461) | 34,1 |
| Saldo per 31. Dezember 2014 | 20.823.223 | 34,9 |
24.2 Ausgaben von Mitarbeiteraktien
24.2.1 Beschreibung bestehender GDF SUEZ-Aktienprogramme
2014 hatten die Beschäftigten der Gruppe Anspruch auf Zeichnung von Mitarbeiteraktien-Emissionen als Teil des weltweiten Mitarbeiteraktienprogramms "LINK 2014". Zeichnen konnten sie entweder:
| ― | den Link Classique-Plan: Dieser Plan gestattet den Beschäftigten, Aktien entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds zu einem unter dem Marktpreis liegenden Preis zu zeichnen; |
| ― | den Link Multiple-Plan: Bei diesem Programm können die Mitarbeiter Aktien entweder direkt oder über einen Mitarbeiter-Investmentfonds zu einem unter dem Marktpreis liegenden Preis zeichnen und auch von jeder Aufwertung des Konzernaktienpreises (Leverage-Effekt) am Ende der obligatorischen Lock-up-Frist profitieren. Durch eine Swap-Vereinbarung mit einer Bank sind die Mitarbeiter sicher, den investierten Betrag zu 100% zurückzuerhalten, und sie kommen in den Genuss eines garantierten Mindestertragswerts; |
| ― | Share Appreciation Rights (SARs): Dieser gehebelte Plan berechtigt die Begünstigten, einen Bonus in bar in Höhe der Wertsteigerung der Unternehmensaktien nach einer Fünfjahresperiode zu erhalten. Die daraus resultierende Verpflichtung den Arbeitnehmern gegenüber ist durch Optionsscheine gedeckt. |
Der Link Classique-Plan sah einen Arbeitgeberbeitrag zu den im Folgenden beschriebenen Bedingungen vor:
―
Die teilnehmenden französischen Beschäftigten hatten Anspruch auf GDF SUEZ-Bonusaktien in Abhängigkeit von ihrem eigenen Beitrag zu dem Plan:
| ― | für die ersten zehn gezeichneten Aktien wurde für jede gezeichnete Aktie eine Bonusaktie gewährt; |
| ― | ab der elften gezeichneten Aktie wurde eine Bonusaktie für jeweils vier gezeichnete Aktien gewährt, bis zu maximal zehn Bonusaktien. |
Die Zahl der gewährten Bonusaktien wurde bei zwanzig je Mitarbeiter gekappt.
―
Mitarbeitern in anderen Ländern wurden GDF SUEZ-Aktien über ein Zuteilungsprogramm für Bonusaktien gewährt, vorbehaltlich der Konzernzugehörigkeit des Mitarbeiters und je nach seinem eigenen Beitrag zu dem Programm:
| ― | für die ersten zehn gezeichneten Aktien wurde für jede gezeichnete Aktie eine Bonusaktie gewährt; |
| ― | ab der elften gezeichneten Aktie wurde eine Bonusaktie für jeweils vier gezeichnete Aktien gewährt, bis zu maximal zehn Bonusaktien. |
Bei der Zeichnung von 50 Aktien wurde die Zahl der Bonusaktien bei zwanzig Aktien je Mitarbeiter gekappt.
Die Bonusaktien werden den Arbeitnehmern am 10. Dezember 2019 zugeteilt, vorausgesetzt, sie sind am 30. September 2019 noch in der GDF SUEZ Gruppe tätig.
Die Methode zur Evaluierung dieses Zuteilungsprogramms für Bonusaktien ist in Anhang 24.3 beschrieben.
24.2.2 Auswirkung auf die Bilanzierung
Der Zeichnungspreis für das Programm 2014 stellt den durchschnittlichen Eröffnungskurs der GDF SUEZ-Aktie auf dem NYSE Euronext Paris Eurolist-Markt während der 20 Handelstage zwischen dem 15. Oktober 2014 und dem 11. November 2014 dar, abzüglich 20%, d. h. 14,68 €.
Der im Konzernabschluss für die Programme Link Classique und Link Multiple erfasste Aufwand entspricht der Differenz zwischen dem beizulegenden Zeitwert der gezeichneten Aktien und dem Subskriptionspreis. Der beizulegende Zeitwert berücksichtigt die Bedingung der Nichtübertragbarkeit, die über einen Zeitraum von fünf Jahren für die Aktien gilt, wie in der französischen Gesetzgebung vorgesehen. Er berücksichtigt auch die implizit von GDF SUEZ getragenen Opportunitätskosten für den gehebelten Share-Ownership-Plan, denn das Unternehmen gestattet seinen Mitarbeitern auf diese Weise, von günstigeren finanziellen Konditionen zu profitieren als denen, die sie als Einzelinvestoren gehabt hätten.
Folgende Annahmen galten:
| ― | Risikofreier Zinssatz über fünf Jahre: 0,5%; |
| ― | Spread für das Retail-Banking-Netz: 4,2%; |
| ― | Mitarbeiter-Finanzierungskosten: 4,7%; |
| ― | Anteil Fremdkapitalkosten: 1,0%; Aktienpreis am Ausgabetag: 19,45 €; |
| ― | Volatilitäts-Spread: 3,8%. |
Ausgehend von dem oben Dargelegten erfasste die Gruppe für 2014 einen Gesamtaufwand von 18 Mio. € für die 22,2 Millionen gezeichneten Aktien und die 0,3 Millionen Bonusaktien, die aus den Arbeitgeberbeiträgen zugeteilt wurden, so dass der Endbetrag der Aktienemission und die damit verbundene Kapitalrücklage 329,7 Mio. € (ohne Emissionskosten) betrug.
| Link Classique | Link Multiple | Frankreich - zusätzlicher Arbeitgeberbeitrag | Summe | |
|---|---|---|---|---|
| Gezeichneter Betrag (in Millionen Euro) | 42 | 283 | 5 | 330 |
| Zahl der gezeichneten Aktien (in Millionen Aktien) | 2,9 | 19,3 | 0,3 | 22,5 |
| Diskont (€/Aktie) | 3,7 | 3,7 | 18,3 | - |
| Einschränkung durch Nicht-Übertragbarkeit €/Aktie | (5,1) | (5,1) | (5,1) | - |
| Opportunitätskosten (€/Aktie) | - | 0,7 | - | - |
| KOSTEN FÜR DIE GRUPPE (IN MILLIONEN EURO) | - | 13 | 4 | 18 |
Die Auswirkung von bar abgegoltenen Share Appreciation Rights auf die Rechnungslegung besteht im Ausweis einer Verbindlichkeit gegenüber dem Beschäftigten über die Anwartschaftsdauer auf die Rechte mit entsprechender Berichtigung im Erlös. Per 31. Dezember 2014 betrug der beizulegende Zeitwert der Verbindlichkeit für die Zuteilungen 2010 und 2014 1 Mio. €.
