ENGIE — Audit Report / Information 2016

Jan 18, 2018

Publication

ENGIE Deutschland AG

(vormals: GDF SUEZ Energie Deutschland AG)

Berlin

Befreiender Konzernabschluss gem. § 291 HGB

zum Geschäftsjahr vom 01.01.2016 bis zum 31.12.2016

ENGIE S.A.

Courbevoie/Frankreich

Das ist eine freie, unverbindliche Übersetzung des in französischer Sprache erstellten Konzernabschlusses der ENGIE S.A., Courbevoie, Frankreich, ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Nutzern das Verständnis zu erleichtern. Im Zweifelsfall gelten die Aussagen im "Document de Référence 2016" der ENGIE-Gruppe (http://library.engie.com).

06 Finanzinformationen

6.1 Konzernabschluss

6.1.1. Lagebericht

6.1.1.1 Zusammenfassung der Ergebnisse der Gruppe

Nach der Einführung der neuen Organisationsstruktur zum 1. Januar 2016 setzt ENGIE seine Strategie mit dem Ziel um, weltweit an der Spitze des Energiewandels zu stehen.

Wenngleich sich die Gruppe nach wie vor einem komplizierten makroökonomischen und Marktumfeld gegenübersieht, das vor allem durch eine erhebliche Rohstoffpreisvolatilität gekennzeichnet ist, sind ihre Ergebnisse für 2016 beachtlich. Hier macht sich bereits das Programm zur Leistungsoptimierung Lean 2018 positiv bemerkbar.

Die Umsatzerlöse sanken auf Basis der Berichterstattung um 4,6 % auf 66,6 Mrd. € gegenüber 2015 (ein Minus von 4,0 % auf organischer Basis). Hier wirkten sich sehr ungünstige Wechselkurse aus (Negativwirkung von 725 Mio. €), die hauptsächlich das Pfund Sterling und den brasilianischen Real betrafen. Das wurde teilweise durch die positive Auswirkung der Änderungen des Konsolidierungskreises (Positivwirkung von 210 Mio. €) ausgeglichen. Neben diesen Effekten ist der Rückgang im Wesentlichen auf niedrigere Rohstoffpreise zurückzuführen, die sich im LNG- und Midstream-Gasgeschäft, im Retail-Geschäft mit Gas und Strom, bei Exploration und Förderung und im Stromerzeugungsgeschäft bemerkbar machten, die Margen aber nur teilweise beeinflussten. Die Temperaturen, die in Frankreich 2016 gegenüber einem warmen 2015 etwas unter dem Mittel lagen, konnten den Rückgang teilweise auffangen.

Das EBITDA(1) betrug 10,7 Mrd. €, ein Minus von 5,2 % auf Basis der Berichterstattung und von 2,7 % auf organischer Basis. Der Rückgang auf Basis der Berichterstattung ist der Auswirkung des geänderten Konsolidierungskreises geschuldet (Negativwirkung von 151 Mio. €), hauptsächlich im Zusammenhang mit der Veräußerung von Vermögenswerten der Merchant-Stromerzeugung in den Vereinigten Staaten und einem ungünstigen Wechselkurs vor allem der norwegischen Krone, des brasilianischen Real und des Pfund Sterling. 2016 profitierte das EBITDA auf organischer Basis von der Wiederaufnahme des Betriebs der belgischen Kraftwerke Doel 3, Tihange 2 und Doel 1 im Dezember 2015, vom einsetzenden Effekt des Programms zur Leistungsoptimierung Lean 2018, von den günstigen Temperaturen in Frankreich und der Rückwirkung in Betrieb genommener Vermögenswerte. All das konnte die weiter sinkenden Rohstoffpreise nur teilweise auffangen.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, ging auf Basis der Berichterstattung um 2,4 % und auf organischer Basis um 1,6 % auf 6,2 Mrd. € zurück. Das gesunkene EBITDA auf organischer Basis wurde durch die positive Wirkung geringerer Abschreibungslasten infolge des Ende 2015 verbuchten Wertminderungsaufwands und der Folge der Umgliederung der Vermögenswerte der Merchant-Stromerzeugung in den Vereinigten Staaten 2015 in zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte aufgefangen. Der Konzernanteil am Jahresergebnis wies 2016 einen Nettoverlust von 0,4 Mrd. € aus, eine Zunahme von 4,2 Mrd. € zum Vorjahr Er beinhaltet (i) einen geringeren Wertminderungsaufwand nach Steuern als 2015, (ii) eine positive Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Hedgegeschäften im Zusammenhang mit Strom- und Gaskäufen und -verkäufen, (iii) Gewinne aus dem Teilverkauf von Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) in Chile, dem Verkauf der Paiton-Kraftwerke in Indonesien und der Meenakshi-Kraftwerke in Indien, dem Verkauf von veräußerungsfähigen Wertpapieren (Transportadora de Gas del Peru (TgP) in Peru und Ores Assets in Belgien) und (iv) die Auswirkung der sinkenden Körperschaftssteuer in Frankreich bis 2020, die mit dem französischen Finanzgesetz 2017 eingeführt wurde. Diesen Punkten standen teilweise die Negativwirkung eines sinkenden Abzinsungssatzes für die Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und gestiegene Restrukturierungskosten vor allem durch das Schließen von Werken in Australien, Frankreich, Belgien und Großbritannien gegenüber.

Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss betrug 2,5 Mrd. €, im Vergleich zu 2015 0,1 Mrd. € weniger. Das entspricht dem Rückgang beim kurzfristigen Betriebsergebnis nach dem Anteil von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, am Jahresüberschuss.

Der Cash flow from operations (CFFO) belief sich auf 9,7 Mrd. € und ist trotz des Rückgangs an Barmitteln, die vor Ertragsteuer und Working-Capital-Bedarf erwirtschaftet wurden, gegenüber 2015 weitgehend stabil geblieben.

Die Nettoschuld lag bei 24,8 Mrd. €, das sind 2,9 Mrd. € weniger im Vergleich mit der Nettoschuld per 31. Dezember 2015. Das ist in erster Linie auf den Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (9,7 Mrd. €) und erste Effekte des Portfolio-Rotationsprogramms (4,0 Mrd. €) zurückzuführen, vor allem (i) die Veräußerung des Portfolios an Vermögenswerten der Merchant-Stromerzeugung aus Wasserkraft in den Vereinigten Staaten, (ii) die Veräußerung von Vermögenswerten der thermischen Stromerzeugung in Indonesien und Indien, (iii) die Veräußerung von Maïa Eolis betriebenen Windparks an Futures Energies Investissements Holding (FEIH), einem 50/50-Joint Venture mit Crédit Agricole Assurances, (iv) den Verkauf von veräußerungsfähigen Wertpapieren (Ores Assets in Belgien und TgP in Peru) und (v) die als Teil des TEN-Projekts gegründete Partnerschaft, die zur Veräußerung von 50 % des Anteils an TEN in Chile führte. Diesen Posten standen teilweise gegenüber (i) Bruttoinvestitionen in der Periode (7,3 Mrd. €) und (ii) Dividendenzahlungen an die Aktionäre von ENGIE SA (2,4 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,5 Mrd. €).

(1) Die Angaben per 31. Dezember 2016 werden ausgehend von der Neudefinition des EBITDA durch die Gruppe dargestellt. Hier ist der Anteil von Einmaleffekten am Jahresergebnis von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, nicht enthalten. Der Anteil betrug 2015 12 Mio. €.

6.1.1.2 Ausblick

Seit 2016 engagiert sich die Gruppe für einen auf 3 Jahre angelegten Transformationsplan zur Wertschöpfung und Verbesserung des Risikoprofils der Gruppe. Dieser Plan, der inzwischen weit vorangeschritten ist, beruht auf 3 großen Programmen:

―	dem Portfolio-Rotationsprogramm (Ziel einer Nettoschuld von 15 Mrd. € für 2016 - 2018). Bislang hat die Gruppe Veräußerungen im Umfang von 8,0 Mrd. € bekanntgegeben (d. h. über 50 % des Gesamtprogramms), von denen 7,2 Mrd. € heute bereits finalisiert sind;
―	dem Investmentprogramm (16 Mrd. €(1) CAPEX-Zuwachs für 2016 - 2018), von denen 4,7 Mrd. €(2) Ende Dezember 2016 bereits investiert waren;
―	dem Leistungsoptimierungsplan Lean 2018. Aufgrund der beachtlichen Fortschritte beschließt die Gruppe, ihre Zielsetzung für 2018 um 20 % zu erhöhen, d. h. auf einen Nettogewinn von 1,2 Mrd. €, die 2018 im EBITDA verbucht werden. Ende Dezember2016 wurde beim EBITDA ein Nettogewinn von 530 Mio. € erzielt, der über den 500 Mio. € liegt, die das Jahresziel für 2016 waren.

Für 2017(3) erwartet die Gruppe mit einem Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss zwischen 2,4 Mrd. € und 2,6 Mrd. € ein deutliches organisches Wachstum im Vergleich zu 2016. Diese Orientierung basiert auf einem geschätzten EBITDA von 10,7 Mrd. € bis 11,3 Mrd. €, ebenfalls mit einem klaren Wachstum auf organischer Basis.

Für die Periode 2017 - 2018 erwartet die Gruppe:

―	ein Verhältnis von Nettoschuld/EBITDA kleiner oder gleich 2,5x und
―	ein "A"-Rating für Kredite.

Für das Geschäftsjahr 2016 bestätigt die Gruppe die Barauszahlung einer Dividende von 1 € je Aktie.

Für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 verpflichtet sich die Gruppe zu einer Barauszahlung einer Dividende von 0,70 € je Aktie und Jahr.

6.1.1.3 Konsolidierte Erlöse und Erträge

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)	Änderung % (auf organischer Basis)
Erlöse	66.639	69.883	-4,6%	-4,0%
EBITDA	10.689	11.274	-5,2%	-2,7%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(4.517)	(4.947)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	6.172	6.326	-2,4%	+1,6%

Die konsolidierten Erlöse per 31. Dezember 2016 beliefen sich auf 66,6 Mrd. €, gegenüber dem Vorjahr ein Minus von 4,6 %. Auf organischer Basis (ohne die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Umrechnungssätze) sanken die Umsatzerlöse um 4,0 %.

Änderungen des Konsolidierungskreises hatten eine positive Nettoauswirkung von 210 Mio. € als Resultat von (i) Erwerben für 612 Mio. € in den Jahren 2015 und 2016, bei denen es vor allem um OpTerra Energy Services in den Vereinigten Staaten (241 Mio. €) und Dienstleistungsunternehmen in Australien und Neuseeland (137 Mio. €) ging, (ii) von Veräußerungen oder Dekonsolidierung von Geschäftstätigkeit 2015 oder 2016 für 402 Mio. €, einschließlich der Veräußerung des Retail-Geschäfts in Ungarn (Negativwirkung 209 Mio. €) und der Merchant-Wasserkraftwerke in den Vereinigten Staaten (Negativwirkung 88 Mio. €). Die Umrechnungssätze wirkten sich mit 725 Mio. € negativ auf die Erlöse der Gruppe aus. Hier spiegelt sich vor allem die Aufwertung des Euro gegenüber dem Pfund Sterling, dem brasilianischen Real, dem mexikanischen Peso und der norwegischen Krone wider.

Die Erlöse auf organischer Basis waren erheblich von den niedrigeren Rohstoffpreisen im Gas-, LNG-Midstream-, Retail-, Explorations- und Förder- und Stromerzeugungsgeschäft betroffen. Wenn sich diese Preise auch erheblich auf die Erlöse auswirkten, war ihr Einfluss auf die Margen eher begrenzt, insbesondere im Retail-Geschäft. Somit war der Erlös für die Segmente der Gruppe auf organischer Basis bei Infrastructures Europe, Benelux und Europa ohne Frankreich und Benelux gestiegen, in Frankreich, Lateinamerika und Nordamerika stabil, etwas niedriger im Segment Sonstige und erheblich gesunken für Afrika/Asien, E&P und GEM & LNG.

Das EBITDA ging über das Jahr um 5,2 % auf 10,7 Mrd. € zurück. Ohne die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Umrechnungssätze sank das EBITDA um 2,7 %.

(1) Bislang, einschließlich Veräußerung von US- Vermögenswerten der Merchant-Stromerzeugung in Wärmekraftwerken im Februar 2017.

(2) Einschließlich CAPEX für Innovation und Digitalisierung.

(3) Die Ziele und Vorgaben unterstellen durchschnittliche Witterungsbedingungen in Frankreich, die vollständige Weitergabe der Lieferkosten bei den regulierten französischen Gastarifen, unveränderte Bilanzierungsgrundsätze der Gruppe für die Lieferung und Logistik bei Gaslieferverträgen, keine signifikanten regulatorischen und makroökonomischen Änderungen, Annahmen für Rohstoffpreise gemäß den Marktbedingungen per 31. Dezember 2016 für den nicht abgesicherten Teil der Produktion und mittlere Wechselkurse für 2017 wie folgt: €/$: 1,07, €/BRL: 3,54. Diese Finanzziele beinhalten die Auswirkung der belgischen Kernenergieabgabe auf das EBITDA, berücksichtigen aber keine signifikanten Rückwirkungen auf Veräußerungen, die noch nicht bekannt gegeben wurden.

TRENDS FÜR DAS EBITDA In Millionen Euro

Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich mit 151 Mio. € negativ auf das EBITDA aus. Das resultierte vor allem aus der Veräußerung von Merchant-Wasserkraftwerken in den Vereinigten Staaten in Verbindung mit der Veräußerung oder dem Ansatz einiger Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, als zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte. Die Wechselkursänderungen wirkten sich vor allem wegen der Aufwertung des Euro gegenüber der norwegischen Krone, dem brasilianischen Real und dem Pfund Sterling mit 136 Mio. € negativ aus.

Auf organischer Basis sank das EBITDA um 2,7 % bzw. 298 Mio. €. Es profitierte von dem positiven Beitrag (i) der Effekte des Programms zur Leistungsoptimierung Lean 2018, (ii) der Wiederaufnahme des Betriebs der belgischen Kernkraftwerke Doel 3, Tihange 2 und Doel 1 im Dezember 2015, (iii) des positiven Temperatureffekts in Frankreich, (iv) der günstigen Auswirkung einer Rückstellungsauflösung (im Segment Lateinamerika) und (v) der Inbetriebnahme von Anlagen in den Segmenten Lateinamerika, Afrika/Asien und E&P. Doch standen diesen positiven Beiträgen teilweise (i) negative Preiseffekte vor allem in den Explorations- und Förder-, Midstream-Gas- und LNG- und Stromerzeugungsgeschäften, (ii) die Wirkung von 2015 angesetzten positiven Eimaleffekten und (iii) ungünstige Volumeneffekte, insbesondere im Explorations-, Förder- und Speichergeschäft in Frankreich gegenüber.

Die EBITDA-Performance auf organischer Basis sah für die jeweiligen Segmente sehr unterschiedlich aus.

―	Das EBITDA für Nordamerika und Afrika/Asien ging wegen der ungünstigen Preiseffekte, die die Margen der Stromerzeugungsvermögenswerte (hauptsächlich in Nordamerika, Thailand, Singapur und Indien) betrafen, und wegen der geringeren Verfügbarkeit von Kohlevermögenswerten in Australien zurück. Diese Rückwirkungen wurden teilweise durch eine gute Kostenkontrolle und den günstigen Einfluss der Inbetriebnahme von Vermögenswerten in Südafrika aufgefangen;
―	Das EBITDA für Lateinamerika stieg auf organischer Basis drastisch an, befördert durch die Inbetriebnahme der verlängerten Mayakan-Gasleitung in Mexiko, die Stromerzeugungsanlagen Quitaracsa und Nodo Energetico in Peru und die vollständige Inbetriebnahme des Wasserkraftwerks Jirau in Brasilien. Brasilien profitierte auch von der günstigen Wirkung einer Rückstellungsauflösung;
―	Das EBITDA für Benelux wuchs deutlich. Grund dafür war der positive Beitrag durch die Wiederaufnahme des Betriebs der Kernkraftwerke Doel 3, Tihange 2 und Doel 1 Ende 2015. Dem stand teilweise ein sinkendes EBITDA aus dem Dienstleistungsgeschäft, insbesondere bei Öl und Gas, gegenüber.
―	Das EBITDA für Frankreich verbesserte sich durch den positiven Effekt der Temperatur auf den Gasabsatz, eine größere verkaufte Strommenge und eine gute Performance des Netzgeschäfts. Diesen Anstiegen standen teilweise gesunkene Preise für Strom aus Wasserkraftwerken und Schwierigkeiten im Gasabsatz an Firmenkunden gegenüber;
―	der EBITDA-Zuwachs für Europa ohne Frankreich und Benelux beruhte auf einer besseren Performance des Dienstleistungsbereichs (insbesondere in Großbritannien) und auf Energieverkäufen in Italien, die teilweise von abträglichen Auswirkungen der neuen Erdgasversorgungstarife in Rumänien aufgezehrt wurden;
―	das EBITDA für Infrastructures Europe stieg durch den positiven Temperatureffekt und Tariferhöhungen für Verteilung und Weiterleitung;
―	das EBITDA für das Segment GEM & LNG sank wegen Änderungen der Bedingungen für die Gaslieferung, die 2015 größer als 2016 waren, und wegen der Unterbrechung der Belieferung aus dem Jemen seit April 2015;
―	das EBITDA für die Explorations- und Förderaktivitäten verringerte sich wegen gesunkener Marktpreise für Öl und Gas in Verbindung mit einem Rückgang der Kohlenwasserstoffproduktion, der vor allem Ausfällen von Njord und Hyme ab Juni 2016 geschuldet war;
―	das EBITDA für das Segment Sonstige fiel auf organischer Basis vor allem wegen des positiven Beitrags von 2015 verbuchten Einmaleffekten und einer Abnahme des Engineering-Geschäfts. Dem stand nur teilweise eine gute operative Performance der Wärmekraftwerksgeschäfte in Europa gegenüber.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 6,2 Mrd. €. Das ist ein Plus von 1,6 % auf organischer Basis im Vergleich zu 2015. Änderungen dieser Kennzahl in jedem Segment spiegeln EBITDA-Trends wider. Dazu kommt der positive Beitrag geringerer Abschreibungslasten infolge des Ende 2015 verbuchten Wertminderungsaufwands und der Folge der Umgliederung des Portfolios von Merchant-Kraftwerken in den Vereinigten Staaten in zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte.

6.1.1.4 Trends der Geschäftsentwicklung in berichtspflichtigen Segmenten

Nordamerika

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)	Änderung % (auf organischer Basis)
Erlöse	3.814	3.673	+3,9%	-0,5%
EBITDA	475	633	-25,0%	-11,8%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(45)	(300)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	430	332	+29,4%	+61,3%

Die Erlöse für das Segment Nordamerika betrugen 3.814 Mio. €. Das ist ein Plus von 3,9 % auf Basis der Berichterstattung. Aufgrund geringerer erzeugter Mengen und niedrigerer Preise, die teilweise durch höhere Retail-Volumen aufgefangen wurden, sanken die Erlöse auf organischer Basis um 0,5 %. Bei der Änderung auf Basis der Berichterstattung spielte auch der Einfluss des Erwerbs von OpTerra Energy Services im Februar 2016 und der Veräußerung der Merchant-Wasserkraftwerke im Juni 2016 eine Rolle.

Aufgrund der in den USA erzeugten geringeren Mengen ging der Stromabsatz um 2,9 TWh auf 65,8 TWh zurück. Das ist hauptsächlich die Folge schwächerer Großhandelspreise für Rohstoffe, aber auch eine Auswirkung der erwähnten Veräußerung. Das Retail-Absatzvolumen in den USA ist gestiegen und konnte in gewissem Maße die geringeren erzeugten Mengen auffangen.

Das EBITDA betrug 475 Mio. €. Auf Basis der Berichterstattung ist das ein Minus von 25,0 %, doch sind es auf organischer Basis nur 11,8 %.