24.3 Bonusaktien und Performance Shares
24.3.1 Neuzuteilungen 2014
Performance-Share-Plan von GDF SUEZ vom 10. Dezember 2014
Am 10. Dezember 2014 genehmigte der Verwaltungsrat die Zuteilung von 3,4 Millionen Performance-Shares für Unternehmensleitung und Senior-Management der Gruppe in zwei Tranchen:
| ― | Performance-Shares, deren Anwartschaftsdauer am 14. März 2018 endet und die weitere zwei Jahre nicht übertragbar sind; und |
| ― | Performance-Shares, deren Anwartschaftsdauer am 14. März 2019 endet ohne eine Zeit der Nichtübertragbarkeit. |
Jede Tranche besteht aus Instrumenten, die zwei verschiedenen Bedingungen unterliegen:
| ― | der Bedingung einer Markt-Performance, bezogen auf die Gesamtaktienrendite von GDF SUEZ in Höhe von der des Eurostoxx-Utilities-Index für die Eurozone für die Zeit von November 2014 bis Januar 2018; |
| ― | einer internen Leistungsbedingung im Hinblick auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss der Gruppe 2016 und 2017. |
Bonusaktienplan von GDF SUEZ vom 11. Dezember 2014
Als Teil der Ausgabe von Mitarbeiteraktien wurden Teilnehmern am Link Classique-Programm (außerhalb Frankreichs) Bonusaktien auf der Grundlage einer Bonusaktie für die ersten zehn gezeichneten Aktien und dann eine Bonusaktie für jeweils vier gezeichnete Aktien über die ersten zehn hinaus bis zu maximal zwanzig Bonusaktien pro Begünstigtem zugeteilt. Aus diesem Programm wurden insgesamt 125.142 Bonusaktien unter der Bedingung zugeteilt, dass die Beschäftigten am 30. September 2019 in der GDF SUEZ Gruppe arbeiten.
24.3.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen
Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert der neuen 2014 von GDF SUEZ bewilligten Pläne zu berechnen:
| Zuteilungsdatum | Ende der Wartefrist | Ende der Lock-up-Frist | Preis am Tag der Zuteilung | Erwartete Dividende | Finanzierungsaufwendungen für den Mitarbeiter | Kosten der Nichtübertragbarkeit |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 26. Februar 2014 | 14. März 2016 | 14. März 2018 | 17,6 € | 1,0 € | 7,8% | 1,9 € |
| 26. Februar 2014 | 14. März 2017 | 14. März 2019 | 17,6 € | 1,0 € | 7,8% | 1,6 € |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 26. Februar 2014 | ||||||
| 10. Dezember 2014 | 14. März 2018 | 14. März 2020 | 19,5 € | 1,0 € | 7,1% | 1,7 € |
| 10. Dezember 2014 | 14. März 2019 | 14. März 2019 | 19,5 € | 1,0 € | 7,1% | n.v. |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 10. Dezember 2014 | ||||||
| 11. Dezember 2014 | 10. Dezember 2019 | 10. Dezember 2019 | 19,4 € | 1,0 € | n.v. | n.v. |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 11. Dezember 2014 |
| Zuteilungsdatum | Marktorientierte Leistungsbedingung | Beizulegender Zeitwert je Einheit |
|---|---|---|
| 26. Februar 2014 | nein | 13,6 € |
| 26. Februar 2014 | nein | 12,9 € |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 26. Februar 2014 | 13,3 € | |
| 10. Dezember 2014 | ja(1) | 11,8 € |
| 10. Dezember 2014 | ja(1) | 12,7 € |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 10. Dezember 2014 | 12,1 € | |
| 11. Dezember 2014 | nein | 13,4 € |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 11. Dezember 2014 | 13,4 € |
(1) zweifache Leistungsbedingung
24.3.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne
Zusätzlich zu der Bedingung des fortbestehenden Beschäftigungsverhältnisses in der Gruppe unterliegt die Wahlmöglichkeit für bestimmte Bonusaktien- und Performance-Share-Pläne einer internen Leistungsbedingung. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern gewährten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne ausgewiesen wird.
Leistungsbedingungen werden am Ende jeder Berichtsperiode überprüft. Da Leistungskriterien nicht erfüllt worden sind, hatte sich das Volumen der Performance-Share-Pläne von Januar 2011 geändert, und die Gruppe wies einen Ertrag von 40 Mio. € aus.
24.3.4 Pläne für kostenfreie Aktien mit oder ohne Leistungsbedingungen, die am 31. Dezember 2014 in Kraft sind, und Auswirkung auf den Ertrag
Der über die Periode verbuchte Aufwand für laufende Pläne sah wie folgt aus:
| Aufwand für die Periode (in Millionen Euro) |
||||
|---|---|---|---|---|
| Zuteilungstag | Zugeteilte Menge | Beizulegender Zeitwert je Einheit(1) (in Euro) |
31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Aktienpläne GDF SUEZ | ||||
| Bonusaktienpläne | ||||
| GDF-SUEZ-Plan Juli 2009 | 3.297.014 | 20 | - | 2 |
| Link-Plan August 2010, Arbeitgeberbeitrag | 207.947 | 19 | 1 | 1 |
| GDF-SUEZ-Plan Juni 2011 | 4.173.448 | 20 | 7 | 18 |
| GDF-SUEZ-Plan Oktober 2012 | 6.106.463 | 12 | 16 | 18 |
| Link-Plan Dezember 2014, Arbeitgeberbeitrag | 125.142 | 13 | - | - |
| Performance-Share-Pläne | ||||
| GDF-SUEZ-Plan November 2009 | 1.693.840 | 25 | - | 2 |
| GDF-SUEZ-Plan Januar 2011 | 3.426.186 | 18 | (38) | 18 |
| GDF SUEZ-Trading-Plan März 2011 | 57.337 | 23 | - | - |
| GDF-SUEZ-Plan Dezember 2011 | 2.996.920 | 11 | 10 | 10 |
| GDF-SUEZ-Trading-Plan Februar 2012 | 70.778 | 15 | - | - |
| GDF-SUEZ-Plan Dezember 2012 | 3.556.095 | 8 | 8 | 8 |
| GDF-SUEZ-Trading-Plan Februar 2013 | 94.764 | 9 | - | - |
| GDF-SUEZ-Plan Dezember 2013 | 2.801.690 | 8 | 6 | - |
| GDF-SUEZ-Trading-Plan Februar 2014 | 89.991 | 13 | - | - |
| GDF-SUEZ-Plan Dezember 2014 | 3.391.873 | 12 | 1 | - |
| Aktienpläne der Suez Environnement Company | - | 6 | ||
| SUMME | 10 | 83 |
(1) Gegebenenfalls gewichteter Durchschnittswert
ANHANG 25 Geschäfte mit nahe stehenden Unternehmen und Personen
Dieser Anhang beschreibt wesentliche Geschäfte der Gruppe mit nahe stehenden Unternehmen und Personen.
Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 26 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.
Geschäfte mit Joint Ventures und assoziierten Unternehmen werden in Anhang 4 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" beschrieben.
Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäfte beschrieben.
25.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats sind
25.1.1 Beziehungen zum französischen Staat
Der französische Staat ist Eigentümer von 33,29% von GDF SUEZ und ernennt vier Vertreter im aus 17 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 gewährt und berechtigt ihn, gegen Beschlüsse von GDF SUEZ ein Veto einzulegen, wenn er der Auffassung ist, dass sie den Interessen Frankreichs schaden.
Der Auftrag öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor ist im Gesetz vom 3. Januar 2003 definiert.
Er wird mit dem Vertrag über öffentliche Dienstleistungen vom 23. Dezember 2009 umgesetzt, der die Pflichten öffentlicher Dienstleistung der Gruppe sowie die Bedingungen für die Tarifregulierung in Frankreich festlegt:
| ― | 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; |
| ― | hinsichtlich der Bedingungen für die Preisregulierung 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. |
Ein neuer Vertrag über öffentliche Dienstleistung zwischen der Gruppe und dem französischen Staat wird gegenwärtig geprüft.
Reguliert sind alle Übertragungsgebühren des Leitungsnetzes von GRTgaz und des Gasversorgungsnetzes in Frankreich sowie alle Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals.
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, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées - ENN) regelt, sind in Anhang 20 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.
25.3 Geschäfte mit gemeinschaftlichen Vereinbarungen, die als gemeinschaftliche Tätigkeiten klassifiziert sind
Innerhalb der Gruppe hatten Geschäfte mit gemeinschaftlichen Vereinbarungen, die als gemeinschaftliche Tätigkeiten klassifiziert sind, keine wesentliche Auswirkung auf den Jahresabschluss per 31. Dezember 2014.
ANHANG 26 Vergütung von Vorstandsmitgliedern und Führungskräften
Die im Folgenden dargestellte Vergütung umfasst die Vergütung für den geschäftsführenden Vorstand und den Verwaltungsrat der Gruppe. 2014 hatte der geschäftsführende Vorstand 20 Mitglieder, 2013 waren es 19. Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013 |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | 25 | 30 |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 4 | 4 |
| Anteilsbasierte Vergütungen | (2) | 5 |
| Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 7 | 7 |
| SUMME | 33 | 46 |
ANHANG 27 Working-Capital-Bedarf, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
27.1 Zusammensetzung der Änderung des Working-Capital-Bedarfs
| In Millionen Euro | Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dezember 2014 | Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dezember 2013(1) |
|---|---|---|
| Vorräte | 30 | (137) |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | (45) | 54 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, zu Buchwerten | 1.125 | 689 |
| Steuer und mit Arbeitnehmern verbundene Forderungen/Verbindlichkeiten | (782) | 172 |
| Margenausgleich und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern | (1.156) | (388) |
| Sonstige | (393) | (481) |
| SUMME | (1.221) | (91) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
27.2 Vorräte
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2014 | 31. Dez. 2013(1) |
|---|---|---|
| Vorräte an Erdgas, zu Buchwerten | 2.269 | 2.489 |
| CO2 -Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Zertifikate für die Verpflichtung zu Energieeffizienz, netto | 411 | 322 |
| Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto | 2.210 | 2.162 |
| SUMME | 4.891 | 4.973 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
27.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte (10.049 Mio. €) und sonstige langfristige Vermögenswerte (557 Mio. €) bestehen zumeist aus Steuerforderungen.
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten (14.370 Mio. €) und sonstige langfristige Verbindlichkeiten (1.363 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 Prozesse verbuchten Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2014 auf 891 Mio. € (per 31. Dezember 2013 auf 871 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 GDF SUEZ-Unternehmen, 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 Erőmű (einer früheren Tochter der Gruppe, die am 30. Juni 2014 veräußert worden 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, für die eine Grundsatzentscheidung aussteht. Befindet das Schiedsgericht, dass Ungarn den Grundsatz der gerechten und billigen Behandlung verletzt hat, wird der endgültige Beschluss über die Höhe des geschuldeten Schadenersatzes bis 2016 vertagt, bis nach der ursprünglichen Beendigung der langfristigen Vereinbarung 2015, damit das Schiedsgericht auf der Grundlage einer detaillierten Bewertung der Kosten für verlorene Investitionen über besagten Schadenersatz entscheiden kann.(1)
(1) Vgl. auch Anhang 28.2.3 "Langfristige Strombezugsvereinbarungen in Ungarn"
28.1.2 Squeeze-out-Verfahren für Electrabel-Aktien
Am 10. Juli 2007 strengten drei Aktionäre - 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 Phase der Gerichtsverhandlung des Prozesses endete am 15. Oktober 2014, und die Beratungen haben begonnen.
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 Rechtsmittel ein. Das Kassationsgericht sprach am 3. Mai 2012 ein Urteil, das die Entscheidung des Brüsseler Appellationsgerichts aufhob.
28.1.3 La Compagnie du Vent
Am 27. November 2007 erwarb GDF SUEZ einen Anteil von 56,84% an La Compagnie du Vent, der ursprüngliche Eigentümer SOPER behielt 43,16%. Zur Zeit des Erwerbs blieb der Unternehmensgründer (und Besitzer von SOPER) Jean-Michel Germa Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer von La Compagnie du Vent. Gegenwärtig hält GDF SUEZ eine Beteiligung von 59% an La Compagnie du Vent.