Der Rückgang auf organischer Basis resultierte im Wesentlichen aus geringeren Margen im US-Stromerzeugungsgeschäft. Er wurde teilweise durch eine stärkere Performance im US-Retail-Geschäft in Verbindung mit Kosteneinsparungen gedämpft. Die Veräußerung der Merchant-Wasserkraftwerke und die Umgliederung einiger Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, in zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte beeinflussten die Ergebnisse des Segments auf Basis der Berichterstattung negativ.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 430 Mio. €, ein Plus von 29,4 % auf Basis der Berichterstattung und ein Plus von 61,3 % auf organischer Basis. Damit wirken sich die bilanzielle Behandlung von veräußerungsfähigen Vermögenswerten und die 2015 angesetzten Wertminderungsaufwendungen positiv auf Abschreibung und Amortisation aus.

Lateinamerika

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
Erlöse	4.075	4.197	-2,9%	+0,2%
EBITDA	1.696	1.563	+8,5%	+12,0%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(412)	(388)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	1.284	1.175	+9,3%	+13,2%

Die Erlöse des Segments Lateinamerika betrugen 4.075 Mio. €, ein Minus von 2,9 % auf Basis der Berichterstattung, zu dem die Abwertung des brasilianischen Real und des mexikanischen Peso beigetragen hat. Auf organischer Basis gab es einen Anstieg um 0,2 %.

In Brasilien konnte die Auswirkung der Inflation auf Durchschnittspreise in bilateralen Verträgen die sehr hohen Spot-Preise nicht ausgleichen, die die Performance 2015 so gesteigert hatten. In Peru ging es durch die Inbetriebnahme des Wasserkraftwerks Quitaracsa (Oktober 2015) und des thermischen Kraftwerks Nodo Energetico (Oktober 2016) aufwärts. In Mexiko wirkten sich die Inbetriebnahme der verlängerten Mayakan-Gasleitung (April 2015) und die Zunahme der verteilten Gasmengen und der Tarife positiv aus. In Chile beeinflussten sinkende Rohstoffpreise die Verkaufspreise.

Die Stromverkäufe fielen um 0,7 TWh auf 59,3 TWh, während die Gasverkäufe um 3,9 TWh auf 30,4 TWh stiegen.

Das EBITDA betrug 1.696 Mio. €, ein Zuwachs von 8,5 % auf Basis der Berichterstattung und um 12 % auf organischer Basis, und das trotz des negativen Einflusses der Abwertung des brasilianischen Real und mexikanischen Peso. Das Wachstum auf organischer Basis um 12 % war die positive Folge einer Rückstellungsauflösung in Brasilien und einer stärkeren Performance in Peru und Mexiko, dem teilweise schwächere Ergebnisse in Chile gegenüberstanden.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 1.284 Mio. €. Das ist ein Plus von 13,2 % auf organischer Basis im Wesentlichen durch das bessere EBITDA.

Afrika/Asien

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
Erlöse	3.804	4.244	-10,4%	-12,1%
EBITDA	1.162	1.237	-6,0%	-4,5%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(239)	(265)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	923	972	-5,1%	-1,7%

Die Erlöse für das Segment Afrika/Asien betrugen 3.804 Mio. €. Das ist ein Minus von 10,4 % auf Basis der Berichterstattung und von 12,1 % auf organischer Basis. Im Hinblick auf die Änderungen des Konsolidierungskreises hat der Beitrag der Ende 2015 erworbenen Dienstleistungsgeschäfte in Australien und Neuseeland die negativen Folgen des Umrechnungskurses mehr als aufgefangen, vor allem aufgrund der Stärkung des Euro gegenüber dem thailändische Baht und der türkischen Lira wie auch der Auswirkung des Verkaufs des Kohlekraftwerks Meenakshi im September 2016 in Indien. Der Rückgang auf organischer Basis entstand aus einer Kombination geringerer erzeugter Mengen und einer verminderten Weitergabe der Kosten (Umlage der Kosten für Gas und Kohle auf die Stromverkaufspreise) in Thailand und der Türkei.

Die Stromverkäufe sanken um 3,8 TWh auf 51 TWh mit verringerten Mengen in Thailand und Australien.

Das EBITDA belief sich auf 1.162 Mio. €, ein Minus von 6,1 % auf Basis der Berichterstattung und von 4,5 % auf organischer Basis. Hier spiegeln sich vor allem die verringerte Verfügbarkeit der Kohlekraftwerke in Australien und die kleineren Margen in Thailand, Singapur und Indien wider, die teilweise durch Kosteneinsparungen aus dem Leistungsoptimierungsprogramm Lean 2018 und die in Südafrika (Avon, Westküste und Dedisa) in Betrieb genommenen Kraftwerksanlagen ausgeglichen wurden.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 923 Mio. €. Das ist ein Minus von 1,7 % auf organischer Basis im Wesentlichen aus den gleichen Gründen wie beim EBITDA. Positiv wirkten sich auch geringere Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation wegen der Ende 2015 angesetzten Wertminderungsaufwendungen aus.

Benelux

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)	Änderung % (auf organischer Basis)
Erlöse	9.044	8.732	+3,6%	+3,4%
EBITDA	755	445	+69,5%	+69,2%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(383)	(354)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	371	91	n.v.	n.v.

Die Erlöse für das Segment Benelux erreichten 9.044 Mio. €, ein Plus von 3,6 % auf Basis der Berichterstattung und 3,4 % auf organischer Basis gegenüber 2015. In diesem Anstieg spiegelt sich die Wiederaufnahme des Betriebs der Kernkraftwerke Doel 1, Doel 3 und Tihange 2 Ende 2015 wider. Dem standen teilweise sinkende Verkaufspreise (ohne Auswirkung auf die Marge) im Retail-Gasgeschäft und rückläufige Umsatzerlöse aus dem Dienstleistungsgeschäft, vor allem bei Öl und Gas, gegenüber.

Die Stromverkäufe in Belgien und Luxemburg stiegen auf 9,0 TWh, vor allem aufgrund der gestiegenen Verfügbarkeit von Kernkraftwerken. Der Retail-Marktanteil in Belgien lag stabil bei 46 %. Die Stromverkäufe in den Niederlanden kletterten auf 1,1 TWh.

Der Erdgasabsatz in Benelux betrug 49,2 TWh. Das sind 2,2 TWh mehr als 2015. Der Retail-Marktanteil in Belgien lag stabil bei 43 %. Trotz der rückläufigen Dienstleistungsgeschäfte stieg das EBITDA um 69,5 % auf 755 Mio. € auf Basis der Berichterstattung steil in die Höhe, angetrieben durch die Wiederaufnahme des Betriebs von drei Kernkraftwerken Ende 2015 und Kosteneinsparungen aus dem Leistungsoptimierungsprogramm Lean 2018.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, stieg im Einklang mit dem EBITDA.

Frankreich

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)	Änderung % (auf organischer Basis)
Erlöse	20.332	20.248	+0,4%	+0,2%
EBITDA	1.315	1.274	+3,2%	+4,3%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(620)	(565)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	695	709	-1,9%	+2,8%

VERKAUFTE VOLUMEN

In TWh	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)
Gasverkäufe	154,1	150,1	+2,7%
Stromverkäufe	56,9	50,9	+11,8%

FRANKREICH - BEREINIGT UM DIE WITTERUNGSVERHÄLTNISSE

In TWh	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Gesamtveränderung in TWh
Mengen der witterungsbedingten Anpassung	2,2	(6,6)	+8.8
(negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter)

Die Erlöse für das Segment Frankreich betrugen 20.332 Mio. €. Das ist ein geringer Zuwachs von 0,4 % auf Basis der Berichterstattung und von 0,2 % auf organischer Basis. Der Anstieg ging auf das Wachstum bei Stromverkäufen an B2B- und B2C-Kunden in Verbindung mit einem positiven Temperatureffekt auf Gasverkäufe zurück. Dem stand teilweise ein Rückgang der Kundenzahlen und der Verkaufspreise gegenüber.

Erdgasverkäufe stiegen um 4,0 TWh. Darin enthalten sind ein positiver Temperatureffekt von 8,8 TWh und eine Negativwirkung von 4,8 TWh durch Kundenverlust aufgrund des Wettbewerbsdrucks. ENGIE hält etwa 74 % des B2C-Markts und etwa 25 % des B2B-Markts. Die Stromverkäufe stiegen 2015 gegenüber um 6,0 TWh. Weitere Fortschritte gab es beim Absatz an Endkunden (plus 2,1 TWh), an Geschäftskunden (plus 2,5 TWh) und bei der Produktion erneuerbarer Energien (plus 1,4 TWh).

Das EBITDA belief sich auf 1.315 Mio. € mit einem Anstieg um 4,3 % auf organischer Basis, vor allem aufgrund einer guten Performance des Fernwärmenetzgeschäfts und der B2B-Dienstleistungen, der gestiegenen Strommengen, die an B2B- und B2C-Kunden verkauft wurden, und der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sowie einer guten Kostenkontrolle. Diesen Einflüssen standen teilweise sinkende Gaspreise und -mengen im Verkauf an Geschäftskunden gegenüber.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 695 Mio. €, ein Plus von 2,8% auf organischer Basis, und entspricht damit dem organischen Wachstum des EBITDA.

Europa, ohne Frankreich und Benelux

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
Erlöse	8.118	8.491	-4,4%	+1,9%
EBITDA	612	559	+9,5%	+19,2%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(202)	(218)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	410	341	+20,2%	+36,4%

Die Erlöse für das Segment Europa ohne Frankreich und Benelux beliefen sich auf 8.118 Mio. €. Das ist ein Minus von 4,4 % auf Basis der Berichterstattung. Hier spiegelt sich die Auswirkung der Umrechnungssätze wider (vor allem die Abwertung des Pfund Sterling), verbunden mit der Veräußerung von Retail-Geschäften im September 2015 in Ungarn. Auf organischer Basis stiegen die Erlöse um 1,9 %, vor allem wegen der günstigen Witterungsbedingungen in Rumänien, die die niedrigeren Gasverteilungstarife in Rumänien in Verbindung mit Zuwachs von Umsatzerlösen aus dem Dienstleistungsgeschäft mehr als ausgeglichen haben.

Die Stromverkäufe stiegen um 1,1 TWh auf 29,1 TWh. Die Gasverkäufe fielen vor allem wegen der Veräußerung des Retail-Geschäfts in Ungarn um 6,3 TWh auf 68,2 TWh.

Das EBITDA erreichte 612 Mio. €. Das ist ein organisches Wachstum von 19,2 %. Dieses Wachstum wurde vor allem durch die positiven Einflüsse des Leistungsoptimierungsprogramms Lean 2018, größere Margen im Dienstleistungsgeschäft in Großbritannien und eine verbesserte Performance im Energie-Retail-Geschäft in Italien angetrieben. Ihm stand teilweise der Rückgang der Tarife für die Gasverteilung in Rumänien gegenüber.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, stieg um 36,4 % auf 410 Mio. € auf organischer Basis und entspricht dem organischen EBITDA-Wachstum.

Infrastructures Europe

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)	Änderung % (auf organischer Basis)
Erlöse	3.267	3.027	+8,0%	+8,1%
Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte)	6.762	6.585	+2,7%
EBITDA	3.459	3.381	+2,3%	+2,3%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(1.390)	(1.327)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	2.068	2.054	+0,7%	+0,6%

Die Gesamterlöse des Segments Infrastructures Europe, einschließlich der gruppeninternen Geschäfte, beliefen sich auf 6.762 Mio. €. Das sind 2,7 % mehr als 2015. Hier spiegeln sich wider:

―	die jährliche Überprüfung der Tarife für den Zugang zur Verteilungsinfrastruktur in Frankreich (Erhöhung am 1. Juli 2015 um 3,9 % und Erhöhung am 1. Juli 2016 um 2,8 %) und für den Zugang zur Fernleitungsinfrastruktur (Erhöhung um 2,5 % am 1. April 2015 und am 1. April 2016 Erhöhung um 4,6 %);
―	ein günstiger Temperatureffekt(1) .

Trotz:

―	geringerer Speicherkapazitätsverkäufe in Frankreich;
―	des Rückgangs der Gaskäufe und -verkäufe, um die technische Leistung der Speicherstätten aufrechtzuerhalten (geringe Sommer-Winter-Spreads).

Der Beitrag zum Konzernerlös betrug 3.267 Mio. €, ein Plus von 8,0 % gegenüber 2015. Der größere Beitrag spiegelt im Wesentlichen den Zuwachs im Verteilungs- und Weiterleitungsgeschäft für Dritte und die positive Auswirkung von Tariferhöhungen wider.

Das EBITDA belief sich auf 3.459 Mio. €. Wegen der gestiegenen Umsatzerlöse sind das 2,3 % mehr als im Vorjahr.

Das kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, lag für die Periode bei 2.068 Mio. €, das sind 0,7 % mehr als 2015, mit einem Anstieg der Nettokosten für die planmäßige Abschreibung und Amortisation aufgrund der neuen Vermögenswerte, die GRTgaz und GRDF 2015 in Betrieb genommen haben.

(1) Ein Rückgang um 12,2 TWh wegen der milden Witterung 2015 und ein Anstieg um 4 TWh wegen des kühleren Wetters 2016 bedeuten bei 7 €/MWh einen Erlöszuwachs um 114 Mio. €.

GEM & LNG

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)	Änderung % (auf organischer Basis)
Erlöse	8.981	11.320	-20,7%	-20,5%
EBITDA	3	196	-98,3%	-98,3%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(77)	(86)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	(74)	110	n.v.	n.v.

Der Beitrag von Global Energy Management (GEM) und LNG zu den Erlösen der Gruppe machte 2016 8.981 Mio. € aus, ein Minus von 20,7 % gegenüber 2015. Dieser Rückgang lag vor allem am Preisverfall für Rohstoffe in Europa und Asien seit 2015.

Die externen LNG-Verkäufe waren bei 81 TWh stabil. Das sind 108 Ladungen.

Das EBITDA sank gegenüber 2015 auf 3 Mio. €, zumeist wegen des Ansatzes von Gewinnen im Zusammenhang mit den überarbeiteten Gaslieferbedingungen 2015, die höher als 2016 lagen, und der Unterbrechung der Belieferung aus dem Jemen seit April 2015. Diese Auswirkungen wurden teilweise durch LNG-Absatzchancen in Asien im vierten Quartal 2016 und durch erhebliche Gewinne infolge von Lean 2018 aufgefangen.

Für das Geschäft kam es zu einem Fehlbetrag beim kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, von 74 Mio. € für 2016, wobei dieser Rückgang auf Basis der Berichterstattung wie auf organischer Basis der EBITDA-Entwicklung entspricht.

E&P

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung)	Veränderung in % (auf organischer Basis)
Erlöse	1.799	2.242	-19,8%	-17,8%
EBITDA	1.198	1.514	-20,9%	-18,9%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(662)	(969)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	536	546	-1,8%	-0,2%

Der Beitrag von E&P zu den Erlösen der Gruppe belief sich 2016 auf 1.799 Mio. €. Das ist ein Minus von 19,8 % auf Basis der Berichterstattung und 17,8 % auf organischer Basis, vor allem wegen des Einbruchs der Öl- und Gaspreise und einer um 2,8 Mbep gesunkenen Gesamtkohlenwasserstoffproduktion (56,3 Mbep 2016 gegenüber 59,1 Mbep 2015) wegen Ausfällen der Felder Njord und Hyme in Norwegen Anfang Juni. Dem standen eine gute Performance anderer Vermögenswerte und die letzten Auswirkungen der Inbetriebnahme von Gudrun entgegen. Wechselkursdifferenzen sind für das restliche Sinken der Erlöse auf Basis der Berichterstattung verantwortlich.

Das EBITDA belief sich auf 1.198 Mio. €. Auf Basis der Berichterstattung sind das 20,9 % weniger, auf organischer Basis 18,9 %, was dem Trend beim Erlös entspricht. Dem geringeren EBITDA stand teilweise eine drastische Senkung der Kosten für Förderung und Exploration gegenüber.

Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 2016 536 Mio. €, ein Rückgang von 1,8 % auf Basis der Berichterstattung und von 0,2 % auf organischer Basis, denn das rückläufige EBITDA wurde durch geringere Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation wegen des Ende 2015 verbuchten Wertminderungsaufwands und durch die geringere Belastung durch vorab aktivierte Explorationskosten weitgehend aufgefangen.

Sonstige

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)	Änderung % (auf organischer Basis)
Erlöse	3.405	3.710	-8,2%	-6,7%
EBITDA	15	472	-96,9%	-92,4%
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	(487)	(476)
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	(472)	(4)	n.v.	n.v.

Das Segment Sonstige umfasst die Tätigkeit der Geschäftseinheiten Generation Europe, Tractebel und GTT sowie die Holding- und Konzerngeschäfte, die vor allem Gesellschaften betreffen, bei denen der Finanzbedarf der Gruppe zentralisiert ist, die Geschäfte von Solairedirect und den nach der Equity-Methode bilanzierten Anteil von SUEZ. Der Erlös betrug 3.405 Mio. €. Auf Basis der Berichterstattung ist das ein Minus von 8,2 %, auf organischer Basis sind es 6,7 %. Der negativen Wirkung des Wechselkurses des Pfund Sterling standen teilweise die positiven Beiträge der neu konsolidierten Akquisitionen, einschließlich Solairedirect, gegenüber. Der Rückgang auf organischer Basis war vor allem der Schließung der Kohlekraftwerke in Rugeley (1 GW) Anfang Juni 2016 und Gelderland (0,6 GW) Ende 2015 und des Gaskraftwerks Twinerg (0,4 GW) im Juni 2016 geschuldet.

Die Stromverkäufe machten 21,6 TWh aus. Das ist ein Rückgang von 0,5 TWh im Vergleich zu 2015. Die Schließungen von Rugeley, Gelderland und Twinerg wurden durch einen Produktionszuwachs vor allem bei den Gaskraftwerken in den Niederlanden wettgemacht.

Das EBITDA belief sich auf 15 Mio. €. Das ist sowohl auf Basis der Berichterstattung als auch auf organischer Basis weniger als 2015. Der Grund dafür sind die 2015 verbuchten positiven Einmaleffekte (einschließlich Schadenersatz und Verzugszinsen für zwei Kohlekraftwerkprojekte in Deutschland und den Niederlanden) und eine Schrumpfung des Engineering-Geschäfts von Tractebel, ungeachtet der verbesserten Performance des Wärmekraftwerksgeschäfts dank der Inbetriebnahme von Wilhelmshaven im Oktober 2015.

Der Fehlbetrag beim kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, belief sich auf 472 Mio. € für die Periode, wobei dieser Rückgang auf Basis der Berichterstattung wie auf organischer Basis der EBITDA-Entwicklung entspricht.

6.1.1.5 Andere Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Änderung % (auf Basis der Berichterstattung)
Kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	6.172	6.326	-2,4%
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	1.254	(261)
Wertminderungsaufwand	(4.192)	(8.748)
Restrukturierungskosten	(476)	(265)
Änderungen des Konsolidierungskreises	544	(46)
Sonstige Einmaleffekte	(850)	(248)
Überschuss/(Fehlbetrag) aus betrieblicher Tätigkeit	2.452	(3.242)	n.v.
Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)	(1.380)	(1.547)
Ertragsteueraufwand	(909)	(324)
ÜBERSCHUSS (FEHLBETRAG)	163	(5.113)	n.v.
davon Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag)	(415)	(4.617)
davon nicht beherrschende Beteiligungen	579	(496)

Das Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit betrug 2.452 Mio. €, ist also höher als 2015, und das hauptsächlich wegen (i) eines geringeren Wertminderungsaufwands als im Vorjahr, (ii) der positiven Rückwirkung der Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Commodity-Derivaten und (iii) Gewinnen aus Veräußerungen von Vermögenswerten und veräußerungsfähigen Wertpapieren, teilweise aufgezehrt durch (iv) den Rückgang des kurzfristigen Betriebsergebnisses nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und (v) den Ansatz zusätzlicher Kosten aufgrund der dreijährlichen Überprüfung von Atomrückstellungen in Belgien, des Abbruchs und der Flächensanierung des Hazelwood-Kraftwerks und des angrenzenden Kohlebergwerks in Australien und der Umstrukturierungspläne der Gruppe im Zuge ihres Transformationsprogramms.

2016 erfasste die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 1.690 Mio. € für den Goodwill, 2.485 Mio. € für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte und 147 Mio. € für finanzielle Vermögenswerte und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden. Diese Wertminderungsaufwendungen bezogen sich im Wesentlichen auf die berichtspflichtigen Segmente Benelux, GEM & LNG, Frankreich und Nordamerika. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an den Wertminderungsaufwendungen wirkten sich diese Wertminderungsaufwendungen mit 3.866 Mio. € negativ auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) aus. Diese Wertminderungsaufwendungen werden in Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen" zum Konzernabschluss beschrieben.

2015 setzte die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 2.628 Mio. € für den Goodwill, 5.731 Mio. € für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte und 402 Mio. € für finanzielle Vermögenswerte und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, an. Diese Wertminderungsaufwendungen bezogen sich im Wesentlichen auf die berichtspflichtigen E&P, GEM & LNG, Afrika/Asien, Nordamerika und Frankreich.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:

―	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Rohstoffderivaten, die sich auf Positionen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit beziehen, mit einer Positivwirkung von 1.254 Mio. € auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (hier spiegelt sich die Auswirkung von Geschäften wider, die nicht die Voraussetzungen für ein Hedge-Accounting erfüllten) gegenüber einem Minus von 261 Mio. € im Jahr 2015. Die Auswirkungen auf die Periode resultieren vor allem aus den positiven Preiseffekten insgesamt auf diese Positionen in Verbindung mit der positiven Nettowirkung der Glattstellung von Positionen mit einem negativen Marktwert per 31. Dezember 2015;
―	Restrukturierungskosten von 476 Mio. € (gegenüber 265 Mio. € im Vorjahr), einschließlich insbesondere (i) Kosten aufgrund von Beschlüssen zur Stilllegung der Produktion und zum Schließen einiger Gesellschaften, Standorte und Kraftwerke von 230 Mio. € und (ii) Kosten aufgrund von verschiedener Personalabbaupläne, die als Teil des Transformationsprogramms der Gruppe umgesetzt wurden, sowie von Maßnahmen zur Anpassung an die Wirtschaftsbedingungen von 154 Mio. €;

―	Änderungen des Konsolidierungskreises (Gewinne und Verluste aus Veräußerungen konsolidierter Gesellschaften oder Neubewertungen von vorher gehaltenen Beteiligungen nach IFRS 3), die sich mit 544 Mio. € positiv auswirkten, einschließlich der Gewinne aus der Veräußerung des gesamten Anteils der Gruppe von 40,5 % an den Paiton-Kohlekraftwerken in Indonesien für 225 Mio. €, der Veräußerung einer 50%igen Beteiligung an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) in Chile für 211 Mio. € und der Veräußerung der 89,9%igen Beteiligung an den Meenakshi-Kohlekraftwerken in Indien für 84 Mio. € (vgl. Anhang 4.1);
―	sonstige Einmaleffekte, die einen Verlust von 850 Mio. € darstellen. Beinhaltet sind vor allem Nettoaufwendungen von 584 Mio. € für Zugänge zu Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs aufgrund der dreijährlichen Revision der Atomrückstellungen in Belgien (vgl. Anhang 18.2) sowie Aufwendungen von 124 Mio. € für den Ansatz zusätzlicher Kosten für den Abbruch und die Flächensanierung für das Kraftwerk Hazelwood und das angrenzende Kohlebergwerk in Australien nach einem von den Aktionären Ende 2016 genehmigten Schließungs- und Sanierungsplan.

Aufgrund der gefallenen Kosten für die Nettoschuld und der geringeren Sonderaufwendungen als 2015 sank der Nettofinanzaufwand der Gruppe 2016 auf 1.380 Mio. € gegenüber 1.547 Mio. € im Jahr 2015. Der Ertragsteuerbelastung betrug 2016 909 Mio. € (2015 waren es 324 Mio. €). Sie beinhaltet Ertragsteuervorteile von 824 Mio. € aus Einmaleffekten der Gewinn- und Verlustrechnung (gegenüber 1.110 Mio. € für 2015), vor allem im Zusammenhang mit der Neubewertung latenter Steuern, die von den französischen Gesellschaften nach dem französischen Finanzgesetz 2017 zu dem neuen Satz von 28,92 % angesetzt wurden (904 Mio. €), und mit den Wertminderungsaufwendungen für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte 2016 (326 Mio. €). Bereinigt um diese Einmaleffekte, lag der wiederkehrende Effektivsteuersatz bei 41,9 % und damit über den 39,0 % von 2015, und das vor allem durch den Beitrag der Auflösung von Rückstellungen für Steuerstreitigkeiten 2015.

Das Nettoergebnis aus nicht beherrschenden Beteiligungen lag im Jahresvergleich um 579 Mio. € höher, vor allem aufgrund des Beitrags von Kapitalgewinnen aus der Veräußerung einer 50%-Beteiligung an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), die das Nettoergebnis von ENGIE Energia Chile beeinflusste, einer 53%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, wie auch des höheren Ertrags aus den Explorations- und Förderaktivitäten in Australien.

6.1.1.6 Änderungen der Nettoverschuldung

Die Nettoschuld lag bei 24,8 Mrd. €. Das sind 2,9 Mrd. € weniger im Vergleich mit der Nettoschuld per 31. Dezember 2015. Das ist in erster Linie auf den Cashflow aus der betrieblichen Tätigkeit (9,7 Mrd. €) und erste Effekte des Portfolio-Rotationsprogramms (4,0 Mrd. €) zurückzuführen, vor allem (i) die Veräußerung des Portfolios an Merchant-Wasserkraftwerken in den Vereinigten Staaten, (ii) die Veräußerung von Wärmekraftwerken in Indonesien und Indien, (iii) die Veräußerung von Maïa Eolis betriebenen Windparks an Futures Energies Investissements Holding (FEIH), einem 50/50-Joint Venture mit Crédit Agricole Assurances, (iv) den Verkauf von veräußerungsfähigen Wertpapieren (Ores Assets in Belgien und TgP in Peru) und (v) die als Teil des TEN-Projekts gegründete Partnerschaft, die zur Veräußerung von 50 % des Besitzes an TEN in Chile führte. Diesen Posten standen teilweise gegenüber (i) Bruttoinvestitionen in der Periode (7,3 Mrd. €) und (ii) Dividendenzahlungen an die Aktionäre von ENGIE SA (2,4 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,5 Mrd. €).

Änderungen der Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro

Die Kennzahl Nettoschuld zu EBITDA betrug per 31. Dezember 2016 2,32.

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nettoschuld	24.807	27.727
EBITDA	10.689	11.274
KENNZAHL NETTOSCHULD/EBITDA	2,32	2,46

6.1.1.6.1 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

Der Mittelzufluss aus betrieblicher Tätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf betrug 2016 10.263 Mio. €. Gegenüber 2015 ist das ein Minus von 679 Mio. €.

Der Rückgang entspricht der EBITDA-Performance.

Die Änderung des Working-Capital-Bedarfs ist ein positiver Beitrag von 1,4 Mrd. €. Er hängt mit der Auswirkung von Rohstoffpreisschwankungen gegenüber 2015 zusammen.

6.1.1.6.2 Nettoinvestitionen

Die Bruttoinvestitionen in der Periode beliefen sich auf 7.315 Mio. € und beinhalteten:

―	Finanzinvestitionen von 1.085 Mio. €, vor allem im Zusammenhang mit der Akquisition von OpTerra Energy Services und Green Charge Networks in den Vereinigten Staaten für 187 Mio. € bzw. 51 Mio. €, der Akquisition von 51 % von Maïa Eolis (Windparks in Frankreich) für 152 Mio. € und mit einer Erhöhung der Investitionen in Synatom für 248 Mio. €;
―	Investitionen in Erschließung für insgesamt 3.633 Mio. € mit (i) 855 Mio. €, die im Segment Lateinamerika zum Bau von Kraftwerken und zur Erschließung von Windparks in Peru, Chile und Brasilien investiert wurden, (ii) 894 Mio. €, die im Segment E&P zur Erschließung von Gasfeldern hauptsächlich in Algerien, Indonesien, Großbritannien und Norwegen investiert wurden, (iii) 594 Mio. €, die im Segment Infrastructures Europe investiert wurden, und (iv) 429 Mio. € zur Erschließung von Photovoltaikprojekten von Solairedirect hauptsächlich in Indien und Chile;
―	Instandhaltungsinvestitionen in Höhe von 2.597 Mio. €.

Die Veräußerungen stellten einen Zahlungsmittelbetrag von 3.471 Mio. € dar, der vor allem die Veräußerung der Merchant-Wasserkraftwerke in den Vereinigten Staaten für 868 Mio. €, ihres gesamten Anteils von 40,5 % an Paiton für 1.268 Mio. €, ihres gesamten Anteils von 89,9 % an Meenakshi für einen Negativbetrag von 278 Mio. €, einer Beteiligung von 50 % an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) für 272 Mio. € und von Anteilen an Ores Assets für 410 Mio. € durch die Gruppe umfasst.

Unter Berücksichtigung der Änderungen des Konsolidierungskreises für die Periode im Hinblick auf Akquisitionen und Veräußerungen von Tochtergesellschaften (negative Auswirkung von 442 Mio. €) belief sich der Beitrag zur Nettoschuld durch Investitionen, abzüglich Veräußerungserlöse, auf 3.402 Mio. €.

Nach Segmenten gliedern sich die Investitionsausgaben wie folgt:

In Millionen Euro

6.1.1.6.3 Dividenden und Entwicklungen der eigenen Anteile

Die Dividenden und Entwicklungen der eigenen Anteile über die Periode beliefen sich auf 3.166 Mio. € und umfassten:

―	2.397 Mio. € Dividenden, die ENGIE SA an ihre Aktionäre zahlte. Das entspricht dem Saldo der Dividende von 2015 (0,50 €je Aktie), gezahlt im Mai 2016, und einer Zwischendividende für 2016 (0,50 € je Aktie), gezahlt im Oktober 2016;
―	Dividenden von 541 Mio. €, die verschiedene Tochtergesellschaften ihren Minderheitsaktionären zahlten, Zinszahlungen auf Hybrid-Schulden von 146 Mio. €, Quellensteuer und Entwicklungen der eigenen Anteile.

6.1.1.6.4 Nettoverschuldung per 31. Dezember 2016

Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Auswirkung von Devisenderivaten ein, waren per 31. Dezember 2016 77 % der Nettoschuld in Euro, 13 % in US-Dollar und 3 % in Pfund Sterling denominiert.

Mit dem Beitrag von Finanzinstrumenten sind 83% der Nettoschuld festverzinslich.

Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld der Gruppe liegt bei 9,4 Jahren.

Per 31. Dezember 2016 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von 13,6 Mrd. €.

6.1.1.7 Sonstige Posten der Bilanz

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	Nettoveränderung
Langfristige Vermögenswerte	98.905	101.204	(2.299)
davon Goodwill	17.372	19.024	(1.652)
davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	64.378	64.001	378
davon Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	6.624	6.977	(353)
Kurzfristige Vermögenswerte	59.595	59.454	141
Summe Eigenkapital	45.447	48.750	(3.303)
Rückstellungen	22.208	18.835	3.372
Fremdkapital	36.950	39.155	(2.206)
Sonstige Verbindlichkeiten	53.895	53.917	(22)

Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 64,4 Mrd. €, ein Plus von 0,4 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2015. Der Zuwachs ist vor allem das Ergebnis von Investitionsausgaben im Laufe des Jahres (positive Auswirkung von 6,1 Mrd. €), sonstigen Änderungen (positive Auswirkung von 1,0 Mrd. € hauptsächlich durch mehr Anlagen im Abbruch, die gegen die Erhöhung von Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftanlagen in Belgien gebucht wurden), Umrechnungsdifferenzen (positive Auswirkung von 0,6 Mrd. €), denen teilweise Kosten für planmäßige Abschreibung und Amortisation (negative Auswirkung von 4,4 Mrd. €) und Wertminderungsaufwendungen (negative Auswirkung von 2,5 Mrd. €) gegenüberstehen.

Vor allem wegen des Ansatzes von Wertminderungsaufwendungen sank der Goodwill um 1,7 Mrd. € auf 17,4 Mrd. €.

Das Gesamteigenkapital betrug 45,5 Mrd. €. Das ist ein Rückgang von 3,3 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2015. Dieser Rückgang resultiert im Wesentlichen aus der Zahlung von Bardividenden (negative Auswirkung von 2,9 Mrd. €) und dem sonstigen Gesamtergebnis (negative Auswirkung von 0,5 Mrd. €, hauptsächlich im Zusammenhang mit versicherungsmathematischen Differenzen und Nettoinvestitionen und Cashflow-Sicherungen nach Steuern, die durch Umrechnungsdifferenzen teilweise aufgefangen wurde).

Die Rückstellungen betrugen 22,2 Mrd. €. Das ist ein Plus von 3,4 Mrd. € im Vergleich zum 31. Dezember 2015. Diese Zunahme rührt vor allem von dem Beitrag der Überprüfung der Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftanlagen (positive Auswirkung von 1,1 Mrd. €), versicherungsmathematischen Verlusten bei Rückstellungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (positive Auswirkung von 0,7 Mrd. €) durch sinkende Abzinsungssätze in der Periode und dem Beitrag der Aufzinsung auf Rückstellungen her (positive Auswirkung von 0,6 Mrd. €).

6.1.1.8 Jahresabschluss der Muttergesellschaft

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

Die Erlöse der ENGIE SA beliefen sich für 2016 auf 17.939 Mio. €, ein Minus von 10 % gegenüber 2015, das vor allem der Rückwirkung der geringeren Gasverkäufe geschuldet ist, die teilweise durch einen Aufwärtstrend bei den Stromgeschäften aufgefangen wurden.

Das Unternehmen gab einen Jahresfehlbetrag von 1.252 Mio. € gegenüber einem Jahresfehlbetrag von 744 Mio. € für 2015 bekannt, der hauptsächlich die geringeren Margen bei Energie und die gewachsenen sonstigen externen Kosten, ohne Infrastrukturkosten, widerspiegelt.

Das Unternehmen berichtete einen Nettofinanzertrag von 1.294 Mio. € gegenüber 1.089 Mio. € 2015. Dazu gehören hauptsächlich von Tochtergesellschaften erhaltene Dividenden in Höhe von 2.043 Mio. € gegenüber 2.055 Mio. € im Jahr 2015, die Fremdkapitalkosten, die mit 744 Mio. € etwas gesunken sind und zumeist aus Zinsaufwendungen für Anleiheemissionen bestanden.

Die Nettosonderaufwendungen betrugen 266 Mio. €, hauptsächlich aufgrund des kombinierten Effekts von Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten (Aufwand 190 Mio. €), Wertminderungsaufwendungen für einen vertraglichen immateriellen Vermögenswert sowie verschiedener Aufwendungen für Umstrukturierungsgeschäfte. Der zusätzliche Sonderaufwand bezog sich im Wesentlichen auf Nettowertminderungsaufwendungen für Wertpapiere (54 Mio. €) und Sonderabschreibungsmöglichkeiten (39 Mio. €).

Die Ertragsteuergutschrift betrug 672 Mio. € gegenüber einer Gutschrift von 540 Mio. € für 2015. Diese beiden Beträge enthielten eine Steuerkonsolidierungsgutschrift von 405 Mio. € bzw. 350 Mio. € für 2016 bzw. 2015. Der Jahresüberschuss erreichte 448 Mio. €.

Das Aktienkapital betrug Ende 2016 37.976 Mio. €, verglichen mit 39.903 Mio. € per 31. Dezember 2015, hauptsächlich als Folge der Barausschüttung der Dividenden. Der ausschüttungsfähige Gewinn und die Ausschüttungskapazität betrugen 1.941 Mio. € bzw. 34.741 Mio. €.

Per 31. Dezember 2016 machte die Nettoschuld 30.709 Mio. € aus, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 5.075 Mio. € (von denen sich 3.077 Mio. € auf Kontokorrentkredite von Tochtergesellschaften bezogen).

INFORMATION UBER 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 ENGIE SA über die letzten beiden Berichtsperioden ihren Lieferanten zu zahlen hatte:

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Extern	Gruppe	Summe	Extern	Gruppe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Überfällig	93	149	242	20	112	132
30 Tage	260	347	607	254	30	284
45 Tage	65	4	69	141	253	394
Mehr als 45 Tage	17	-	17	54	-	54
SUMME	435	500	935	469	395	864

6.1.2. Zahlungsmittel und Eigenkapital

6.1.2.1 Darlehenskonditionen und Finanzstruktur für den Darlehensgeber

Schuldstruktur

Die Bruttoschuld (ohne Kontokorrentkredite, fortgeführte Anschaffungskosten und derivative Finanzinstrumente) betrug per 31. Dezember 2016 34,8 Mrd. €. Das ist weniger als im Vorjahr. Sie bestand hauptsächlich aus 22 Mrd. € in Anleihen und 6,2 Mrd. € in Bankdarlehen (einschließlich Finanzierungsleasings). Sonstige Darlehen und Inanspruchnahmen von Kreditlinien summierten sich zu 0,4 Mrd. €. Kurzfristige Darlehen (Commercial Paper)/Wertpapiere hatten Ende 2016 einen Anteil von 18 % an dieser Gesamtbruttoschuld.

Insgesamt 81 % der Bruttoschuld wurden auf Finanzmärkten emittiert (Anleiheemissionen und Commercial Paper/kurzfristige Wertpapiere). Die Nettoschuld ohne fortgeführte Anschaffungskosten und den Effekt derivativer Finanzinstrumente und von Barsicherheiten betrug Ende 2016 24,8 Mrd. €.

Ende 2016 war die Nettoschuld zu 77 % in Euro, 13 % in US-Dollar und 3 % in britischen Pfund denominiert, ohne fortgeführte Anschaffungskosten, aber nach dem Beitrag der Umrechnungssätze von Derivaten.

Nach dem Beitrag von Derivaten waren 83 % der Nettoschuld festverzinslich. Gegenüber 2015 haben sich die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld mit 2,78 % um 21 Basispunkte verringert. Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld lag Ende 2016 bei 9,4 Jahren.

Wichtigste Transaktionen 2016

Die wichtigsten Transaktionen 2016 mit Einfluss auf die Finanzschuld sind in Anhang 15.3.2 von Abschnitt 6.2 "Konzernabschluss" beschrieben. Außerdem verlängerte die Gruppe die Fälligkeiten der 5,5 Mrd. € bzw. 5 Mrd. € gepoolter Konsortialkreditlinien um ein Jahr auf November 2021 bzw. März 2021. 2016 erlangte die jährliche Aktualisierung des Prospekts für das EMTN-Programm von ENGIE über 25 Mrd. € die AMF-Genehmigung Nr. 16-474 vom 11. Oktober 2016.

Belastbarkeit

Ab April 2016 haben Standard & Poor's ENGIE mit A-/A-2 mit Ausblick negativ und Moody's mit A2/P-1 mit stabilem Ausblick bewertet.

6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital

Per 31. Dezember 2016 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien (die unter anderem zur Deckung von Commercial-Paper-/kurzfristig vermarktbaren Wertpapierprogrammen verwendet werden können) von 13,6 Mrd. €. 93 % dieser Linien werden zentral verwaltet, unterliegen keinen Financial Covenants oder sind mit einem Kreditrisiko-Rating verknüpft. Die Gegenparteien dieser Linien sind weit diversifiziert, keine einzige hält mehr als 6% der Gesamtsumme dieser gepoolten Linien. Ende 2016 wurde keine gepoolte Kreditfazilität genutzt.

Zudem hat die Gruppe Kreditlinien in einigen Tochtergesellschaften eingerichtet, für die die Dokumentation Kennzahlen zu deren Finanzlage enthält. Für diese Kreditlinien bürgen weder ENGIE SA noch GIE ENGIE Alliance.