Seit 2011 befand sich GDF SUEZ in verschiedenen Rechtsstreitigkeiten mit Jean-Michel Germa und SOPER, bei denen es um die Entlassung von Herrn Germa als Vorstandsvorsitzendem und Geschäftsführer 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, das Jean-Michel Germa zur Zeit seiner Entlassung als Vorstandsvorsitzender und Geschäftsführer von La Compagnie du Vent 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 Leistungsziele 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 Gutachter unter Einhaltung der vertraglich vereinbarten Verfahrensweise festgesetzt. Diese 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.
28.1.4 Einfrieren der regulierten Erdgastarife in Frankreich
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 der französische nationale Verband der Energie-versorger ANODE (Association Nationale des operateurs detaillants en energie) Beschwerde beim Conseil d'État ein und verlangte die Aufhebung des Dekrets Nr. 2013-400 vom 16. Mai 2013 in Abänderung des Dekrets 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 stehe. Am 15. Dezember 2014 ordnete der Conseil d'État eine Aussetzung des Verfahrens an bis zu einer Vorabentscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union in dieser Angelegenheit.
28.1.5 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, 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 Rechtsmittel beim Kassationsgericht ein. Das Verfahren ist noch anhängig.
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. Der Fall kam am 17. September 2014 zur Anhörung.
28.1.6 Italien - Vado Ligure
Nach der Veröffentlichung einer Reihe von Artikeln in der Presse und auf Verlangen der Staatsanwaltschaft beschlagnahmte und schloss das Gericht in Savona am 11. März 2014 die mit Kohle betriebenen Blöcke VL3 und VL4 des Wärmekraftwerks Vado Ligure der Tirreno Power S.p.A. (TP), eines Unternehmens, das sich zu 50% im Besitz der GDF SUEZ Gruppe befindet und nach der Equity-Methode bilanziert wird. Dieser Beschluss wurde als Teil einer strafrechtlichen Ermittlung wegen Verstoßes gegen den Umweltschutz, Gefährdung der öffentlichen Gesundheit und Verstoßes gegen die IPPC-Genehmigung (Integrierte Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung) gefasst. Am 14. Mai 2014 beantragte TP die Aufhebung des Beschlusses. Der Antrag wurde abgewiesen.
Zur gleichen Zeit betrieb das italienische Umweltministerium (MATTM) Verwaltungsverfahren, verschiedene Produktionsblöcke des Wärmekraftwerks Vado Ligure betreffend. Gegen einige davon wurden Rechtsmittel beim Verwaltungsgericht eingelegt.
28.1.7 Argentinien
Bekanntlich haben SUEZ und SUEZ Environnement vor der Fusion von SUEZ und Gaz de France und dem Börsengang von SUEZ Environnement Company eine Vereinbarung darüber geschlossen, dass die Rechte und Pflichten aus dem Anteilsbesitz von SUEZ an Aguas Argentinas (AASA) und Aguas Provinciales de Santa Fe (APSF) wirtschaftlich auf SUEZ Environnement übergehen.
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 dieses Verfahrens 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 zum ICSID-Verfahren waren die Konzessionsnehmer AASA und 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 Hauptversammlung am 13. Januar 2006 an, dass es Insolvenz anmelden würde.
Gleichzeitig meldete AASA einen "Concurso Preventivo(1) " an. Als Teil dieses Verfahrens ermöglichte ein Vergleichsvorschlag zur Novation der berücksichtigungsfähigen Verbindlichkeiten von AASA, dem die Gläubiger zustimmten und der vom Insolvenzgericht am 11. April 2008 bestätigt wurde, das Begleichen einiger dieser Verbindlichkeiten. Der Vorschlag sieht (bei Bestätigung) eine Erstzahlung von 20% dieser Verbindlichkeiten(2) 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.
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 Schadenersatzes, der als Ausgleich für die erlittenen Verluste zu zahlen ist, wird von Gutachtern festgesetzt.
Ein erstes unabhängiges Gutachten über die Konzession in Buenos Aires wurde dem ICSID im September 2013 vorgelegt, dem folgte im April 2014 die Stellungnahme des unabhängigen Gutachters zur Konzession in Santa Fe. Von Ende Juli bis Anfang August 2014 gab es eine Reihe von Anhörungen. Das Verfahren läuft noch.
(1) Ähnlich dem französischen Insolvenzverfahren
(2) ca. 40 Mio. USD
28.1.8 Fos Cavaou - Bau
Am 17. Januar 2012 stellte Fosmax LNG(1) , das sich zu 72,5% im Besitz von ELENGY und zu 27,5% im Besitz von Total befindet, einen Antrag auf ein Schiedsverfahren beim 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 Festpreisauftrags 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 reichte seine Klageerwiderung und Gegenforderungen am 28. Januar 2013 ein. Nachdem die Parteien gemäß dem Verfahren ihre Schriftsätze ausgetauscht hatten, fanden vom 18. bis 22. November 2013 Anhörungen vor dem Schiedsgericht statt.
Am 13. Februar 2015 sprach das Schiedsgericht sein Urteil, nach dem STS an Fosmax LNG zahlen muss: (i) eine Konventionalstrafe von 48,2 Mio. € zuzüglich Zinsen; (ii) 19,1 Mio. € für Kosten, verursacht durch Einbußen, Störungen und Mängel auf der Baustelle und (iii) 1,4 Mio. € für von Fosmax LNG geleistete Vorauszahlungen. Fosmax LNG wiederum muss an STS zahlen: (i) 87,9 Mio. € zuzüglich Zinsen für zusätzliche Kosten (im Zusammenhang mit dem Bau des Terminals, technischen Gutachten, Überwachung und sonstigen Fertigstellungskosten), die bei STS für die Fertigstellung der Arbeiten angefallen sind; (ii) 36,2 Mio. € zuzüglich Zinsen, die dem Betrag der Bürgschaft auf erste Anforderung entsprechen, die Fosmax LNG zur Finanzierung des öffentlichen Bauauftrags abgerufen hat, und (iii) 3,9 Mio. € zuzüglich Zinsen für von Fosmax LNG nicht bezahlte Rechnungen von STS. Fosmax LNG muss somit einen Nettogesamtbetrag von 59,2 Mio. €, exkl. Zinsen zahlen.
28.1.9 Cofely Espana
Am 27. Oktober 2014 wurden Verfahren gegen eine Reihe von Mitarbeitern von Cofely Espana nach spanischem Recht im Zusammenhang mit einer Untersuchung der Vertragsvergabe eingeleitet. Gegen Cofely Espana wurde dann Anklage erhoben.
28.1.10 Einwendung gegen belgische Kernenergie-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. Außerdem wurde die Abgabe auf 2009(2) , 2010(3) und 2011(4) verlängert und 2012, 2013 und 2014 dann verdoppelt. Somit hat Electrabel dafür insgesamt 2,16 Mrd. € 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.
(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
Im September 2011 verlangte Electrabel die Rückerstattung der von 2008 bis 2011 gezahlten Kernenergieabgabe mit der Begründung, dass sie als unrechtmäßig gelte und somit vom belgischen Staat gesetzeswidrig entgegengenommen worden sei. Im April 2014 wies das Brüsseler Gericht erster Instanz die von Electrabel eingereichte Klage ab. Das Unternehmen legte gegen dieses Urteil am 20. Mai 2014 Rechtsmittel vor dem Brüsseler Appellationsgericht ein. Das Verfahren läuft noch.
Am 11. Juni 2013 klagte Electrabel vor dem belgischen Verfassungsgericht 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 zahlten sollten, von denen Electrabel 479 Mio. € zu tragen hätte. Am 17. Juli 2014 wies das belgische Verfassungsgericht die von Electrabel eingereichte Klage ab.
Am 12. Juni 2014 klagte Electrabel vor dem belgischen Verfassungsgericht und verlangte die teilweise Aufhebung des Gesetzes vom 26. Dezember 2013 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 481 Mio. € vorsehen, die die Betreiber von Nuklearanlagen für 2013 zahlten sollten, von denen Electrabel 421 Mio. € zu tragen hätte. Das Verfahren läuft noch.
Schließlich legte Electrabel am 5. September 2014 wegen der Kernenergieabgaben Beschwerde bei der Europäischen Kommission ein und machte geltend, dass der belgische Staat in den Jahren 2008 bis 2013 Stromerzeugern, die solchen Abgaben nicht unterworfen waren, rechtswidrig eine staatliche Beihilfe gewährt habe. Die Kommission prüft die Beschwerde gegenwärtig, die auf die Abgabe für 2014 erweitert wurde.
Das Gesetz vom 19. Dezember 2014 sieht eine Abgabe von 470 Mio. € vor, die die Betreiber von Kernkraftwerken für 2014 zu zahlen haben. 407 Mio. € davon hat Electrabel zu tragen.
28.1.11 Klage von E.On wegen der Kernenergieabgaben in Deutschland und Belgien
Am 26. November 2014 stellte die E.On Kernkraft GmbH (nachstehend "E.On") einen Antrag auf Einleitung eines Schiedsverfahrens gegen Electrabel beim ICC International Court of Arbitration. E.On ersucht darum, dass (i) Electrabel einen Teil der deutschen Kernenergieabgabe in Höhe von ca. 35,9 Mio. € zuzüglich Zinsen zahlen müsse und (ii) um die Rückzahlung der belgischen Kernenergieabgabe von ca. 200 Mio. € zuzüglich Zinsen, die E.On gezahlt hat.
28.1.12 Tihange 1 - Belgien
Am 9. Dezember 2014 stellte Greenpeace einen Antrag auf einstweilige Anordnungen beim Brüsseler Gericht erster Instanz. In dem Antrag wird behauptet, dass der belgische Staat und die Bundesagentur für Nuklearkontrolle (Autorité Fédérale de Contrôle Nucléaire) gegen einige ihrer Verpflichtungen auf internationaler Ebene verstießen, wenn die Laufzeit des Kraftwerks Tihange 1 verlängert wird. Electrabel trat dem Prozess bei, um seine Position zu vertreten. Der Fall wird am 16. März 2015 verhandelt.
28.1.13 Windpark Maestrale - Italien
Am 13. Februar 2013 veräußerte die Gruppe über ihre Tochtergesellschaft International Power 80% von IP Maestrale und dessen Tochterunternehmen an das italienische Unternehmen ERG.
Am 5. November 2014 informierte ERG die International Power Consolidated Holdings Limited, ein Unternehmen von GDF SUEZ, darüber, dass das italienische Ministerium für wirtschaftliche Entwicklung die Subventionen mit einem Erlass widerrufen hat, die gemäß dem "Maestrale"-Gesetz Nr. 488/1192 zulässig waren. Nach diesem Erlass müssen die betroffenen Unternehmen die bis jetzt gezahlten Subventionen plus Zinsen innerhalb von sechzig Tagen nach Zahlungsaufforderung zurückzahlen.
Infolge des Erwerbs der Unternehmen, die Nutznießer besagter Subventionen waren, verlangt ERG von der Gruppe die Erstattung der angefallenen Verluste (ca. 45,8 Mio. €) aus der Vereinbarung über den Verkauf der betreffenden Unternehmen.
28.1.14 Forderungen der belgischen Steuer- und Energie-Behörden
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 auf Betriebsstätten, die von 2006 bis 2008 nicht genutzt wurden, die weitestgehend zugunsten des Unternehmens ausfiel, gab Electrabel eine Steuererklärung für die einzige Betriebsstätte ab, von der es 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. Der belgische Staat legte gegen das Gerichtsurteil von Februar 2010 im Juli 2014 Berufung ein. Der Prozess läuft noch. 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 weder für 2012 noch für 2013 oder 2014 eine 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, 2013 und 2014 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. In einem Beschluss vom 24. September 2014 über das Zahlen von Steuern auf 2009 nicht genutzte Betriebsstätten ordnete das Gericht die Zeugenaussage eines Sachverständigen zu den technischen Sachzwängen an, aufgrund derer diese Betriebsstätten nicht zu besteuern seien.
28.1.15 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 ohne Rückgriffsrecht einer Quellensteuer- (précompte) Forderung durch SUEZ 2005 in Höhe von 995 Mio. €. Am 7. Juli 2009 informierten sie GDF SUEZ SA, dass sie auf ihrer Position bestünden, was am 7. Dezember 2011 bestätigt wurde.