Die Definition wie auch die Kennzahlgröße, die auch als Financial Covenants bezeichnet werden, sind mit den Kreditgebern vertraglich vereinbart und können während der Laufzeit des Darlehens überprüft werden.

Die häufigsten Kennzahlen sind:

―	Schuldendienstdeckungsgrad = Free Cash Flow (Kapitalbetrag + Zinsaufwand) oder der Schuldendienstanteil (Zinsdeckungsgrad = EBITDA/Zinsaufwand);
―	Loan Life Cover Ratio (Anpassung der mittleren Kosten der künftigen Free Cash Flow-Schuld dividiert durch die Restschuld);
―	Statischer Verschuldungsgrad oder Wahrung einer Mindesteigenkapitalmenge.

Per 31. Dezember 2016 erfüllten alle Unternehmen der Gruppe, deren Schuld konsolidiert ist, die Covenants und Zusicherungen aus ihrer Finanzdokumentation.

6.1.2.3 Erwartete Finanzquellen zur Erfüllung von Verpflichtungen aus Investitionsentscheidungen

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

Nötigenfalls könnte eine Sonderfinanzierung für bestimmte Projekte aufgelegt werden.

Die Gruppe verfügt über Kreditlinien oder Darlehen von insgesamt 4,8 Mrd. €, die 2017 auslaufen (mit Ausnahme der Fälligkeit von 6,3 Mrd. € in Commercial Paper/kurzfristig vermarktbaren Wertpapieren). Zusätzlich besaß sie per 31. Dezember 2016 Barmittel von 10 Mrd. € (abzüglich Kontokorrentkredite) und insgesamt 13,6 Mrd. € aus verfügbaren Kreditlinien (nicht abzüglich des Betrags des ausgegebenen Commercial Paper/der kurzfristig vermarktbaren Wertpapiere), einschließlich 1,5 Mrd. €, die 2017 auslaufen.

6.2 Konzernabschluss

6.2.1. Konzernabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Erlöse	7.1	66.639	69.883
Käufe		(36.688)	(39.308)
Personalkosten	7.2	(10.231)	(10.168)
Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen	7.3	(4.869)	(5.007)
Sonstige betriebliche Aufwendungen		(10.841)	(11.163)
Sonstige betriebliche Erträge		1.399	1.617
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS	7	5.408	5.854
Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	3	764	473
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN		6.172	6.326
Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente	8.1	1.254	(261)
Wertminderungsaufwand	8.2	(4.192)	(8.748)
Restrukturierungskosten	8.3	(476)	(265)
Änderungen des Konsolidierungskreises	8.4	544	(46)
Sonstige Einmaleffekte	8.5	(850)	(248)
ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT	8	2.452	(3.242)
Finanzaufwand		(2.245)	(2.413)
Finanzertrag		865	866
NETTOFINANZERTRÄGE/(-AUFWENDUNGEN)	9	(1.380)	(1.547)
Ertragsteueraufwand	10	(909)	(324)
ÜBERSCHUSS (-FEHLBETRAG)		163	(5.113)
Konzernanteil am Nettoergebnis		(415)	(4.617)
Nicht beherrschende Anteile		579	(496)
UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO)	11	(0,23)	(1,99)
VERWÄSSERTES ERGEBNIS/ FEHLBETRAG) JE AKTIE (EURO)	11	(0,23)	(1,99)

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. 2016	31. Dez. 2016 Eigentümer Mutterunternehmen	31. Dez. 2016 Nicht-beherrschende Beteiligungen	31. Dez. 2015	31. Dez. 2015 Eigentümer Mutterunternehmen
ÜBERSCHUSS/(FEHLBETRAG)		163	(415)	579	(5.113)	(4.617)
Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere	15	146	144	2	(19)	(19)
Sicherungen von Nettoinvestitionen		(86)	(86)	-	(364)	(364)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commoditiy-Instrumente)	16	(250)	(260)	10	277	263
Cashflow-Sicherungen für Commodities	16	(641)	(401)	(240)	101	(1)
Latente Steuern auf obige Posten	10	386	286	100	(65)	(18)
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern		108	108		(162)	(162)
Umrechnungsdifferenzen		474	306	168	903	799
SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN		137	97	40	671	498
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	19	(670)	(628)	(42)	446	433
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	10	47	49	(2)	(139)	(135)
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Positionen aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern		(50)	(50)		(34)	(34)
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN		(672)	(628)	(44)	274	264
SUMME GESAMTERGEBNIS		(371)	(946)	575	(4.168)	(3.855)

In Millionen Euro	31. Dez. 2015 Nicht-beherrschende Beteiligungen
ÜBERSCHUSS/(FEHLBETRAG)	(496)
Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere	-
Sicherungen von Nettoinvestitionen	-
Cashflow-Sicherungen (ohne Commoditiy-Instrumente)	13
Cashflow-Sicherungen für Commodities	103
Latente Steuern auf obige Posten	(47)
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern
Umrechnungsdifferenzen	105
SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN	173
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	13
Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(4)
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Positionen aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern
SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN	9
SUMME GESAMTERGEBNIS	(313)

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

Bilanz

VERMÖGENSWERTE

In Millionen Euro	Anhänge	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Langfristige Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	13	6.639	7.013
Goodwill	12	17.372	19.024
Sachanlagen, zu Buchwerten	14	57.739	56.988
Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere	15	2.997	3.016
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	15	2.250	2.377
Derivate	15	3.603	4.026
Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	3	6.624	6.977
Sonstige Vermögenswerte	26	431	503
Latente Steueransprüche	10	1.250	1.280
SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		98.905	101.204
Kurzfristige Vermögenswerte
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	15	595	731
Derivate	15	9.047	10.857
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten	15	20.835	19.349
Vorräte	26	3.656	4.207
Sonstige Vermögenswerte	26	10.692	9.348
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	15	1.439	1.172
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	15	9.825	9.183
Vermögenswerte, die als zum Verkauf verfügbar klassifiziert sind	4	3.506	4.607
SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE		59.595	59.454
SUMME DER VERMÖGENSWERTE		158.499	160.658

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. 2016	31. Dez. 2015
Eigenkapital		39.578	43.078
Nicht beherrschende Anteile	2	5.870	5.672
SUMME EIGENKAPITAL	17	45.447	48.750
Langfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	18	19.461	16.804
Langfristiges Fremdkapital	15	24.411	28.123
Derivate	15	3.410	4.216
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	15	200	237
Sonstige Verbindlichkeiten	26	1.203	1.108
Latente Steuerverbindlichkeiten	10	6.775	8.131
SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		55.461	58.619
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Rückstellungen	18	2.747	2.032
Kurzfristiges Fremdkapital	15	12.539	11.032
Derivate	15	9.228	8.642
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	15	17.075	17.101
Sonstige Verbindlichkeiten	26	15.702	13.782
Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind	4	300	699
SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN		57.591	53.288
SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN		158.499	160.658

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	Gesellschaftskapital	Eigenkapitalzuwachs aus sonstigen Quellen	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2014	2.435.285.011	2.435	32.506	12.436	3.564	(627)
Nettoergebnis				(4.617)
Sonstiges Gesamtergebnis				264		(301)
SUMME GESAMTERGEBNIS				(4.353)	-	(301)
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung				46
Dividendenauszahlung in bar				(2.392)
Käufe/Veräußerungen eigener Anteile				(134)
Kupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen					(145)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern				(60)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden				(73)
Stammkapitalerhöhungen/- herabsetzungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet
Sonstige Änderungen				8
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2015	2.435.285.011	2.435	32.506	5.479	3.419	(928)

In Millionen Euro	Umrechnungsdifferenzen	Eigene Anteile	Eigenkapital	Nicht beherrschende Anteile	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2014	191	(957)	49.548	6.433	55.981
Nettoergebnis			(4.617)	(496)	(5.113)
Sonstiges Gesamtergebnis	799		762	183	945
SUMME GESAMTERGEBNIS	799	-	(3.855)	(313)	(4.168)
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung			46	-	46
Dividendenauszahlung in bar			(2.392)	(482)	(2.875)
Käufe/Veräußerungen eigener Anteile		135	1	-	1
Kupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen			(145)	-	(145)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern			(60)	21	(39)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden			(73)		(73)
Stammkapitalerhöhungen/-herabsetzungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet				22	22
Sonstige Änderungen			8	(8)	-
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2015	990	(822)	43.078	5.672	48.750

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	Gesellschaftskapital	Kapitalrücklage	Konsolidierte Rücklagen	Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2015	2.435.285.011	2.435	32.506	5.479	3.419	(928)
Nettoergebnis				(415)
Sonstiges Gesamtergebnis				(628)		(209)
SUMME GESAMTERGEBNIS				(1.044)	-	(209)
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung				37
Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17.2.3)				(2.397)
Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 17.1.2)				(72)
Kupons von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 17.2.1)					(146)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern				(37)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden				6
Stammkapitalerhöhungen/- herabsetzungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet
Sonstige Änderungen				(7)
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2016	2.435.285.011	2.435	32.506	1.967	3.273	(1.137)

In Millionen Euro	Umrechnungsdifferenzen	Eigene Anteile	Eigenkapital	Nicht beherrschende Anteile	Summe
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2015	990	(822)	43.078	5.672	48.750
Nettoergebnis			(415)	579	163
Sonstiges Gesamtergebnis	306		(531)	(3)	(535)
SUMME GESAMTERGEBNIS	306	-	(946)	575	(371)
Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung			37	-	37
Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17.2.3)			(2.397)	(507)	(2.903)
Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 17.1.2)		61	(11)	-	(11)
Kupons von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 17.2.1)			(146)	-	(146)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern			(37)	20	(17)
Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden			6	-	6
Stammkapitalerhöhungen/-herabsetzungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet				81	81
Sonstige Änderungen			(7)	27	20
EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2016	1.296	(761)	39.578	5.870	45.447

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. 2016	31. Dez. 2015
ÜBERSCHUSS (FEHLBETRAG)		163	(5.113)
- Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		(764)	(473)
+ Erhaltene Dividenden von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden		469	503
- planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen, netto		9.995	13.890
- Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte		(676)	(47)
- Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente		(1.254)	261
- Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken		41	50
- Aufwendungen für Ertragsteuern		909	324
- Nettofinanzergebnis		1.380	1.547
Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf		10.263	10.942
+ Gezahlte Steuern		(1.459)	(1.722)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	26.1	1.369	1.163
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT		10.174	10.383
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	5.5	(6.230)	(6.459)
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	5.5	(411)	(259)
Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit	5.5	(208)	(241)
Erwerbe von zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren	5.5	(391)	(252)
Veräußerung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten		202	507
Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		983	(48)
Veräußerungen von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit		1.457	1
Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren		768	41
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte		-	133
Dividenden aus langfristigen finanziellen Vermögenswerten		145	103
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht vom Konzern und sonstigen	5.5	30	245
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT		(3.655)	(6.230)
Gezahlte Dividenden(1)		(3.155)	(3.107)
Rückzahlung von Finanzschulden		(4.760)	(4.846)
Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten		(257)	296
Gezahlte Zinsen		(799)	(918)
Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		137	126
Cashflow aus Derivaten, die die Voraussetzungen einer Absicherung von Nettoinvestitionen erfüllen, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekaufte Fremdkapitalaufnahmen		(236)	(660)
Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen		2.994	5.834
Kapitalerhöhung/-senkung		78	21
Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile		(11)	1
Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen	5.5	(26)	(42)
CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT		(6.034)	(3.295)
Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen		157	(221)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE		642	637
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN		9.183	8.546
ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE		9.825	9.183

(1) Die Zeile "Gezahlte Dividenden" schließt die Kupons ein, die den Inhabern von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen am 31. Dezember 2016 in Höhe von 146 Mio. € und am 31. Dezember 2015 von 145 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.

6.2.2. Anhänge zum Konzernabschluss

ENGIE SA, die Muttergesellschaft der Gruppe, ist eine französische Aktiengesellschaft 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 französische Handelsunternehmen Geltung haben. Sie wurde am 20. November 2004 für die Dauer von 99 Jahren gegründet.

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

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

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

Am 1. März 2017 wurde der Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2016 beendete Geschäftsjahr vom Verwaltungsrat der Gruppe 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 ENGIE für die letzten zwei Berichtsperioden (endend am 31. Dezember 2015 und 2016) vorgelegt. Diese Informationen wurden gemäß Verordnung (EG) Nr. 1606/2002 vom 19. Juli 2002 "betreffend die Anwendung internationaler Rechnungslegungsstandards" erstellt. Der Konzernabschluss der Gruppe für das am 31. Dezember 2016 beendete Jahr wurde gemäß den IFRS-Standards erstellt, wie vom International Accounting Standards Board veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen™.

Die Rechnungslegungsstandards, die für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2016 beendete Jahr zugrunde gelegt wurden, sind mit den Richtlinien konsistent, die angewandt wurden, um den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2015 beendete Jahr zu erstellen, mit den Ausnahmen, die im folgenden § 1.1.1 beschrieben sind.

1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die für 2016 gelten

―	Änderungen an IFRS 11 - Gemeinschaftliche Vereinbarungen: Bilanzierung von Erwerben von Anteilen an einer gemeinsamen Geschäftstätigkeit
―	Änderungen an IAS 16 - Sachanlagen und IAS 38 - Immaterielle Vermögenswerte: Klarstellung akzeptabler Abschreibungsmethoden
―	Änderungen an IAS 1 - Darstellung des Abschlusses: Angabeninitiative.
―	Änderungen an IAS 19 - Leistungen an Arbeitnehmer - Leistungsorientierte Pläne: Arbeitnehmerbeiträge.
―	Jährliche Verbesserungen an den IFRS-Standards - Zyklus 2010-2012.
―	Jährliche Verbesserungen an den IFRS-Standards - Zyklus 2012-2014.

Diese Änderungen haben keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss.

1.1.2 2017 geltende IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die die Gruppe nicht vorzeitig anwenden will

―	Änderungen an IAS 7 - Kapitalflussrechnungen: Angabeninitiative(2)
―	Änderungen an IAS 12 - Ertragsteuern: Ansatz von Vermögenswerten aus latenten Steuern für nicht realisierte Verluste(2) .

1.1.3 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die nach 2017 gelten

―	IFRS 9 - Finanzinstrumenten

2015 startete die Gruppe ein spezielles Projekt, das sich mit den drei Phasen des neuen Standards befasst.

Für die Phase I "Klassifizierung und Bewertung" ist die wichtigste zu erwartende Auswirkung die Umgliederung von zum Verkauf gehaltenen Wertpapieren, die gegenwärtig nach dem beizulegenden Zeitwert im sonstigen Gesamtergebnis bewertet wurden. Nach IFRS 9 werden die meisten entweder als Eigenkapitalinstrumente angesetzt, die nach dem beizulegenden Zeitwert im sonstigen Gesamtergebnis oder in der Gewinn- und Verlustrechnung oder als Schuldtitel nach dem beizulegenden Zeitwert im sonstigen Gesamtergebnis bewertet werden.

Für die Phase II "Wertminderung" wurden Modelle für erwartete Kreditverluste gemäß diesem neuen Standard erarbeitet. Die Wirkungsanalyse wird 2017 fortgeführt.

Für die Gruppe spielt auch die Phase III "Hedge Accounting" eine Rolle, bislang werden jedoch keine wesentlichen Auswirkungen erwartet.

Die Gruppe hat beschlossen, diesen neuen Standard ab der Berichtsperiode beginnend mit dem 1. Januar 2018 anzuwenden, und nicht für seine vorzeitige Anwendung optiert.

―	IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden.

Die Gruppe hat ein Projekt ins Leben gerufen, um die Punkte zu identifizieren, die wahrscheinlich beeinflussen werden, wie Erlöse aus den verschiedenen Geschäftstätigkeiten der Gruppe angesetzt werden.

Nach dem bisherigen Stand zeichnen sich zwei Punkte ab, die sich wahrscheinlich auf den konsolidierten Erlös auswirken.

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

(2) Die Europäischen Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.

In bestimmten Ländern, in denen die Gruppe als Energieversorger auftritt, ohne sie zu verteilen, kann die Analyse nach IFRS 15 dazu führen, dass nur der Energieabsatz als Erlös angesetzt wird. Das setzt den Erlös herab, wirkt sich aber nicht auf die Marge bei Energie aus.

Kauf-/Verkaufstransaktionen für Commodities, die IFRS 9 - Finanzinstrumente zugeordnet sind, fallen nicht unter IFRS 15. Entsprechende Verkäufe werden somit in einer anderen Zeile als der dargestellt, die den Erlös nach IFRS 15 zeigt.

Die Gruppe hat beschlossen, diesen neuen Standard ab der Berichtsperiode beginnend mit dem 1. Januar 2018 anzuwenden, und nicht für seine vorzeitige Anwendung optiert.

―	IFRS 16 - Leasingverhältnisse(1) .

Mit der Veröffentlichung von IFRS 16 wurde ein internes Projekt gestartet. Nach dem neuen Standard werden alle Leasingverpflichtungen in der Bilanz angesetzt, ohne zwischen Operating-Leasings, die gegenwärtig als bilanzunwirksame Verpflichtungen dargestellt werden (vgl. Anhang 22), und Finanzierungsleasings zu unterscheiden.

Die Bestimmung der Auswirkungen des Übergangs werden 2017 andauern, indem insbesondere Leasingverträge innerhalb der Gruppe identifiziert und nach dem neuen Standard analysiert werden (indem ein Leasingverhältnis identifiziert, die Leasingbedingungen bewertet, Abzinsungssätze bestimmt werden usw.).

―	Änderungen an IFRS 2 - Anteilsbasierte Vergütung: Klassifizierung und Bewertung von Geschäftsvorfällen mit anteilsbasierter Vergütung(1) .
―	IFRIC 22 - Transaktionen in fremder Währung und im Voraus gezahlte Gegenleistungen(1) .
―	Jährliche Verbesserungen an den IFRS-Standards - Zyklus 2014-2016(2)

Die Auswirkung der Anwendung dieser IFRS-Standards, Änderungen und IFRIC-Interpretationen wird zurzeit bewertet.

1.1.4 Hinweis auf Übergangsoptionen für IFRS 1

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

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

1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung

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

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen

Nach IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche werden zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte oder Veräußerungsgruppen zu dem niedrigeren Wert von Buchwert oder beizulegendem Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, separat 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 Angebote, die von potenziellen Käufern abgegeben werden, und spezielle Risiken bei der Durchführung bestimmter Transaktionen.

1.3 Anwendung von Schätzungen und Ermessensentscheidungen

Die Entwicklungen des wirtschaftlichen und finanziellen Umfelds veranlassten die Gruppe, ihre Verfahren zur Risikoüberwachung zu intensivieren und eine Risikoabschätzung in die Bewertung von Finanzinstrumenten aufzunehmen und Werthaltigkeitstests durchzuführen. Die Schätzungen der Gruppe, die für Businesspläne und die Bestimmung von Abzinsungssätzen für Werthaltigkeitstests und zur Berechnung von Rückstellungen benutzt werden, berücksichtigen das Umfeld und die 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 sowie Erträge und Aufwendungen zu bestimmen, die über die Periode ausgewiesen wurden.

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

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

―	Bewertung des beizulegenden Zeitwerts von bei einem Unternehmenszusammenschluss erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden (vgl. Anhang 4);
―	Bewertung des erzielbaren Betrags für den Goodwill und sonstige immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen (vgl. § 1.4.4 und 1.4.5);
―	Bewertung von Rückstellungen, insbesondere für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs, Abbruchverpflichtungen, Rechtstreitigkeiten, 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 angesetzter steuerlicher Verlustvorträge (vgl. Anhang 10.3).

(1) Die Europäischen Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.

(2) Die Verbesserungen aus diesem Zyklus gelten ab 2018, mit Ausnahme von IFRS 12, die 2017 in Kraft treten.