Bezüglich des Streits über den précompte selbst - in dessen Zusammenhang die Forderung verkauft worden ist - folgte das Pariser Appellationsgericht 2014 der Rechtsprechung des Conseil d'État, indem es erkannte, dass der précompte gemäß der Position des Gerichtshofs der Europäischen Union mit EU-Recht unvereinbar war. Doch setzte das Gericht den gegen SUEZ für die Geschäftsjahre 1999, 2000 und 2001 verhängten Betrag erheblich herab. Das Verwaltungsgericht von Cergy Pontoise nahm wegen der von SUEZ für die Geschäftsjahre 2002/2003 und 2004 geforderten Beträge die gleiche Position ein. GDF SUEZ legte gegen dieses Urteil Berufung ein und beabsichtigt auch, gegen das Urteil des Pariser Appellationsgericht Rechtsmittel einzulegen.
Gleichzeitig erkannte die Europäische Kommission im November 2014 formell die Gültigkeit der von GDF SUEZ und verschiedenen weiteren französischen Steuerzahlern vorgetragenen Argumente gegen die Grundsätze an, die der Conseil d'État für die Berechnung der zurückzuerstattenden Beträge empfiehlt. Die Kommission hat den französischen Staat um Klarstellung gebeten.
28.1.16 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 im Jahr 2000 in den Niederlanden vorgenommen Investitionen gezahlt wurden. Der Betrag für Steuern und geforderten Verzugszinsen beläuft sich bis 31. Dezember 2008 auf 127 Mio. €. Gegen diese Steuerforderungen wurde Widerspruch eingelegt. Am 22. Dezember 2014 bzw. 28. Januar 2015 erteilten die niederländischen Steuerbehörden Steuerbescheide für die Geschäftsjahre 2009 und 2010. Die Höhe der Steuern und Verzugszinsen, die hinsichtlich der Abzugsfähigkeit der Zinsen gefordert wurde, beläuft sich auf 53,6 Mio. € für 2009 und 29,6 Mio. € für 2010. Gegen diese Steuerbescheide wird Widerspruch eingelegt. Die Gesamtsumme für Steuern und Verzugszinsen, die bis 31. Dezember 2010 veranlagt wurde, beläuft sich auf 210,2 Mio. €.
28.1.17 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 hinsichtlich 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 Gegenstand eines Schiedsverfahrens gemäß den Festlegungen des französischen Verbands für Schiedsgerichtsbarkeit (AFA) war.
Nachdem die Parteien ihre Schriftsätze ausgetauscht hatten, fanden vom 27. bis 30. Januar 2014 Anhörungen zur Auslegung bestimmter Festlegungen der Kaufvereinbarung ("die Vereinbarung") vor dem Schiedsgericht statt. Der am 13. Mai 2014 gefällte Schiedsspruch wies alle Ansprüche von TEGAZ hinsichtlich der Auslegung der Vereinbarung zurück, insbesondere die zu den Festlegungen zur Überprüfung des vertraglich vereinbarten Preises.
Das Gutachterverfahren im Streit um die Überprüfung des Vertragspreises wurde wieder aufgenommen. Am 7. Februar 2015 gab die Expertengruppe eine erste positive Stellungnahme zugunsten der Forderung der Gruppe nach Überprüfung des Vertragspreises für das Erdgas ab, das vom 1. Mai 2011 bis 31. Oktober 2014 gemäß der Erdgasbezugsvereinbarung mit TEGAZ gekauft wurde. Die Expertengruppe bestätigte, dass die von der Gruppe gestellte Forderung nach einer Überprüfung des Preises gerechtfertigt war und ermittelte eine neue Formel für den Vertragspreis, so dass der Gruppe eine Preissenkung eingeräumt wurde.
28.2 Wettbewerb und Konzentration
28.2.1 Accès France"-Verfahren
Am 22. Mai 2008 verkündete die Europäische Kommission ihren Beschluss, ein förmliches Verfahren gegen Gaz de France wegen des Verdachts auf Verletzung von EU-Vorschriften wegen Missbrauchs einer marktbeherrschenden Stellung und wegen restriktiver Geschäftspraktiken einzuleiten. Die Klage bezieht sich auf eine Kombination aus langfristigen Buchungen von Transportkapazität und einem Netz von Importvereinbarungen sowie auf eine potenzielle Unterinvestition in die Transportkapazität und die Kapazität von Importinfrastruktur.
Am 22. Juni 2009 übersandte die Kommission an GDF SUEZ, GRTgaz und ELENGY ein vorläufiges Gutachten, in dem es heißt, dass GDF SUEZ seine marktbeherrschende Stellung im Gassektor ausgenutzt haben könnte, um den Zugang zu Gasimportkapazität in Frankreich zu verhindern. 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 vor, die den Zugang zum und den Wettbewerb im französischen Erdgasmarkt erleichtern sollen.
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 (Advolis).
28.2.2 Compagnie Nationale du Rhône
Am 10. Juni 2009 entschied die Europäische Kommission, eine Geldbuße von 20 Mio. € über Electrabel, GDF SUEZ Gruppe, 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 Europäische Kommission am 17. Dezember 2008 verkündet, auf die Electrabel am 16. Februar 2009 seine Anmerkungen eingereicht hatte. Am 20. August 2009 erhob Electrabel vor dem Gericht der Union Nichtigkeitsklage gegen die Entscheidung der Kommission. 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 Gerichtshof der Europäischen Union Rechtsmittel eingelegt, der die Berufung am 3. Juli 2014 abwies. Das Urteil der Kommission ist somit endgültig.
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 Erőmű (einer früheren 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 Erőmű 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 in seinem Spruch vom 30. April 2014 das Urteil der Europäischen Kommission bekräftigt. Am 30. Juni 2014 verkaufte Electrabel seine Beteiligung an DUNAMENTI Erőmű, wahrte aber die Ansprüche, die aus einer Berufungsklage vor dem Gerichtshof erwachsen könnten. Am 17. Juli 2014 legten DUNAMENTI Erőmű und Electrabel Rechtsmittel gegen die Entscheidung beim Gerichtshof der Europäischen Union ein. Das Rechtsmittelverfahren ist anhängig, das Gericht hat noch nicht verkündet, wann es sein Urteil sprechen will.
Am 27. April 2010 verkündete die Europäische Kommission einen Beschluss, in dem sie der von DUNAMENTI Erőmű zu zahlenden staatlichen Beihilfe und der Höhe der verlorenen Investitionen zustimmte, und DUNAMENTI Erőmű gestattete, die als rechtswidrig angesehene staatlichen Beihilfe mit den verlorenen Investitionen zu verrechnen. Der Verrechnungsmechanismus befreite DUNAMENTI Erőmű von der Verpflichtung, die als rechtswidrig angesehene staatliche Beihilfe zurückzuzahlen. 2015 wird Ungarn mit dem ursprünglichen Ende der langfristigen Strombezugsvereinbarung mit DUNAMENTI Erőmű die Höhe der verlorenen Investitionen neu berechnen, was dazu führen könnte, dass DUNAMENTI Erőmű die Beihilfe dann zurückerstatten müsste(1) .