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

Die Hauptannahmen und Schätzungen für die Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts von erworbenen Vermögenswerten und übernommenen Schulden enthalten die Marktaussichten für die Bewertung künftiger Zahlungsströme und die anzuwendenden Abzinsungssätze. Diese Annahmen geben die bestmöglichen Schätzungen des Managements wieder.

Die Verbesserungen aus diesem Zyklus gelten ab 2018, mit Ausnahme von IFRS 12, die 2017 in Kraft treten.

1.3.1.2 Erzielbarer Betrag für den Goodwill, sonstige immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

Der erzielbare Betrag für Goodwill, sonstige immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen beruht auf Schätzungen und Annahmen insbesondere hinsichtlich der erwarteten Marktaussichten und von Änderungen des regulatorischen Rahmens, die für die Bewertung von Zahlungsströmen, deren Sensibilität sich je nach Tätigkeit unterscheidet, und die Ermittlung des Abzinsungssatzes herangezogen werden. Änderungen dieser Annahmen können einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Berichtigungen von anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen führen.

Die Hauptannahmen für die Werthaltigkeitstests bei den wichtigsten goodwilltragenden CGUs sind folgende:

―	CGU Benelux Die Cashflow-Projektionen für die CGU Benelux beruhen auf einer Vielzahl 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). Zu den Grundannahmen gehört auch der Abzinsungssatz, mit dem der Nutzungswert dieser goodwilltragenden CGU berechnet wird.
―	CGU GRDF Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasversorgungsnetze (als "ATRD 5" bekannt), der am 1. Juli 2016 für die Dauer von vier Jahren in Kraft trat, und der Höhe der Gesamtinvestitionen erstellt, die mit der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) als Teil ihres Beschlusses zum ATRD-5-Tarif vereinbart worden sind. Der Schlusswert, der am Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2022. Die RAB ist der Wert, den der Regulator den Vermögenswerten zuweist, die der Versorger betreibt.
―	CGU Frankreich B2C Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen beinhalten hauptsächlich die Abzinsungssätze, erwartete Trends bei der Nachfrage von Gas und Strom in Frankreich, Änderungen des Marktanteils der Gruppe und Prognosen für die Gewinnspannen.
―	CGU Frankreich Erneuerbare Energie Die Hauptannahmen beziehen sich insbesondere auf die Aussichten auf Verlängerung der Konzessionsvereinbarungen zur Nutzung der Wasserkraft in Frankreich, erwartete Trends bei den Stromverkaufspreisen und Abzinsungssätzen.
―	CGU Generation Europe Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen basieren auf erwarteten Trends für die Nachfrage nach Strom und den Preisprognosen für CO2 , Brennstoff und Strom sowie der Höhe von Abzinsungssätzen.
―	CGU Storengy Die für den Test benutzten Hauptannahmen basieren auf (i) prognostizierten Kapazitätsverkäufen in Frankreich und Deutschland, die von Änderungen der Marktbedingungen und insbesondere von saisonalen Erdgas-Spreads abhängen, und (ii) auf erwarteten Änderungen von Vorschriften über unterirdische Erdgasspeicher in Frankreich.

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) (vgl. Anhang 18.2);
―	den Zeitplan für Aufwendungen (vor allem für die Stromerzeugung in Kernkraftwerken, den Zeitplan für die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente und für den Abbruch der Anlagen sowie den Zeitplan zum Ausstieg aus dem Gasgeschäft für die Gasinfrastrukturunternehmen in Frankreich) (vgl. Anhänge 18.2 und 18.3);
―	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 Bewertung ihrer Verpflichtungen geeignet und dokumentiert sind. Änderungen dieser Annahmen können sich jedoch erheblich 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 erhebliche 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 Mitteldruckgas 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, das 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 erheblich anzusehen sind. In Frankreich werden noch nicht in Rechnung gestellte Erlöse ("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 abgerechneter Umsatzerlöse am Jahresende schwankt je nach Annahmen zu Menge und Durchschnittspreis.

1.3.1.7 Bewertung angesetzter steuerlicher Verlustvorträge

Latente Steueransprüche werden bei den steuerlichen Verlustvorträgen angesetzt, wenn es wahrscheinlich ist, dass es einen steuerbaren Gewinn gibt, mit dem sich der steuerliche Verlustvortrag verrechnen lässt. 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 derselben Steuerbehörde und demselben zu besteuernden Unternehmen und auf Schätzungen künftiger steuerbarer Gewinne. Diese Schätzungen und Verwendungen steuerlicher 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, trifft aber auch Ermessensentscheidungen, um die angemessenen Rechnungslegungsmethoden für bestimmte Tätigkeiten und Geschäfte insbesondere dann zu bestimmen, wenn die geltenden IFRS-Standards und IFRIC-Interpretationen nicht speziell auf die jeweiligen Rechnungslegungsprobleme eingehen.

Die Gruppe nutzte ihren Ermessensspielraum vor allem, um die Art der Beherrschung, die Klassifizierung von Vereinbarungen, die ein Leasing-Verhältnis enthalten, den Ansatz von Erwerben nicht beherrschender Anteile vor dem 1. Januar 2010 und die Identifizierung von Verträgen zur "Selbstnutzung" laut Definition in IAS 39 unter den Verträgen über den Kauf oder Verkauf nicht finanzieller Posten (Strom und Gas usw.) zu ermitteln.

Gesellschaften, für die Ermessensentscheidungen hinsichtlich der Art der Beherrschung getroffen wurden, sind in Anhang 2 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2016" und 3 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" aufgeführt.

Nach IAS 1 erscheinen die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Schulden der Gruppe in der Konzernbilanz getrennt. 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

Beherrschte Unternehmen (Tochterunternehmen)

Beherrschte Unternehmen (Tochterunternehmen) werden gemäß IFRS 10 - Konzernabschlüsse vollkonsolidiert. Ein Investor (die Gruppe) beherrscht eine juristische Person und muss sie deshalb als Tochtergesellschaft konsolidieren, wenn alles Folgende zutrifft:

―	die Befugnis, die maßgeblichen Tätigkeiten der Gesellschaft zu bestimmen;
―	ein Anrecht auf variable Renditen aus seinem Engagement in dem Unternehmen;
―	die Fähigkeit, seine Macht über das Unternehmen dergestalt zu nutzen, dass dadurch die Höhe der Rendite für den Investor beeinflusst wird.

Investitionen in assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen

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

Investitionen in gemeinschaftliche Tätigkeiten

Nach IFRS 11 - Gemeinsame Vereinbarungen ist eine gemeinschaftliche Tätigkeit eine gemeinsame Vereinbarung, bei der die Parteien mit gemeinschaftlicher Führung Rechte an den Vermögenswerten und Verpflichtungen für die Schulden aus der Vereinbarung haben.

Nach diesem Standard bilanziert die Gruppe die Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Erlöse und Aufwendungen für ihren Anteil an einer gemeinschaftlichen Tätigkeit gemäß den IFRS-Standards, die für diese Vermögenswerte, Verbindlichkeiten, Erlöse und Aufwendungen gelten.

Produktionsbeteiligungsverträge, insbesondere bei Öl- und Gasexplorations- und -fördertätigkeiten, gelten als nicht unter IFRS 11 fallend. Auf der Grundlage der Vertragsklauseln bilanzieren die Vertragspartner ihre Rechte auf einen Anteil an der Produktion und den Reserven.

1.4.2 Umrechnungsmethoden der Fremdwährung

1.4.2.1 Berichtswährung im Konzernabschluss

Der Konzernabschluss ist in Euro (€) erstellt.

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 Umrechnungsgewinne und -verluste werden im Konzernabschluss für das Jahr verbucht, auf das sie sich beziehen;
―	werden nicht-monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Anschaffungskosten am Transaktionstag angesetzt.

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 "Umrechnungsanpassungen" als sonstiges Gesamtergebnis verbucht.

Anpassungen des Goodwill 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 wendet die Gruppe die Erwerbsmethode nach dem überarbeiteten IFRS 3 an, die im Ansatz der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag sowie nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen besteht. Nicht beherrschende Anteile 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 nicht beherrschende Beteiligungen auszuweisen.

1.4.4 Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibung und kumulierten Wertminderungsaufwands, angesetzt.

1.4.4.1 Goodwill

Ansatz des Goodwill

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 Goodwill stellt den Überschuss dar, der nach 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 nicht der Unternehmenszusammenschluss stufenweise erfolgt).

Bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss - d. h. wenn die Gruppe eine Tochtergesellschaft durch aufeinander folgende Anteilskäufe erwirbt - wird die Höhe des Goodwill für jedes Tauschgeschäft separat bestimmt, ausgehend von den beizulegenden Zeitwerten der identifizierbaren Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Eventualverbindlichkeiten des erworbenen Unternehmens zum Zeitpunkt jedes Tauschgeschäfts.

Nach dem 1. Januar 2010 durchgeführte Unternehmenszusammenschlüsse

Der Goodwill ist der Überschuss aus dem Aggregat von:

(i) der übertragenen Gegenleistung;

(ii) der Höhe nicht beherrschender Anteile an dem erworbenen Unternehmen und

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

im Verhältnis zu den am Erwerbstag beizulegenden Nettozeitwerten der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden.

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

Der Goodwill von Anteilen an assoziierten Unternehmen wird bei "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden", verbucht.

Bewertung des Goodwill

Der Goodwill wird nicht abgeschrieben, sondern jährlich auf seine Werthaltigkeit getestet oder auch öfter, wenn es einen Hinweis auf eine Wertminderung gibt. Werthaltigkeitstests werden 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 Goodwill kann nicht aufgeholt werden. Er erscheint unter "Wertminderungsaufwand" in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns.

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 jeweiligen Vermögenswerte, aber über höchstens 40 Jahre, abgeschrieben;
―	Konzessionsvermögenswerte.

Immaterielle Vermögenswerte werden auf der Basis des erwarteten Verbrauchs des geschätzten künftigen wirtschaftlichen Nutzens abgeschrieben, den der Vermögenswert verkörpert. 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 mit unbestimmter Nutzungsdauer werden nicht abgeschrieben, hier sind jährlich Werthaltigkeitstests erforderlich.

1.4.5 Sachanlagen

1.4.5.1 Erstmaliger Ansatz und Folgebewertung

Posten der Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich etwaiger kumulierter planmäßiger Abschreibung und etwaigen kumulierten Wertminderungsaufwands angesetzt.

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

Subventionen für Investitionen werden vom Bruttowert der jeweiligen Vermögenswerte abgezogen.

Gemäß IAS 16 enthalten die anfänglichen Kosten von Sachanlagen eine anfängliche Kostenschätzung für Abbruch 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 angesetzt. 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 bei den Sachanlagen erfasst (vgl. § 1.4.10 "Vorräte').

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, zum dem sie gehört, separat über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.

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

	Nutzungsdauer
Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre)	Minimum	Maximum
---	---	---
Anlagen und Maschinen
• Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung	5	60(1)
• Installation - Instandhaltung	3	10
• Hydraulische Anlagen und Maschinen	20	65
Sonstige Sachanlagen	2	33

(1) 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 bilden Tihange 1, Doel 1 und Doel 2, deren Betriebsdauer 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 "vorab aktivierten Explorationskosten" aktiviert. Diese Erkundungsbohrkosten 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 Transport- 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). Danach entspricht die Erschöpfungsrate dem Verhältnis der Öl- und Gasproduktion über die Periode zu den wahrscheinlichen Reserven.

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
―	der Konzessionsgeber beherrscht die Infrastruktureinrichtung, 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 angesetzt, 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 unter der erwarteten bleibt.

Die wichtigsten Indikatoren für Wertminderung, die die Gruppe verwendet, sind im Folgenden beschrieben:

―

externe Informationsquellen:

―	signifikante Veränderungen des wirtschaftlichen, technologischen, regulatorischen, politischen oder Marktumfelds, in dem die Gesellschaft tätig ist, oder das Zweck des Vermögenswerts ist;
―	Rückgang der Nachfrage;
―	nachteilige Veränderungen 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 verbuchte Wertminderungsaufwand kann nachfolgend aufgeholt werden, sobald der erzielbare Betrag der Vermögenswerte wieder höher als ihr Buchwert ist. Der erhöhte Buchwert einer Sachanlage, der der Aufholung eines 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 CGUs zusammengefasst, und der Buchwert jeder CGU wird ihrem erzielbaren Betrag gegenübergestellt.

Bei operativen Einheiten, die die Gruppe auf langfristiger und fortgeführter Basis halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag einer CGU ihrem beizulegenden Zeitwert, abzüglich Verkaufskosten, oder ihrem 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 angesetzt.

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 unterirdischen Speicherstätten 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 maßgeblich 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 angesetzt, wenn der Nettorealisierungswert von Vorräten geringer als ihre gewichteten Durchschnittskosten ist.

Treibhausgasemissionszertifikate

Die Richtlinie 2003/87/EG ist in der Europäischen Union die Grundlage für den Handel mit Treibhausgas-(THG)-Emissionszertifikaten. Laut Richtlinie müssen die betreffenden Standorte jedes Jahr eine Anzahl Zertifikate in Höhe der Gesamtemissionen der Anlagen während des vorhergehenden Kalenderjahrs abgeben. Da es in den IFRS-Standards keine speziellen Vorschriften 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 des Vertrags, der dieses Fehlen von Emissionszertifikaten absichert.

Energiesparzertifikate (ESC)

Da es für die Bilanzierung von Energiesparzertifikaten (ESC) bislang keine IFRS-Standards oder IFRIC-Interpretationen gibt, werden die folgenden Grundsätze angewandt:

―	sollte die Anzahl der gehaltenen ESCs am Ende der Berichtsperiode die Verpflichtung überschreiten, wird das als Vorrat bilanziert, andernfalls als Schuld;
―	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 gemäß IAS 32 und IAS 39 angesetzt und bewertet.

1.4.11.1 Finanzielle Vermögenswerte

Zu den finanziellen Vermögenswerten gehören zum Verkauf verfügbare 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.

Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere

Zu den "zur Veräußerung gehaltenen Wertpapieren" gehören Investitionen der Gruppe in nicht konsolidierte Gesellschaften und Eigenkapital- oder Schuldinstrumente, die nicht die Kriterien für eine Einstufung in eine andere Kategorie erfüllen (siehe unten). Die Kosten werden mit der Durchschnittsmethode ermittelt.

Beim erstmaligen Ansatz werden diese Posten zum beizulegenden Zeitwert bewertet, der allgemein den Anschaffungskosten zuzüglich Transaktionskosten entspricht.

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 Gesamtergebnis 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 Ertrag angesetzt. Nur Wertminderungsaufwendungen, die für Schuldinstrumente angesetzt sind (Gläubigerpapiere/Schuldverschreibungen), können durch den Ertrag aufgeholt werden.

Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

Dieser Posten enthält hauptsächlich Kredite an verbundene Unternehmen, 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 Designierung, die in IAS 39 festgehalten 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, bei denen der Basiswert als kurzfristiger Posten eingestuft ist;
―	alle Commodity-Trading-Derivate, die nicht als Sicherung 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 Posten 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 (vgl. § 1.4.11.3). 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-Standards keine spezielle Anleitung enthalten, hat die Gruppe gemäß den Empfehlungen der AMF für die Berichtsperiode 2009 entschieden, Instrumente, die vor dem 1. Januar 2010 angesetzt 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 Goodwill erfasst;
―	am Ende jeder Berichtsperiode wird die Höhe der finanziellen Verbindlichkeit geprüft, und alle Änderungen des Betrags werden mit einer entsprechenden Berichtigung des Goodwill verbucht;
―	Dividendenzahlungen an Minderheitsbeteiligungen führen zu einer Erhöhung des Goodwill;
―	in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns wird den nicht-beherrschenden Beteiligungen ihr Anteil am Erlös zugeteilt. Im Konzernabschluss mindert der den nicht beherrschenden Beteiligungen allokierte Ertragsanteil den Buchwert des Goodwill. Für Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Verbindlichkeiten zu Lasten des Goodwill 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 wesentlichen Anfangsnettoinvestition erfordern und die (iii) zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.

Zu den Derivaten gehören daher Swaps, Optionen, Futures und Swaptions sowie Forwards zum Kauf oder Verkauf von börsennotierten und nicht notierten Wertpapieren und feste Verpflichtungen oder Optionen, nicht-finanzielle Vermögenswerte zu kaufen oder zu verkaufen, bei denen es um die physische Lieferung des Basiswerts geht. Bei Käufen und Verkäufen von Strom und Erdgas analysiert die Gruppe systematisch, ob der Vertrag innerhalb der "gewöhnlichen" Geschäftstätigkeit geschlossen wurde und daher nicht unter 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 nachzuweisen, dass es nicht Praxis der Gruppe ist, derartige Verträge auf Nettobasis zu begleichen und dass diese Verträge kein Äquivalent für geschriebene Optionen sind. Insbesondere bei den Strom- und Gasverkäufen, die dem Käufer eine gewisse Flexibilität hinsichtlich der gelieferten Mengen gestatten, unterscheidet die Gruppe zwischen Verträgen, die ein Äquivalent für Absatz von Kapazität sind - die als Geschäfte angesehen werden, die in die gewöhnliche Geschäftstätigkeit fallen -, und solchen, die ein Äquivalent für geschriebene Finanzoptionen sind, die als derivative Finanzinstrumente bilanziert werden.

Nur Verträge, die alle oben genannten Bedingungen erfüllen, unterliegen nicht 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 Cashflows 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, bei denen es potenziell um Vertragspreis, Volumen oder Fälligkeit geht. Das ist hauptsächlich bei Verträgen zum Kauf oder Verkauf nicht-finanzieller Vermögenswerte der Fall, deren Preis sich auf der Grundlage eines Index, eines Wechselkurses für eine Fremdwährung oder des Preises eines Vermögenswerts ändert, der nicht der Basiswert aus dem Vertrag 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;
―	das eingebettete Derivat nach Herauslösung aus dem Basisvertrag dennoch 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 (i) Sicherung des beizulegenden Zeitwerts eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit; (ii) Cashflow-Sicherung oder (iii) Sicherung 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 angesetzt.

Gewinn oder Verlust bei dem abgesicherten Posten, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert des abgesicherten Postens und wird auch im Ertrag angesetzt, wenn sich der abgesicherte Posten in einer Kategorie befindet, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts als sonstiges Gesamtergebnis angesetzt 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 der Zahlungsströme, 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 Sicherung feststeht, wird direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im 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 Sicherung nicht länger als wirksam gilt, steht der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument weiterhin im Eigenkapital, bis es zu der erwarteten Transaktion kommt. Ist jedoch das prognostizierte Geschäft nicht länger zu erwarten, wird der kumulierte Gewinn oder Verlust aus dem Sicherungsinstrument sofort im Ertrag angesetzt.

Sicherung einer Nettoinvestition in ein Geschäft im Ausland

Genau wie beim Cashflow-Hedging wird der Teil des Gewinns oder Verlusts aus dem Sicherungsinstrument, der ein Währungsrisiko wirksam absichern soll, direkt im sonstiges Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag ausgewiesen wird. Die im sonstigen Gesamtergebnis kumulierten Gewinne oder Verluste werden in die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung übertragen, wenn die Investition liquidiert oder verkauft wird.

Sicherungsinstrumente: Feststellen und Dokumentieren von Sicherungsverhältnissen

Die Sicherungsinstrumente und die abgesicherten Posten 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 Sicherung 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 zwischen dem Sicherungsinstrument und dem gesicherten Gegenstand in einem Bereich von 80 % - 125 % gegengerechnet werden.

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

Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren: Ansatz und Darstellung

Diese Posten betreffen hauptsächlich derivative Finanzinstrumente, die für wirtschaftliche Absicherungen verwendet werden, die für bilanzielle Zwecke nicht oder nicht mehr als Sicherungsverhältnis dokumentiert worden sind.

Qualifiziert ein derivatives Finanzinstrument nicht oder nicht mehr für die Sicherungsbilanzierung, 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 angesetzt und Devisen, Zinsen und Eigenkapitalderivate bei den Finanzerträgen oder -aufwendungen.