Zudem reichten DUNAMENTI Erőmű und sein Hauptanteilseigner Electrabel am 10. Januar 2014 Klage beim Gerichtshof der Europäischen Union ein, weil sie von der Europäischen Kommission Schadenersatz für den Fall verlangen, dass der Beschluss vom 4. Juni 2008 aufgehoben werden sollte. Der Gerichtshof wies die Klage am 13. November 2014 ab. Am 23. Januar 2015 legten Electrabel und DUNAMENTI Erőmű gegen das Urteil Rechtsmittel vor dem Europäischen Gerichtshof ein. Das Rechtsmittelverfahren ist anhängig. Das Gericht hat noch nicht angekündigt, wann es sein Urteil sprechen will.
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, unter anderem bei Electrabel, einem Unternehmen von GDF SUEZ.
Am 29. November 2013 legte das Auditorat (das Strafverfolgungsgremium der belgischen Wettbewerbsbehörde) dem Präsidenten der belgischen Wettbewerbsbehörde(2) und Electrabel einen Entscheidungsentwurf vor. Der Entscheidungsentwurf, der das Gutachten des Auditorats vom 7. Februar 2013 bestätigte, behauptete, dass Electrabel seine marktbeherrschende Stellung ausgenutzt haben könnte(3) . Electrabel bestritt diese Behauptungen förmlich in schriftlichen Erklärungen und bei der Anhörung vor dem Anwaltskollegium der Wettbewerbsbehörde am 20. Mai 2014.
In seinem Beschluss vom 18. Juli 2014 befand das Kollegium, dass Electrabel seine marktbeherrschende Stellung ausgenutzt habe und erlegte dem Unternehmen eine Geldstrafe von 2 Mio. € auf. Das Kollegium wies die meisten Forderungen des Auditorats gegenüber Electrabel ab. Es war einerseits der Auffassung, dass Electrabel nicht darauf bedacht gewesen sein, seine Kapazität nicht voll auszulasten, und andererseits habe es seine vertraglichen Verpflichtungen gegenüber ELIA, Übertragungsnetzbetreiber für Strom, vollständig erfüllt. Das Kollegium vertrat schlicht die Ansicht, dass Electrabel am Rande eine unerhebliche Menge seiner Reserven (50 MW, d. h. weniger als 0,5% seiner Kapazität) auf dem kurzfristigen Großhandelsmarkt zu einem Preis mit einer ungerechtfertigten Gewinnspanne verkauft haben könnte. Da keine Rechtsmittel eingelegt wurden, ist die Entscheidung des Kollegiums endgültig.
(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) aufnahm, ist die belgische Wettbewerbsbehörde an die Stelle der früheren Wettbewerbsbehörde getreten.
(3) Das neue Beschlussgremium der Behörde
28.2.5 Gas- und Stromversorgungsmärkte in Frankreich
Am 15. April 2014 reichte Direct Energie bei der Wettbewerbsbehörde Beschwerde wegen einer behaupteten missbräuchlichen Ausnutzung einer marktbeherrschenden Stellung gegen GDF SUEZ ein und verlangte vorläufige Schutzmaßnahmen.
Die Anhörung zu den vorläufigen Schutzmaßnahmen fand am 9. Juli 2014 statt. Die Wettbewerbsbehörde gab am 9. September 2014 eine Entscheidung bekannt.
Als vorläufige Schutzmaßnahme bis zu einem Beschluss in dieser Angelegenheit ordnete die Behörde an, dass GDF SUEZ auf Verlangen und auf eigene Kosten Unternehmen, die im Besitz einer ministeriellen Zulassung für die Versorgung mit Erdgas sind, in objektiver, transparenter und nicht diskriminierender Weise Zugang zu bestimmten Informationen zu Kunden gewähren muss, die regulierten Erdgastarifen unterliegen.
Sollte dieser Anordnung nicht bis zu einem festgesetzten Termin Folge geleistet sein, wird GDF SUEZ aufgefordert, die gesamte Vermarktung seiner Angebote auf dem Erdgasmarkt auszusetzen.
Am 19. September 2014 hat GDF SUEZ gegen diese Entscheidung Rechtsmittel eingelegt. Die Anhörung fand am 9. Oktober 2014 statt, das Urteil des Pariser Appellationsgerichts war am 31. Oktober 2014 ergangen. Das Appellationsgericht bestätigte die Entscheidung der Wettbewerbsbehörde, änderte sie jedoch in folgenden Punkten: Das Datum für den Zugang zu der verlangten Information wurde für Rechtspersonen auf den 13. November 2014 verschoben und für Einzelpersonen auf den 15. Januar 2015. Privatkunden und Ansprechpartner in den Unternehmen wurden vor Offenlegung der Information informiert und hatten fünf Tage Zeit, der Offenlegung zu widersprechen. Der Wortlaut des Schreibens, das an Privatkunden zu senden war, wurde etwas geändert, um der Entscheidung in der Sache nicht vorzugreifen.
GDF SUEZ legte gegen das Urteil des Appellationsgerichts Rechtsmittel beim Kassationsgericht ein.
Gegenwärtig setzt GDF SUEZ die von den Behörden auferlegten vorläufigen Maßnahmen um, um die Verlangen in der Entscheidung zu erfüllen, und bietet somit alternativen Lieferanten auf deren Verlangen Zugang zu der Information in den entsprechenden Akten.
ANHANG 29 Ereignisse nach dem Bilanzstichtag
Nach dem Rechnungsabschluss am 31. Dezember 2014 sind keine maßgeblichen Ereignisse eingetreten.
ANHANG 30 Honorare für Wirtschaftsprüfer und die Mitglieder ihrer Netze
Gemäß Artikel 222-8 der Verordnung der Finanzmarktaufsichtsbehörde stellt die folgende Tabelle Informationen über die Honorare dar, die GDF SUEZ SA, ihre voll konsolidierten Tochterunternehmen und gemeinschaftlichen Vereinbarungen jedem der Wirtschaftsprüfer gezahlt haben, die mit der Prüfung der Jahresabschlüsse und des Konzernabschlusses der GDF SUEZ Gruppe beauftragt waren.