Derivate, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren und die die Gruppe in Verbindung mit konzerneigenen Commodity-Handelstätigkeiten nutzt, und sonstige Derivate mit einer Laufzeit von weniger als 12 Monaten werden in der konsolidierten Bilanz in den kurzfristigen Vermögenswerten und Schulden angesetzt, während Derivate, die nach dieser Periode auslaufen, als langfristig klassifiziert werden.

Bewertung des beizulegenden Zeitwerts

Der beizulegende Zeitwert von Instrumenten, die an einem aktiven Markt notiert sind, wird vom Marktpreis bestimmt. In diesem Falle werden diese Instrumente auf Stufe 1 der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts dargestellt.

Der beizulegende Zeitwert nicht börsennotierter Finanzinstrumente, für die es keinen aktiven Markt, aber beobachtbare Marktdaten gibt, wird mit Evaluierungstechniken wie Optionspreismodellen oder der abgezinsten Cashflow-Methode bestimmt.

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

―	der beizulegende Zeitwert von Zinsswaps wird nach dem Barwert künftiger Zahlungsströme berechnet;
―	der beizulegende Zeitwert von Devisentermingeschäften und Währungsswaps wird unter Bezug auf die jeweiligen Preise für Verträge mit ähnlichen Fälligkeiten errechnet, indem 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 mit Hilfe notierter Marktpreise bewertet ausgehend vom Barwert künftiger Zahlungsströme (Commodity-Swaps oder Commodity-Forwards), und nach Optionspreismodellen (Optionen), wenn die Marktpreisvolatilität zu berücksichtigen ist. Kontrakte mit Fälligkeiten, die die Tiefe von Transaktionen überschreiten, für die Preise beobachtbar sind, oder die besonders komplex sind, 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 Bewertung nicht im Wesentlichen auf Daten stützt, die nicht beobachtbar sind; in diesem Fall werden sie auf Stufe 3 der fair-value-Hierarchie dargestellt. Das trifft meist auf Derivate mit einer Fälligkeit zu, die außerhalb des beobachtbaren Zeitraums für 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 werden in die Berechnung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht aufgenommen und unter "Kurzfristiges Fremdkapital" verbucht.

1.4.13 Eigene Anteile

Eigene Anteile werden zu Anschaffungskosten angesetzt 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.

Durch Eigenkapital beglichene Instrumente: Bonusaktienpläne und Performance Shares für Mitarbeiter

Der beizulegende Zeitwert von Bonusaktienprogrammen wird nach dem Aktienpreis am Tag der Gewährung geschätzt, wobei zu berücksichtigen ist, dass über die Anwartschaftsdauer keine Dividende gezahlt wird, und ausgehend vom geschätzten Umsatzanteil der jeweiligen Mitarbeiter 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 die Gruppe tätig ist, haben die Unternehmen der Gruppe Verpflichtungen im Hinblick auf Pensionen, Vorruhestandszahlungen, Ruhestandsprämien und sonstige Leistungspläne. Solche Verpflichtungen gelten generell gegenüber allen Arbeitnehmern in den jeweiligen Unternehmen.

Die Verpflichtungen der Gruppe im Hinblick auf Pensionen und andere Leistungen an Arbeitnehmer werden nach IAS 19 angesetzt und bewertet. Demnach:

―	werden die Kosten der beitragsorientierten Pläne ausgehend von der Beitragshöhe 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 Vermögenswerte" als (kurzfristiger oder langfristiger) Vermögenswert erfasst.

Für Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses gilt, dass versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im sonstigen Gesamtergebnis angesetzt 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 für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs, für den Abbruch von Anlagen und für die Kosten der Flächensanierung. Die angewandten 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 angesetzt, 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;
―	Fertigungsaufträge und Leasingverträge.

Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Waren werden bei Lieferung angesetzt, d. h. wenn die maßgeblichen Eigentumsrechte und -pflichten auf den Käufer übergehen. Bei Dienstleistungen und Fertigungsaufträgen werden die Erlöse nach der Methode zur Teilgewinnrealisierung angesetzt. In beiden Fällen werden die Umsatzerlöse erst erfasst, wenn der Transaktionspreis feststeht oder sich zuverlässig ermitteln lässt und die Erlangung 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 Gasverteilungsnetzes 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.

Außerdem werden Erlöse aus Sicherungskontrakten zur Optimierung von Produktionsvermögenswerten und aus Brennstoffkauf- und Energieverkaufsverträgen netto angesetzt.

1.4.16.2 Erbringen von Dienstleistungen

Diese Erlöse beziehen sich hauptsächlich auf Installation, Instandhaltung und Energiedienstleistungen und werden nach IAS 18 angesetzt, der verlangt, dass Dienstleistungen nach der Methode der Teilgewinnrealisierung bilanziert werden.

1.4.16.3 Fertigungsaufträge und Leasingverträge

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 Meilensteinen 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 eine Kennzahl, die 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-Standards erstellen). Das kurzfristige Betriebsergebnis ist eine Zwischensumme, die hilft, den Erfolg der betrieblichen Tätigkeit der Gruppe besser zu verstehen, denn es schließt Elemente aus, die wegen ihres ungewöhnlichen, irregulären oder außergewöhnlichen Wesens schwer vorherzusagen sind. Für die Gruppe sind solche Elemente die Marktbewertung für Commodity-Kontrakte, die nicht zu Handelszwecken gehalten werden, Wertminderungsaufwand, Restrukturierungskosten, Veränderungen 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 qualifizieren. Diese Verträge werden zur wirtschaftlichen Sicherung des laufenden Geschäfts im Energiesektor genutzt. Da Änderungen des beizulegenden Zeitwerts dieser Instrumente, die nach IAS 39 erfolgswirksam 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, sonstige immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen, 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". Diese Zeile enthält:

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

―

"sonstige Einmaleffekte" umfassen hauptsächlich Kapitalgewinne und -verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte und von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren.

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 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 Schuld 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 abzugsfähigen temporären Differenzen genutzt werden können.

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

1.4.20 Ergebnisse je Aktie

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

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 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2016

2.1 Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2016

Die folgende Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften wurde für die operativen Einheiten auf der Basis ihres Beitrags zu den Erlösen, 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 3 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" dargestellt.

"FC" bezeichnet die Methode der Vollkonsolidierung.

Einige Unternehmen, wie ENGIE SA, ENGIE Energie Services SA oder Electrabel SA sind operativ tätig und erfüllen gleichzeitig Hauptsitzfunktionen, die den Managementteams verschiedener berichtspflichtiger Segmente berichten. Die Tabelle zeigt die betrieblichen Tätigkeiten und die Hauptsitzfunktionen in den jeweiligen berichtspflichtigen Segmenten, geordnet nach Anfangsbuchstaben des Firmennamens, gefolgt von (*).

NORDAMERIKA

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
GDF SUEZ Energy Generation North America Group(1)	Stromerzeugung	Vereinigte Staaten	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Holding Inc.	Holding - Muttergesellschaft	Vereinigte Staaten	100,0		FC
Distrigas of Massachussetts	LNG-Terminals	Vereinigten Staaten	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Resources Inc.	Energieverkäufe	Vereinigte Staaten	100,0	100,0	FC	FC
Ecova	Energiedienstleistungen	Vereinigte Staaten	100,0	100,0	FC	FC

(1) Vermögenswerte, die seit 31. Dezember 2016 als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert sind.

LATEINAMERIKA

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
ENGIE Energía Chile Group	Stromerzeugung und -verteilung	Chile	52,8	52,8	FC	FC
ENGIE Energia Perú	Stromerzeugung und -verteilung	Peru	61,8	61,8	FC	FC
ENGIE Brasil Energia Group	Stromerzeugung und -verteilung	Brasilien	68,7	68,7	FC	FC

AFRIKA/ASIEN

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
GLOW Group	Stromerzeugung und -verteilung	Thailand:	69,1	69,1	FC	FC
Hazelwood Power Partnership	Stromerzeugung	Australien	72,0	72,0	FC	FC
Loy Yang B Group	Stromerzeugung	Australien	70,0	70,0	FC	FC
Simply Energy	Energieverkäufe	Australien	72,0	72,0	FC	FC
Baymina Enerji A.S.	Stromerzeugung	Türkei	95,0	95,0	FC	FC

BENELUX

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
Electrabel SA (*)	Stromerzeugung/Energieverkäufe	Belgien	100,0	100,0	FC	FC
Synatom	Verwaltung von Rückstellungen für Kraftwerke und Kernbrennstoff	Belgien	100,0	100,0	FC	FC
Cofely Fabricom SA	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Belgien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Energie Nederland N.V. (*)	Energieverkäufe	Niederlande	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Services Nederland N.V.	Energiedienstleistungen	Niederlande	100,0	100,0	FC	FC

FRANKREICH

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
ENGIE SA (*)	Energieverkäufe	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Energie Services SA (*)	Energiedienstleistungen/Netze	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
Axima Concept	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
Endel Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
INEO Group	Systeme, Anlagen und Instandhaltungsleistungen	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
Compagnie Nationale du Rhône	Stromerzeugung und -verteilung	Frankreich	49,9	49,9	FC	FC
CPCU	Städtische Fernwärmeleitungsnetze	Frankreich	64,4	64,4	FC	FC

EUROPA OHNE FRANKREICH UND BENELUX

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
ENGIE Energielösungen GmbH	Energiedienstleistungen	Deutschland	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Italia S.p.A (*)	Energieverkäufe	Italien	100,0	100,0	FC	FC
COFELY Italia S.p.A	Energiedienstleistungen	Italien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Romania	Erdgasverteilung/Energieverkäufe	Rumänien	51,0	51,0	FC	FC
ENGIE UK Retail	Energieverkäufe	Großbritannien	100,0	100,0	FC	FC
First Hydro Holdings Company	Stromerzeugung	Großbritannien	75,0	75,0	FC	FC
ENGIE Services Holding UK Ltd	Energiedienstleistungen	Großbritannien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Services Limited	Energiedienstleistungen	Großbritannien	100,0	100,0	FC	FC

INFRASTRUCTURES EUROPE

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
Elengy	LNG-Terminals	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
Fosmax LNG	LNG-Terminals	Frankreich	72,5	72,5	FC	FC
GRDF	Erdgasverteilung	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
GRTgaz Group	Erdgastransport	Frankreich	74,7	74,7	FC	FC
Storengy Deutschland GmbH	Unterirdische Erdgasspeicher	Deutschland	100,0	100,0	FC	FC
Storengy SA	Unterirdische Erdgasspeicher	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC

GEM & LNG

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
Electrabel SA (*)	Handel mit Energiemanagement	Frankreich/Belgien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Global Markets	Handel mit Energiemanagement	Frankreich/Belgien/Singapur	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Energy Management (*)	Handel mit Energiemanagement	Frankreich/Belgien/Italien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Gas & LNG LLC	Erdgas/LNG	Vereinigte Staaten	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE SA (*)	Handel mit Energiemanagement/Energieverkäufe/LNG	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC

E&P

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
ENGIE E&P International Group	Exploration - Förderung	Frankreich und andere Länder	70,0	70,0	FC	FC
ENGIE E&P International	Holding - Muttergesellschaft	Frankreich	70,0	70,0	FC	FC
ENGIE E&P Nederland B. V.	Exploration - Förderung	Niederlande	70,0	70,0	FC	FC
ENGIE E&P Deutschland GmbH	Exploration - Förderung	Deutschland	70,0	70,0	FC	FC
ENGIE E&P Norge AS	Exploration - Förderung	Norwegen	70,0	70,0	FC	FC
ENGIE E&P UK Ltd.	Exploration - Förderung	Großbritannien	70,0	70,0	FC	FC

SONSTIGE

			Anteil in %		Konsolidierungsmethode
Name des Unternehmens	Aktivität	Land	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
ENGIE SA (*)	Holding - Muttergesellschaft	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
Electrabel SA (*)	Holding/ Stromerzeugung	Belgien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Energie Services SA (*)	Holding	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
International Power Limited	Holding	Großbritannien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE CC	Finanzierungstochtergesellschaften/ Zentrale Aufgaben	Belgien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE FINANCE SA	Finanzierungstochtergesellschaften	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
Solairedirect	Stromerzeugung	Frankreich	100,0	96,6	FC	FC
ENGIE Energie Nederland N.V. (*)	Stromerzeugung	Niederlande	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Cartagena	Stromerzeugung	Spanien	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Deutschland AG (*)	Stromerzeugung	Deutschland	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Kraftwerk Wilhelmshaven GmbH & Co. KG	Stromerzeugung	Deutschland	57,0	57,0	FC	FC
ENGIE Energia Polska SA (*)	Stromerzeugung	Polen	100,0	100,0	FC	FC
ENGIE Thermique France	Stromerzeugung	Frankreich	100,0	100,0	FC	FC
Rugeley Power Limited	Stromerzeugung	Großbritannien	75,0	75,0	FC	FC
Saltend	Stromerzeugung	Großbritannien	75,0	75,0	FC	FC
Gaztransport & Technigaz (GTT)	Technologie	Frankreich	40,4	40,4	FC	FC
Tractebel Engineering	Technologie	Belgien	100,0	100,0	FC	FC

(1) Vermögenswerte, die seit 31. Dezember 2016 als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert sind.

2.2 Maßgebliche 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:

―	Regelung der Unternehmensführung: Stimmrechte und Vertretung der Gruppe in den Leitungsgremien, Mehrheit, Vetorechte;
―	werden den Anteilseignern substanzielle oder Schutzrechte garantiert, 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 Mehrheit der Stimmrechte hält

Zu dieser Kategorie gehören hauptsächlich die Untergruppen ENGIE E&P International (70 %) und GRTgaz (74,7 %).

ENGIE E&P International (E&P): 70 %

Am 31. Oktober 2011 unterzeichneten ENGIE und China Investment Corporation (CIC) eine Partnerschaftsvereinbarung über den Erwerb einer 30%igen Beteiligung an den Explorations- und Förderaktivitäten der Gruppe (ENGIE E&P International) durch CIC. Die Vereinbarung der Anteilseigner sieht vor, dass bestimmte Investitionsentscheidungen, die große Erschließungsprojekte betreffen, nach einer Konsultationsfrist einen einstimmigen Beschluss der beiden Anteilseigner erfordern.

ENGIE ist der Auffassung, dass sie ENGIE E&P International 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 Europe): 74,7 %

Zusätzlich zu der Analyse der Vereinbarung der Anteilseigner mit Société d'infrastructures Gazieres, einer Tochtergesellschaft von Caisse des Depots et Consignations (CDC), die 24,9 % des Aktienkapitals von GRTgaz besitzt, hat die Gruppe auch die Rechte bewertet, die der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) gewährt wurden. Mit einer regulierten Geschäftstätigkeit spielt GRTgaz eine dominierende Rolle im Gasfernleitungsmarkt in Frankreich. Dementsprechend unterliegt GRTgaz seit der Überführung der Dritten Europäischen Richtlinie vom 13. Juli 2009 in französisches Recht (Energie-Gesetzbuch vom 9. Mai 2011) hinsichtlich seiner Direktoren und Führungskräfte den Regeln der Unabhängigkeit. 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 gehört. Die Gruppe ist der Auffassung, dass sie die Beherrschung über GRTgaz ausübt, denn sie kann gegenwärtig die Mehrheit der Vorstandsmitglieder ernennen und Beschlüsse zu relevanten Aktivitäten, insbesondere zum Umfang von Investitionen und geplanten Finanzierungen, fassen.

Gesellschaften, bei denen die Gruppe nicht die Mehrheit der Stimmrechte hält

Bei Gesellschaften, bei denen die Gruppe keine Stimmenmehrheit hat, wird eine Ermessensentscheidung zu folgenden Punkten gefällt um zu bewerten, ob de facto eine Beherrschung gegeben ist:

―	Streuung der Struktur des Anteilsbesitzes: Zahl der Stimmrechte, die die Gruppe hält, 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;
―	Regelung der Unternehmensführung: Vertretung in den Führungsgremien mit strategischen und operativen Entscheidungsvollmachten für die relevanten Aktivitäten sowie die Regeln für die 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 Rhône (49,98 %) und Gaztransport & Technigaz (40,4 %).

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

Die Gruppe hält 49,98 % des Stammkapitals von CNR, wobei CDC 33,2 % hält und sich der Rest (16,82 %) auf etwa 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" - Sonstige): 40,4 %

Seit dem Börsengang von GTT im Februar 2014 ist ENGIE mit 40,4 % der größte Aktionär des Unternehmens. Der Streubesitz macht etwa 49 % des Aktienkapitals aus. Angesichts des weit gestreuten Aktienbesitzes und des fehlenden Nachweises dafür, dass die Minderheitsaktionäre konzertiert vorgehen, hält die Gruppe die Stimmenmehrheit auf den Hauptversammlungen. ENGIE hat auch die meisten Sitze im Vorstand. Ausgehend von der Analyse der Kriterien in IFRS 10 ist die Gruppe der Ansicht, dass sie de facto die Beherrschung von GTT ausübt.

2.3 Tochtergesellschaften mit wesentlichen nicht beherrschenden Beteiligungen

Die folgende Tabelle zeigt die nicht beherrschenden Anteile an Gesellschaften der Gruppe, die als wesentlich gelten, die jeweiligen Beiträge zum Eigenkapital und zum Jahresüberschuss per 31. Dezember 2016 bzw. 31. Dezember 2015 sowie die Dividenden, die an die nicht beherrschenden Beteiligungen an diesen maßgeblichen Tochtergesellschaften gezahlt wurden:

		Prozentualer Anteil nicht beherrschender Anteile		Jahresüberschuss/ (-fehlbetrag) der nicht beherrschenden Anteile		Eigenkapital der nicht beherrschenden Anteile
Firmenname, in Millionen Euro	Aktivität	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016
---	---	---	---	---	---	---
GRTgaz Group (Infrastructures Europe, Frankreich)	Reguliertes Gastransportgeschäft in Frankreich	25,3	25,3	137	86	987
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile)(1)	Stromerzeugung und -Verteilung -Wärmekraftwerke	47,2	47,2	112	45	941
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien)(1)	Stromerzeugung und -verteilung	31,3	31,3	131	130	621
GLOW Group (Afrika/Asien, Thai-land)(1)	Stromerzeugung und -verteilung -Wasser- und Wärmekraftwerke, Windparks	30,9	30,9	94	107	599
ENGIE Romania Group (Europa ohne Frankreich & Benelux, Rumänien)	Erdgasnetze/Energieverkäufe	49,0	49,0	39	44	470
Gaztransport & Technigaz (Sonstige, Frankreich)(1)	Schiffstechnik, tiefkalte Membrantanksysteme zum Transport von LNG	59,6	59,6	27	23	355
ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru)(1)	Stromerzeugung und -verteilung -Wärme- und Wasserkraftwerke	38,2	38,2	45	65	351
ENGIE E&P International Group (E&P, Frankreich und andere Länder)	Portfolio von Vermögenswerten der Explorations- und Fördertätigkeit und Vermögenswerte zum Betreiben von Öl- und Gasfeldern	30,0	30,0	(47)	(641)	320
SUMME				579	(496)	5.870
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen				40	(355)	1.226

	Eigenkapital der nicht beherrschenden Anteile	An nicht beherrschende Anteile gezahlte Dividenden
Firmenname, in Millionen Euro	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---
GRTgaz Group (Infrastructures Europe, Frankreich)	945	86	91
ENGIE Energia Chile Group (Lateinamerika, Chile)(1)	838	47	26
ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien)(1)	507	105	68
GLOW Group (Afrika/Asien, Thai-land)(1)	566	84	71
ENGIE Romania Group (Europa ohne Frankreich & Benelux, Rumänien)	433	-	22
Gaztransport & Technigaz (Sonstige, Frankreich)(1)	386	59	54
ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru)(1)	312	19	17
ENGIE E&P International Group (E&P, Frankreich und andere Länder)	363	-	22
Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen	1.322	106	111
SUMME	5.672	507	482

(1) Die Gruppen ENGIE Energía Chile, ENGIE Energia Brasil und GLOW sowie Gaztransport & Technigaz und ENGIE Energía Perú sind an den Börsen ihrer jeweiligen Länder notiert.