Die Hauptversammlung der GDF SUEZ SA vom 28. April 2014 beschloss, das Mandat der Wirtschaftsprüfungsunternehmen Deloitte und EY um die Dauer von sechs Jahren von 2014-2019 zu verlängern.
| EY | Deloitte | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Betrag | % | Betrag | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | 2014 | 2013(1) | 2014 | 2013(1) | 2014 | 2013(1) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Prüfung | ||||||
| Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft | ||||||
| • GDF SUEZ SA | 1,9 | 1,9 | 17,7% | 16,3% | 1,2 | 1,1 |
| • Voll konsolidierte Tochterunternehmen und gemeinschaftliche Vereinbarungen | 6,8 | 7,8 | 63,6% | 68,8% | 11,1 | 14,3 |
| Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen | ||||||
| • GDF SUEZ SA | 0,4 | 0,3 | 3,7% | 2,7% | 0,7 | 0,8 |
| • Voll konsolidierte Tochterunternehmen und gemeinschaftliche Vereinbarungen | 1,0 | 0,6 | 9,3% | 5,1% | 0,9 | 1,1 |
| ZWISCHENSUMME | 10,1 | 10,6 | 94,4% | 92,9% | 13,8 | 17,3 |
| Sonstige Dienstleistungen | ||||||
| • Steuern | 0,6 | 0,7 | 5,6% | 6,0% | 0,5 | 0,8 |
| • Sonstige | - | 0,1 | - | 1,0% | 0,1 | 0,4 |
| ZWISCHENSUMME | 0,6 | 0,8 | 5,6% | 7,1% | 0,6 | 1,2 |
| SUMME | 10,7 | 11,4 | 100% | 100% | 14,4 | 18,5 |
| Deloitte | Mazars | |||
|---|---|---|---|---|
| % | Betrag | % | ||
| --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | 2014 | 2013(1) | 2013(1) | 2013(1) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Prüfung | ||||
| Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft | ||||
| • GDF SUEZ SA | 8,5% | 6,2% | 1,1 | 25,2% |
| • Voll konsolidierte Tochterunternehmen und gemeinschaftliche Vereinbarungen | 76,7% | 76,9% | 2,6 | 59,7% |
| Sonstige prüfungsbezogene Verfahren und Dienstleistungen | ||||
| • GDF SUEZ SA | 4,5% | 4,3% | 0,1 | 3,3% |
| • Voll konsolidierte Tochterunternehmen und gemeinschaftliche Vereinbarungen | 6,1% | 6,2% | 0,5 | 11,5% |
| ZWISCHENSUMME | 95,8% | 93,5% | 4,4 | 99,7% |
| Sonstige Dienstleistungen | ||||
| • Steuern | 3,2% | 4,5% | - | - |
| • Sonstige | 1,0% | 2,0% | - | 0,3% |
| ZWISCHENSUMME | 4,2% | 6,5% | - | 0,3% |
| SUMME | 100% | 100% | 4,4 | 100% |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2013 wurden wegen der Anwendung der Konsolidierungsstandards neu berechnet (vgl. Anhang 2).
Die Honorare für 2013 enthalten Honorare für die Unternehmenssparte SUEZ Environnement bis 22. Juli 2013, dem Zeitpunkt des Verlustes der Kontrolle der SUEZ Environnement Company durch die Gruppe (vgl. Anhang 5.7).
ANHANG 31 Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Forderung nach Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind
Einige Unternehmen der Unternehmenssparten Energy Europe und Sonstige veröffentlichen ihren Jahresabschluss nicht und stützen sich dabei auf nationale Bestimmungen des luxemburgischen (Artikel 70 des Gesetzes vom 19. Dezember 2002) und niederländischen Rechts (Artikel 403 des Zivilgesetzbuches) über die Freistellung von der Forderung nach Veröffentlichung des geprüften Jahresabschlusses.
Die freigestellten Unternehmen sind: 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, Electrabel Invest Luxembourg, GDF SUEZ Corp Luxembourg SARL, GDF SUEZ Treasury Management SARL und GDF SUEZ Invest International SA.
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 Informationen werden nach dem Prüfungsurteil über den Konzernabschluss gegeben und beinhalten 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 2014 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 2014 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr.
Ohne die oben genannten Schlussfolgerungen einzuschränken, bitten wir Sie, Ihre Aufmerksamkeit auf Anhang 2 "Auswirkung der Anwendung der neuen Konsolidierungsstandards auf den Vergleich mit dem Jahresabschluss 2013" im Konzernabschluss zu richten, der die Auswirkung neuer Standards und Änderungen auf die Konsolidierung sowie die Änderungen der Darstellung des Anteils am Jahresüberschuss von Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, in der Gewinn- und Verlustrechnung beschreibt.
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. Sie 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 rechnungslegerischer 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, insbesondere die wesentlicher goodwilltragender CGUs "CGU Energy-Central Western Europe", "CGU Distribution", "CGU Global Gas & LNG" und "CGU Energy-North America". 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, 8.2 und 13 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 19 zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben enthalten, vor allem die Hauptannahmen wie das Szenario für die Verwaltung radioaktiver Brennelemente, Kostenannahmen, den zeitlichen Ablauf der betrieblichen Tätigkeiten und den Abzinsungssatz. |
| ― | 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 in der Feststellung, dass Anhang 1.3.1.6 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthält. |
| ― | Evaluierung der Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten. Wir haben die Grundlagen überprüft, auf denen diese Rückstellungen gebildet wurden, und uns vergewissert, dass die Anhänge 19 und 28 zum Konzernabschluss die entsprechenden 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 die angemessenen diesbezüglichen Angaben enthält.
Diese Bewertungen nahmen wir als Teil unserer Prüfung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses vor. Sie trugen daher zu dem Urteil bei, das wir uns gebildet und im ersten Teil des Berichts zum Ausdruck gebracht haben.
III. Spezielle 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 seine Konsistenz mit dem Konzernabschluss.
Neuilly-sur-Seine und Paris - La Défense, 3. März 2015
Die Wirtschaftsprüfer
DELOITTE & ASSOCIES, Véronique Laurent
ERNST & YOUNG et Autres
Pascal Macioce
Charles-Emmanuel Chosson
Unsere Werte
Anspruch
Engagement
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Zusammenhalt
Aktiengesellschaft mit einem Stammkapital von 2.435.285.011 Euro
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