2.3.1 Verkürzte Finanzinformationen über Tochtergesellschaften mit wesentlichen nicht beherrschenden Beteiligungen

Die verkürzten Finanzinformationen über diese Tochtergesellschaften in der Tabelle basieren auf einem Anteil von 100 % und werden vor gruppeninternen Eliminierungen dargestellt.

	GRTgaz Group		ENGIE Energia Chile Group		ENGIE Brasil Energia Group
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erlöse	1.993	1.956	876	1.033	1.670	1.750
Nettoergebnis	544	342	223	86	417	415
Konzernanteil am Nettoergebnis	406	255	111	41	286	285
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	(26)	1	41	78	192	(249)
SUMME SONSTIGES GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	381	257	152	119	478	36
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	586	641	601	504	957	1.103
Langfristige Vermögenswerte	9.114	8.966	2.601	2.435	3.162	2.449
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(699)	(691)	(280)	(248)	(489)	(730)
Langfristige Verbindlichkeiten	(5.094)	(5.177)	(997)	(994)	(1.772)	(1.312)
SUMME EIGENKAPITAL	3.908	3.739	1.926	1.697	1.858	1.511
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	987	945	941	838	621	507
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	1.069	925	266	313	658	723
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(619)	(559)	(55)	(351)	(355)	(232)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(450)	(210)	(109)	(66)	(437)	(277)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERI-ODE(1)	-	156	102	(105)	(134)	214

	GLOW Group
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erlöse	1.343	1.679
Nettoergebnis	241	271
Konzernanteil am Nettoergebnis	147	164
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	35	44
SUMME SONSTIGES GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	183	208
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	588	626
Langfristige Vermögenswerte	2.558	2.695
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(383)	(419)
Langfristige Verbindlichkeiten	(1.300)	(1.416)
SUMME EIGENKAPITAL	1.463	1.486
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	599	566
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	432	522
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(17)	(50)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(456)	(374)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERI-ODE(1)	(41)	99

(1) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen

	ENGIE Romania Group		Gaztransport & Technigaz		ENGIE Energia Perú
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erlöse	989	975	236	226	665	639
Nettoergebnis	80	90	(115)	(14)	119	169
Konzernanteil am Jahresergebnis	41	46	(143)	(37)	73	105
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	(2)	(4)	1.		20	48
SUMME SONSTIGES GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	39	42	(141)	(37)	94	153
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	564	391	201	219	258	203
Langfristige Vermögenswerte	752	757	582	668	1.902	1.713
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(321)	(172)	(101)	(138)	(351)	(348)
Langfristige Verbindlichkeiten	(49)	(104)	(87)	(101)	(894)	(754)
SUMME EIGENKAPITAL	946	872	595	648	916	814
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	470	433	355	386	351	312
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	188	96	95	123	206	272
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(42)	(68)	(3)	(7)	(192)	(337)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	(29)	(48)	(102)	(101)	(36)	86
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1)	117	(21)	(11)	15	(22)	21

	ENGIE E&P International Group
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---
Gewinn- und Verlustrechnung
Erlöse	1.909	2.406
Nettoergebnis	(158)	(2.136)
Konzernanteil am Jahresergebnis	(111)	(1.495)
Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens	(191)	200
SUMME SONSTIGES GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS	(302)	(1.296)
Bilanz
Kurzfristige Vermögenswerte	1.668	2.057
Langfristige Vermögenswerte	4.887	4.639
Kurzfristige Verbindlichkeiten	(1.571)	(1.281)
Langfristige Verbindlichkeiten	(4.077)	(4.367)
SUMME EIGENKAPITAL	907	1.049
SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE	320	363
Kapitalflussrechnung
Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit	111	965
Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit	(899)	(745)
Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit	708	(4)
SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1)	(80)	216

(1) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen.

2.3.2 Sonstige Informationen über wesentliche nicht beherrschende Anteile

In der ersten Hälfte 2016 zeichneten die Aktionäre der ENGIE E&P International eine Kapitalerhöhung von 290 Mio. € entsprechend ihren jeweiligen Besitzanteilen (203 Mio. € für ENGIE und 87 Mio. € für China Investment Corporation (CIC)).

ANHANG 3 Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

Die jeweiligen Beiträge assoziierter Unternehmen und Joint Ventures zu Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2016 bzw. 31. Dezember 2015 sehen wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Bilanz
Investitionen in assoziierte Unternehmen	4.736	5.157
Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen	1.888	1.820
INVESTITIONEN IN GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	6.624	6.977
Gewinn- und Verlustrechnung
Anteil am Jahresergebnis von assoziierten Unternehmen	671	338
Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures	92	135
ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	764	473
Gesamtergebnisrechnung
Anteil der assoziierten Unternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis"	47	(195)
Anteil von Joint Ventures am "Sonstigen Gesamtergebnis"	12	-
ANTEIL VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM "SONSTIGEN GESAMTERGEBNIS"	59	(195)

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:

―	Regelung der Unternehmensführung: ist die Gruppe in den Führungsgremien vertreten, Mehrheitenregelungen, Vetorechte;
―	werden den Anteilseignern substanzielle oder Schutzrechte garantiert, insbesondere hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten der Gesellschaft.

Das ist mitunter bei "Projektmanagement' oder Gesellschaften mit einem einzelnen Vermögenswert schwer zu sagen, da bestimmte Beschlüsse zu den relevanten Aktivitäten aufgrund der gemeinsamen Vereinbarung gefasst werden, die über die Projektlaufzeit gelten. Demzufolge bezieht sich die Analyse 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 zu analysieren, insbesondere die Bedingungen, unter denen Verträge geschlossen werden, Vertragsbedingungen und das Management von Interessenkonflikten, 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 für diese Projektmanagementgesellschaften betrafen die Risiken und den Nutzen von Verträgen zwischen ENGIE 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 Führung besteht, denn die über die Projektlaufzeit getroffenen Entscheidungen über die relevanten Aktivitäten, wie Refinanzierung oder Verlängerung oder Änderung maßgeblicher Verträge (Verkäufe, Einkäufe, Betriebs- und Wartungsdienstleistungen) verlangen gegebenenfalls Einstimmigkeit bei zwei oder mehreren Parteien, die sich die Führung teilen.

SUEZ Group (32,6 %)

Mit Wirkung vom 22. Juli 2013, dem Tag der Beendigung der Aktionärsvereinbarung von SUEZ, beherrscht ENGIE SUEZ nicht mehr, übt aber maßgeblichen Einfluss auf das Unternehmen aus. Der Grund dafür ist insbesondere: (i) die Gruppe hat nicht die Mehrheit der Sitze im Vorstand von SUEZ, (ii) zwar ist die Aktionärsbasis bei SUEZ fragmentiert und ENGIE hält einen großen Anteil, es hat sich aber bei früheren Abstimmungen auf Hauptversammlungen gezeigt, dass in den Jahren von 2010 bis 2016 ENGIE alleine nicht die Mehrheit auf Ordentlichen und Außerordentlichen Hauptversammlungen hatte, und (iii) die operativen Übergangsvereinbarungen (die sich im Wesentlichen auf eine Rahmenvereinbarung über den Einkauf und IT bezogen) wurden zu marktüblichen Bedingungen geschlossen.

Assoziierte Unternehmen, an denen die Gruppe mit weniger als 20 % beteiligt ist

Cameron Holding LNG LLC (16,6 %)

ENGIE 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 ENGIE 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 in den kommerziellen Betrieb gehen.

Die Vereinbarung garantiert allen Anteilseignern das Recht, aufgrund qualifizierter Mehrheiten an allen Entscheidungen über die relevanten Aktivitäten teilzuhaben. Demzufolge hat ENGIE maßgeblichen Einfluss auf diese Gesellschaft, die sie als assoziiertes Unternehmen bilanziert.

Gemeinschaftsunternehmen, an denen die Gruppe mit über 50 % beteiligt ist

Tihama (60 %)

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

Gemeinschaftliche Führung - der Unterschied zwischen Gemeinschaftsunternehmen und gemeinschaftlicher Tätigkeit

Eine gemeinsame Vereinbarung zu klassifizieren erfordert, dass die Gruppe ihre Ermessensentscheidung 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 einklagbare direkte Ansprüche auf die Vermögenswerte und Verpflichtungen bei den Verbindlichkeiten der gemeinsamen Vereinbarung gestatten müssen.

Ausgehend von dieser Position und ihrer Anwendung auf unsere Analysen gibt es für die Gruppe per 31. Dezember 2016 keine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit.

3.1 Investitionen in assoziierte Unternehmen

3.1.1 Beitrag wesentlicher assoziierter Unternehmen und von assoziierten Unternehmen, die nicht wesentlich sind, zur Gruppe, separat betrachtet

Die folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen assoziierten Unternehmens zusammen mit dem aggregierten Beitrag von assoziierten Unternehmen, 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 assoziierte Unternehmen zu bestimmen, bediente sich die Gruppe qualitativer und quantitativer Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den konsolidierten Posten der Zeile "Anteil am Jahresergebnis 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	Leistung	Prozentualer Anteil von Investitionen in assoziierte Unternehmen		Buchwert von Investitionen in assoziierte Unternehmen
In Millionen Euro			31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
SUEZ Group (Sonstige)	Wasseraufbereitung und Abfallverwertung		32,57	33,55	1.906	1.940
Paiton (Afrika/Asien, Indonesien)(1)	Kohlekraftwerk	2.035 MW	-	40,51	-	851
Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien)	Wasserkraftwerk	3.750 MW	40,00	40,00	774	446
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten (Afrika/Asien, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(2)	Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen				651	547
Senoko (Afrika/Asien, Singapur)	Gaskraftwerke	3.201 MW	30,00	30,00	355	331
GASAG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(3)	Gas- und Fernwärmenetze		31,58	31,58	231	293
Cameron LNG (GEM & LNG, Vereinigte Staaten)	Terminal für die Gasverflüssigung		16,60	16,60	193	162
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (Nordamerika, Kanada)	Windpark	679 MW	40,00	40,00	161	159
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind					466	427
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN					4.736	5.157

Firmenname	Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) von assoziierten Unternehmen		Sonstiges Gesamtergebnis von assoziierten Unternehmen		Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
SUEZ Group (Sonstige)	139	134	(40)	(123)	119	118
Paiton (Afrika/Asien, Indonesien)(1)	141	85	21	-	67	44
Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien)	197	(76)	-	-	-	-
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten (Afrika/Asien, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(2)	129	146	52	(41)	99	110
Senoko (Afrika/Asien, Singapur)	(10)	8	31	9	-	-
GASAG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(3)	5	11	15	(4)	11	10
Cameron LNG (GEM & LNG, Vereinigte Staaten)	(6)	(4)	2	(21)	-	-
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (Nordamerika, Kanada)	13	12	(14)	(3)	21	25
Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind	63	22	(19)	(13)	38	42
INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN	671	338	47	(195)	355	350

(1) Die gesamte Beteiligung von 40,51 % an Paiton wurde am 22. Dezember 2016 verkauft (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

(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 Wärmekraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 23.563 MW (bei 100 %) und einer weiteren im Bau befindlichen Kapazität von 2.481 MW (bei 100 %) betreiben.Die Geschäftsmodelle und gemeinsamen Vereinbarungen dieser assoziierten Unternehmen sind sehr ähnlich: Die Projektmanagementgesellschaften, die im Ergebnis eines Wettbewerbsverfahrens ausgewählt wurden, entwickeln, bauen und betreiben Anlagen zur Stromerzeugung und zur Meerwasserentsalzung. Die Gesamtleistung dieser Anlagen wird mittels Strom- und Wasserbezugsvereinbarungen über Zeiträume von im Allgemeinen 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 aus dem Eigentum des Vermögenswertes an den Käufer des Ergebnisses übertragen worden sind. Diese Behandlung 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. Der prozentuale Anteil der Gruppe und der prozentuale Anteil an den Stimmrechten dieser Gesellschaften reicht von 20 % bis 50 %.

(3) Anteil am Nettojahresergebnis assoziierter Unternehmen ohne die Wertminderungsaufwendungen von 70 Mio. €, die die Gruppe per 31. Dezember 2016 für den Nettowert ihrer Investition in die GASAG angesetzt hat

Der Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen beinhaltet 2016 einen Nettosonderertrag in einer Gesamthöhe von 27 Mio. € (gegenüber Nettosonderertrag von 3 Mio. € für 2015), bei dem es vor allem um geänderten beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern geht (vgl. Anhang 5.2 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

3.1.2 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 konzerninterner Posten und nach (i) Anpassungen aufgrund der Bilanzierungsstrategie der Gruppe und (ii) Bewertungen des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten des assoziierten Unternehmens am Tag des Erwerbs auf der Ebene von ENGIE, wie in IAS 28 gefordert. Alle Beträge werden ausgehend von einer 100%igen Beteiligung dargestellt. Eine Ausnahme ist das "ENGIE zuzuordnende Gesamteigenkapital".

In Millionen Euro	Erlöse	Jahresergebnis	Sonstiges Gesamtergebnis	Gesamtergebnis	Kurzfristige Vermögenswerte	Langfristige Vermögenswerte
PER 31. DEZEMBER 2016
SUEZ Group(1)	15.322	420	(333)	87	9.086	20.198
Paiton	695	349	52	400	-	-
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten	4.004	557	227	784	2.360	24.294
Energia Sustentável Do Brasil	578	493	-	493	308	6.108
Senoko	1.125	(34)	102	68	308	2.763
GASAG(2)	1.164	14	48	63	810	1.730
Cameron LNG	60	(36)	13	(23)	50	5.167
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie	172	41	(36)	6	76	1.247
PER 31. DEZEMBER 2015
SUEZ Group(1)	15.135	408	58	465	8.039	19.593
Paiton	783	210	2	212	486	3.582
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten	3.857	605	(239)	366	2.337	23.479
Energia Sustentável Do Brasil	570	(191)	-	(191)	285	4.910
Senoko	1.500	25	29	55	327	2.883
GASAG	1.054	36	(12)	24	851	1.956
Cameron LNG	60	(27)	(125)	(152)	50	3.287
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie	174	40	(36)	4	68	1.231

In Millionen Euro	Kurzfristige Verbindlichkeiten	Langfristige Verbindlichkeiten	Summe Eigenkapital	% Beteiligung der Gruppe	ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2016
SUEZ Group(1)	10.037	11.881	7.366	32,57	1.906
Paiton	-	-	-	40,51	-
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten	5.302	18.617	2.735	-	651
Energia Sustentável Do Brasil	919	3.563	1.934	40,00	774
Senoko	141	1.744	1.185	30,00	355
GASAG(2)	1.592	217	732	31,58	231
Cameron LNG	256	3.801	1.161	16,60	193
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie	66	857	401	40,00	161
PER 31. DEZEMBER 2015
SUEZ Group(1)	9.271	11.555	6.805	33,55	1.940
Paiton	381	1.587	2.101	40,51	851
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten	3.702	19.864	2.250	-	547
Energia Sustentável Do Brasil	1.380	2.699	1.116	40,00	446
Senoko	260	1.848	1.103	30,00	331
GASAG	1.674	206	928	31,58	293
Cameron LNG	232	2.129	977	16,60	162
Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie	69	832	397	40,00	159

(1) Die in der Tabelle für SUEZ angegeben Zahlen sind der von SUEZ veröffentlichten Finanzinformation entnommen. Das gesamte Eigenkapital von SUEZ, das der Gruppe zuzuordnen ist, beläuft sich auf 5.496 Mio. €, ausgehend vom veröffentlichten SUEZ-Jahresabschluss, und 5.852 Mio. € nach dem Jahresabschluss von ENGIE. Die Differenz von 356 Mio. € zwischen diesen beiden Beträgen gibt hauptsächlich die Bewertung des beizulegenden Zeitwerts der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten von SUEZ zu dem Zeitpunkt wieder, an dem die Gruppe ihre Konsolidierungsmethode änderte (22. Juli 2013).

(2) Anteil am Nettojahresergebnis assoziierter Unternehmen ohne die Wertminderungsaufwendungen von 70 Mio. €, die die Gruppe per 31. Dezember 2016 für den Nettowert ihrer Investition in die GASAG angesetzt hat

SUEZ ist das einzige wesentliche assoziierte Unternehmen, das börsennotiert ist. Basierend auf dem Aktienpreis bei Börsenschluss am 31. Dezember 2016 betrug der Marktwert dieses Anteils 2.576 Mio. €.

3.1.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren assoziierten Unternehmen

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Transaktionen mit assoziierten Unternehmen auf den Konzernabschluss der Gruppe 2016.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Netto- finanzerträge (ohne Dividenden)
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten	-	313	-
Paiton	-	-	30
Contassur(1)	-	-	-
Energia Sustentável Do Brasil	159	-	-
Sonstige	20	6	-
PER 31. DEZEMBER 2016	179	319	30

In Millionen Euro	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten	8	384	-
Paiton	-	-	-
Contassur(1)	115	-	-
Energia Sustentável Do Brasil	-	62	-
Sonstige	9	49	-
PER 31. DEZEMBER 2016	132	495	-

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
Projektmanagementgesellschaften im Nahen/Mittleren Osten	-
Paiton	-
Contassur(1)	-
Energia Sustentável Do Brasil	-
Sonstige	-
PER 31. DEZEMBER 2016	-

(1) Contassur ist eine Lebensversicherungsgesellschaft, die nach der Equity-Methode bilanziert wird. Contassur bietet Versicherungsverträge an, hauptsächlich mit Pensionsfonds, die die Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses für die Beschäftigten der Gruppe und auch für die Beschäftigten anderer Unternehmen abdecken, die vorwiegend in den regulierten Bereichen des Strom-und Gassektors in Belgien tätig sind. Versicherungsverträge, die durch Contassur geschlossen wurden, stellen Erstattungsansprüche dar, die in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen sind. Diese Erstattungsansprüche beliefen sich per 31. Dezember 2016 auf 115 Mio. € (per 31. Dezember 2015 waren es 167 Mio. €.).

3.2 Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen

3.2.1 Beitrag wesentlicher Gemeinschaftsunternehmen und von Gemeinschaftsunternehmen, die, separat betrachtet, für die Gruppe nicht wesentlich sind

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

Um wesentliche Gemeinschaftsunternehmen zu bestimmen, bediente sich die Gruppe qualitativer und quantitativer Kriterien. Zu diesen Kriterien gehören der Beitrag zu den Zeilen "Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen" und "Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen", der Anteil der Gruppe an den gesamten Vermögenswerten von Gemeinschaftsunternehmen und Gemeinschaftsunternehmen als Träger großer Projekte in der Untersuchungs- oder Bauphase, für die die entsprechenden Investitionszusagen wesentlich sind.

Firmenname	Aktivität	Leistung	Prozentualer Anteil von Investitionen in Joint Ventures		Buchwert von Investitionen in Joint Ventures
In Millionen Euro			31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
EcoElectrica (Nordamerika, Puerto Rico)	Gas- und Dampf-Kombikraftwerk und LNG-Terminal	507 MW	50,00	50,00	504	487
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal (Europa ohne Frankreich und Benelux, Portugal)	Stromerzeugung	2.895 MW	50,00	50,00	420	388
WSW Energie und Wasser AG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(1)	Stromerzeugung und -verteilung		33,10	33,10	185	194
Tihama Power Generation Co (Afrika/Asien, Saudi-Arabien)	Stromerzeugung	1.599 MW	60,00	60,00	136	104
Megal GmbH (Infrastructures Europe, Deutschland)	Gasfernleitungsnetz		49,00	49,00	105	112
Maïa Eolis (Frankreich Erneuerbare Energie, Frankreich)(2)	Windpark		-	49,00	-	96
Transmisora Eléctrica del Norte (Lateinamerika, Chile)	Stromübertragungsleitung		50,00	-	79	-
NELP (Nordamerika, Vereinigte Staaten)(3)	Gaskraftwerke	615 MW	50,00	50,00	-	-
Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht wesentlich sind					459	439
INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN					1.888	1.820

Firmenname	Anteil am Jahresergebnis von Joint Ventures		Sonstiges Gesamtergebnis von Joint Ventures		Von Joint Ventures erhaltene Dividenden
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---	---	---
EcoElectrica (Nordamerika, Puerto Rico)	38	31	-	-	37	47
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal (Europa ohne Frankreich und Benelux, Portugal)	62	37	1.	2	30	-
WSW Energie und Wasser AG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(1)	12	1.	-	-	3	6
Tihama Power Generation Co (Afrika/Asien, Saudi-Arabien)	21	30	6	4	-	11
Megal GmbH (Infrastructures Europe, Deutschland)	5	4	-	-	17	23
Maïa Eolis (Frankreich Erneuerbare Energie, Frankreich)(2)	1	(1)	1	-	-	-
Transmisora Eléctrica del Norte (Lateinamerika, Chile)	(1)	-	-	-	(5)
NELP (Nordamerika, Vereinigte Staaten)(3)	-	34	-	-	-	43
Sonstige Investitionen in Joint Ventures, die einzeln nicht wesentlich sind	(46)	(3)	4	(6)	32	23
INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN	92	135	12	-	114	153

(1) Der Anteil am Nettoergebnis der WSW Energie und Wasser AG beinhaltet nicht die Wertminderungsaufwendungen von 21 Mio. €, die die Gruppe per 31. Dezember 2016 für den Nettowert ihrer Investition in das Joint Venture angesetzt hat

(2) Da Maïa Eolis vom 25. Mai 2016 bis 15. Dezember 2016 nach der Vollkonsolidierungsmethode bilanziert wurde, entsprechen die Beträge in dieser Zeile dem Beitrag vom 1. Januar 2016 bis 24. Mai 2016 (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

(3) Die 50-%-Beteiligung an NELP ist in dem Portfolio von Vermögenswerten der Stromerzeugung in den Vereinigten Staaten enthalten, die als "zum Verkauf gehalten" klassifiziert sind. Seit 31. Dezember 2015 ist die Beteiligung an NELP bei Vermögenswerten verbucht, "die als zum Verkauf gehalten" klassifiziert sind. Der Buchwert der Beteiligung der Gruppe an NELP belief sich per 31. Dezember 2016 auf 158 Mio. €.

Der Anteil am Jahresergebnis von Joint-Ventures beinhaltet 2016 Nettosonderaufwendungen von 8 Mio. € (gegenüber Nettosonderaufwendungen von 15 Mio. € für 2015), vor allem durch den geänderten beizulegenden Zeitwert von Derivaten, Wertminderungsaufwendungen und Veräußerungsgewinne und -verluste nach Steuern (vgl. Anhang 5.2 "Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss").

3.2.2 Finanzinformationen über wesentliche Gemeinschaftsunternehmen

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

INFORMATION ÜBER DIE GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG UND DIE GESAMTERGEBNISRECHNUNG

In Millionen Euro	Erlöse	Planmäßige Abschreibung und Amortisation von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	Nettofinanzergebnis(1)	Ertragsteueraufwand	Nettoergebnis	Sonstiges Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2016
EcoÉlectrica	309	(66)	(5)	(3)	76	-
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal	680	(79)	(36)	(38)	179	(2)
WSW Energie und Wasser AG(2)	1.179	(16)	(4)	(19)	37	-
Megal GmbH	115	(55)	(4)	(1)	11	-
Tihama Power Generation Co	126	(6)	(29)	(3)	35	11
Maïa Eolis(3)	23	(11)	(1)	(2)	1	3
Transmisora Eléctrica del Norte	-	-	(2)	1	(2)	(10)
NELP	101	(20)	1	-	43	-
PER 31. DEZEMBER 2015
EcoÉlectrica	320	(72)	(5)	(3)	62	-
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal	764	(100)	(50)	(46)	110	9
WSW Energie und Wasser AG	1.091	(13)	(7)	(12)	5	1
Megal GmbH	114	(52)	(5)	2	9	-
Tihama Power Generation Co	101	(6)	(22)	(5)	50	7
Maïa Eolis	42	(26)	(2)	1	(1)	1
NELP	140	(25)	-	-	68	-

In Millionen Euro	Summe Gesamtergebnis
PER 31. DEZEMBER 2016
EcoÉlectrica	76
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal	177
WSW Energie und Wasser AG(2)	37
Megal GmbH	11
Tihama Power Generation Co	46
Maïa Eolis(3)	4
Transmisora Eléctrica del Norte	(12)
NELP	43
PER 31. DEZEMBER 2015
EcoÉlectrica	61
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal	120
WSW Energie und Wasser AG	7
Megal GmbH	9
Tihama Power Generation Co	57
Maïa Eolis	(1)
NELP	68

(1) Der Zinsertrag ist nicht wesentlich.

(2) Der Anteil am Nettoergebnis der WSW Energie und Wasser AG beinhaltet nicht die Wertminderungsaufwendungen von 21 Mio. €, die die Gruppe per 31. Dezember 2016 für den Nettowert ihrer Investition in das Joint Venture angesetzt hat

(3) Da Maïa Eolis vom 25. Mai 2016 bis 15. Dezember 2016 nach der Vollkonsolidierungsmethode bilanziert wurde, entsprechen die Beträge in dieser Zeile dem Beitrag vom 1. Januar 2016 bis 24. Mai 2016 (vgl. Anhang 4 " Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").

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 2016
EcoÉlectrica	74	131	959	1	16	108
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal^	275	729	1.699	382	162	1.113
WSW Energie und Wasser AG<2)	37	171	754	33	174	126
Megal GmbH	24	8	726	3	69	389
Tihama Power Generation Co	64	108	660	55	27	508
Transmisora Eléctrica del Norte	29	3	733	1	119	487
NELP	17	57	284	-	14	-
PER 31. DEZEMBER 2015
EcoÉlectrica	33	137	998	57	31	75
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal	402	258	2.401	519	220	1.203
WSW Energie und Wasser AG	21	158	805	60	147	124
Megal GmbH	17	1	711	84	48	279
Tihama Power Generation Co	37	90	702	70	26	543
Maïa Eolis	56	27	314	21	20	120
NELP	4	75	296	-	13	-

In Millionen Euro	Andere langfristige Verbindlichkeiten	Summe Eigenkapital	% Beteiligung der Gruppe	ENGIE zu zuordnendes Gesamteigenkapital
PER 31. DEZEMBER 2016
EcoÉlectrica	29	1.009	50,00	504
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal^	130	917	50,00	420
WSW Energie und Wasser AG<2)	95	534	33,10	185
Megal GmbH	84	214	49,00	105
Tihama Power Generation Co	16	227	60,00	136
Transmisora Eléctrica del Norte	-	158	50,00	79
NELP	34	311	50,00	155
PER 31. DEZEMBER 2015
EcoÉlectrica	30	975	50,00	487
Portfolio an Vermögenswerten der Stromproduktion in Portugal	146	972	50,00	388
WSW Energie und Wasser AG	93	561	33,10	194
Megal GmbH	90	228	49,00	112
Tihama Power Generation Co	17	173	60,00	104
Maïa Eolis	40	196	49,00	96
NELP	58	305	50,00	153

(1) Bei der portugiesischen Untergruppe beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 840 Mio. €. Der ENGIE zuzuordnende Teil dieser 840 Mio. € beträgt demzufolge 420 Mio. €

(2) Bei der Untergruppe WSW Energie und Wasser AG beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 523 Mio. €. Der ENGIE zuzuordnende Teil dieser 523 Mio. € beträgt demzufolge 173 Mio. €. Diese Summe erhöht sich um zusätzliche 12 Mio. € durch einen nicht beherrschenden Anteil, den ENGIE direkt an einer Tochtergesellschaft dieser Untergruppe hält (und der deshalb nicht Bestandteil der 523 Mio. € Eigenkapital ist, die den Eigentümern des Mutterunternehmens zuzuordnen sind).

3.2.3 Geschäftsvorfälle zwischen der Gruppe und ihren Gemeinschaftsunternehmen

Die folgenden Angaben veranschaulichen die Auswirkung von Geschäftsvorfällen mit Gemeinschaftsunternehmen auf den Konzernabschluss 2016.

In Millionen Euro	Käufe von Gütern und Dienstleistungen	Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen	Nettofinanzertrag (ohne Dividenden)	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten
EcoÉlectrica	-	113	-	-	-	-
WSW Energie und Wasser AG	15	61	-	3	-	-
Megal GmbH	65	-	-	-	-	5
Futures Energies Investissements Holding	-	-	-	-	148	-
Sonstige	28	-	-	1	118	5
PER 31. DEZEMBER 2016	108	174	-	4	266	10

In Millionen Euro	Fremdkapital und Schulden
EcoÉlectrica	-
WSW Energie und Wasser AG	-
Megal GmbH	-
Futures Energies Investissements Holding	-
Sonstige	-
PER 31. DEZEMBER 2016	-

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

3.3.1 Nicht angesetzter Verlustanteil bei assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen

Die kumulierten nicht angesetzten Verluste assoziierter Unternehmen (die der kumulierten Höhe der Verluste entsprechen, die den Buchwert von Investitionen in die entsprechenden assoziierten Unternehmen überschreiten) betrugen - das sonstige Gesamtergebnis eingeschlossen - 2016 289 Mio. € (2015: 326 Mio. €). Die nicht angesetzten Verluste für das Geschäftsjahr 2016 beliefen sich auf 33 Mio. €.

Diese nicht angesetzten Verluste entsprechen hauptsächlich (i) dem negativen beizulegenden Zeitwert von derivativen Instrumenten, die als Zinssicherungen designiert waren ("Sonstiges Gesamtergebnis"), die assoziierte Unternehmen im Nahen/Mittleren Osten in Verbindung mit der Finanzierung von Bauprojekten für Kraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen vertraglich vereinbart haben, und (ii) kumulierten Verlusten aus dem Gemeinschaftsunternehmen Tirreno Power.

3.3.2 Zusagen und Garantien der Gruppe für Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

Per 31. Dezember 2016 betreffen die wichtigsten Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, folgende drei Unternehmen und Unternehmensgruppen:

―

Cameron LNG für einen aggregierten Betrag von 1.664 Mio. USD (1.579 Mio. €).

Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an dieses assoziierte Unternehmen verteilen sich wie folgt:

―	eine Zusage für eine Kapitaleinlage von 339 Mio. USD (322 Mio. €);
―	eine Erfüllungsbürgschaft über 1.230 Mio. USD (1.167 Mio. €), die die Darlehensgeber gegen das Risiko der Nichtzahlung für den Fall sichert, dass das Projekt nicht fertiggestellt werden oder in Betrieb gehen kann. Per 31. Dezember 2016 belief sich die Inanspruchnahme des Kredits für den von der Gruppe garantierten Teil durch Cameron LNG auf 664 Mio. USD (631 Mio. €), einschließlich der aufgelaufenen Zinsen;
―	diverse Bürgschaften über eine Gesamtsumme von 95 Mio. USD (90 Mio. €). Per 31. Dezember 2016 belief sich die Nettorisikoanfälligkeit der Gruppe bezüglich dieser Garantien auf 41 Mio. USD (37 Mio. €);

―

Energia Sustentável do Brasil ("Jirau") für einen aggregierten Betrag von 4.484 Mio. BRL (1.305 Mio. €).

Die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econòmico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentável do Brasil gewährte, betrugen per 31. Dezember 2016 11.209 Mio. BRL (3.263 Mio. €). 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 1.825 Mio. €.

Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an diese Projektmanagementgesellschaften verteilen sich hauptsächlich wie folgt:

―	eine Zusage für eine Eigenkapitaleinlage (Kapital/nachrangige Schuld) von 674 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 218 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 483 Mio. €;
―	Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 450 Mio. €.

ANHANG 4 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur

4.1 Veräußerungen im Jahre 2016

Als Teil ihres Transformationsplans stellte die Gruppe am 25. Februar 2016 ein 15 Mrd.-€-Programm zur Veräußerung von Vermögenswerten vor, um ihre Risikoanfälligkeit bei Geschäften mit hoher CO2 -Emission und Merchant-Geschäften über die Periode 2016 - 2018 zu verringern.

Die Tabelle zeigt die kumulative Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsverträge auf die Nettoschuld der Gruppe per 31. Dezember 2016:

In Millionen Euro	Veräußerungspreis	Senkung der Nettoschuld per 31. Dez. 2016
2016 finalisierte Transaktionen bezüglich der per 31. Dezember 2015 "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte"	868	(861)
Veräußerung eines Teils des Portfolios von Vermögenswerten der Merchant-Stromerzeugung - Vereinigte Staaten
• Veräußerung der Vermögenswerte von Merchant-Wasserkraftwerken	868	(861)
2016 durchgeführte Transaktionen	1.916	(2.661)
Veräußerung der Paiton-Kohlekraftwerke - Indonesien	1.167	(1.359)
Veräußerung der Meenakshi-Kohlekraftwerke - Indien	(242)	(142)
Veräußerung einer 50-%-Beteiligung an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) - Chile	195	(267)
Veräußerung eines Portfolios von Vermögenswerten des Windparks Maïa Eolis an Futures Energies Investissements Holding (FEIH) - Frankreich	102	(199)
Veräußerungen von "zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren"
• Anteil an dem wallonischen Versorgungsnetzbetreiber	410	(410)
• Anteil an Transportadora de Gas del Perú (TgP)	154	(154)
Umgliederung des Kraftwerks Polaniec "in zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" - Polen		-
Sonstige Veräußerungen		(601)
SUMME		(3.992)

Die Verringerung der Nettoschuld per 31. Dezember 2016 um 3.992 Mio. € erfolgt zusätzlich zur Senkung der Nettoschuld um 193 Mio. €, die per 31. Dezember 2015 nach der Umgliederung des Portfolios von Vermögenswerten der Merchant-Stromerzeugung in den Vereinigten Staaten in "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" angesetzt wurden.

4.1.1 Veräußerung eines Teils des Portfolios von Vermögenswerten der Merchant-Strom-erzeugung in den Vereinigten Staaten

Die Gruppe war per 31. Dezember 2015 der Auffassung, dass der Verkauf ihres Portfolios an Vermögenswerten der Merchant-Stromerzeugung in den Vereinigten Staaten angesichts des Fortschritts des Veräußerungsverfahrens höchst wahrscheinlich war und stufte das Portfolio folglich als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" ein (vgl. Anhang 4.1 "Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" zum Konzernabschluss 2015). Für diese Gruppe von zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerten wurde per 31. Dezember 2015 ein Wertminderungsaufwand von 1.111 Mio. € verbucht.

Zum 31. Dezember 2016 finalisierte die Gruppe den Verkauf der Wasserkraftwerke. Die restlichen Vermögenswerte im Portfolio, die am 31. Dezember 2016 noch nicht verkauft waren, d. h. die Merchant-Wärmekraftwerke, waren noch immer als "zum Verkauf gehalten" klassifiziert. Am 7. Februar 2017 finalisierte die Gruppe den Verkauf der restlichen Wärmekraftwerke in den Vereinigten Staaten an Dynegy für einen Verkaufspreis von 3.294 Mio. USD (vgl. Anhang 28 "Ereignisse nach der Berichtsperiode").

2016 verbuchte die Gruppe zusätzliche Wertminderungsaufwendungen von 238 Mio. € als Differenz zwischen den Verkaufspreisen und den Buchwerten dieser Merchant-Kraftwerke.

4.1.1.1 Veräußerung der Vermögenswerte von Merchant-Wasserkraftwerken

Am 1. Juni 2016 finalisierte die Gruppe den Verkauf ihrer Merchant-Wasserkraftwerke in den Vereinigten Staaten an PSP Investments (Public Sector Pension Investment Board) für insgesamt 968 Mio. USD (868 Mio. €). Diese Vermögenswerte stellen eine installierte Gesamtkapazität von 1,4 GW in Massachusetts und Connecticut dar.

Diese Transaktion führte zu einer Senkung der Nettoschuld der Gruppe per 31. Dezember 2016 um 861 Mio. € (d. h. 868 Mio. € als erhaltene Gegenleistung, abzüglich 7 Mio. € Transaktionskosten).

4.1.1.2 Portfolio an Merchant-Wärmekraftwerken

Am 24. Februar 2016 schloss die Gruppe einen Vertrag mit einem Konsortium aus Dynegy und ECP über den Verkauf des Portfolios aus Merchant-Wärmekraftwerken mit einer installierten Gesamtleistung von 8,7 GW (bei 100 %), die in Ercot, PJM und New England betrieben werden, mit einem Unternehmenswert von 3,3 Mrd. USD.

Diese Veräußerung war am 7. Februar 2017 nach dem Ende der Berichtsperiode am 31. Dezember 2016 finalisiert. Somit waren die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten aus dem Portfolio aus Merchant-Wärmekraftwerken am 31. Dezember 2016 noch als "zum Verkauf gehalten" klassifiziert.

4.1.2 Paiton-Kohlekraftwerke (Indonesien)

Am 24. Februar 2016 schloss die Gruppe mit einer von Nebras Power angeführten Gruppe einen Vertrag über den Verkauf ihres gesamten Anteils von 40,5 % an Paiton, das im Konzernabschluss der Gruppe nach der Equity-Methode bilanziert wurde. Zu der Anlage gehören zwei Kohlekraftwerke, die gegenwärtig mit einer Gesamtkapazität von 2 GW in Betrieb sind.

Am 22. Dezember 2016 finalisierte die Gruppe den Verkauf ihres Anteils an Paiton an die aus Nebras Power und Mitsui bestehende Gruppe. Am Verkaufstag erhielt die Gruppe eine Gesamtzahlung von 1.473 Mio. USD (1.376 Mio. €), einschließlich 262 Mio. USD (244 Mio. €) als Rückzahlung von Gesellschafterdarlehen. Per 31. Dezember 2016 führte diese Transaktion zu einer Verringerung der Nettoschuld um 1.359 Mio. € und dem Ansatz eines Veräußerungsgewinns von 225 Mio. €, einschließlich 157 Mio. €, die aus dem "Sonstigen Gesamtergebnis" in die Gewinn- und Verlustrechnung recycelt wurden.

4.1.3 Meenakshi-Kohlekraftwerke (Indien)

Die Gruppe schloss am 24. Februar 2016 auch einen Vertrag mit der indischen Gruppe India Power Corporation Limited (IPCL) über den Verkauf ihres gesamten Anteils von 89,9 % an der vollkonsolidierten Gesellschaft Meenakshi. Zur Kraftwerksanlage Meenakshi gehören gegenwärtig ein Kraftwerk, das mit einer Kapazität von 0,3 GW betrieben wird, und ein im Bau befindliches Kraftwerk mit einer geplanten Leistung von 0,7 GW.

Am 30. September 2016 finalisierte die Gruppe den Verkauf von IPCL für die negative Gegenleistung von 242 Mio. €.

Insgesamt bewirkte diese Transaktion eine verringerte konsolidierte Nettoschuld von 142 Mio. € infolge der Ausbuchung der Nettoschuld von Meenakshi von insgesamt 420 Mio. €, abzüglich der an IPCL gezahlten Beträge und der entsprechenden Verkaufskosten von 242 Mio. € bzw. 35 Mio. €.

Der Veräußerungsgewinn betrug 84 Mio. €, einschließlich 48 Mio. € aus Umrechnungsdifferenzen, die aus dem "Sonstigen Gesamtergebnis" in die Gewinn- und Verlustrechnung recycelt wurden. 2015 setzte die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 713 Mio. € für ihre Meenakshi-Vermögenswerte an (vgl. Anhang 7.2.3 "Vermögenswerte von Energy International" zum Konzernabschluss 2015).

4.1.4 Veräußerung einer 50 %-Beteiligung an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) (Chile)

Am 27. Januar 2016 finalisierte die Gruppe den Verkauf einer 50%igen Beteiligung an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), einem Unternehmen für den Bau einer Stromübertragungsleitung zwischen den zwei Hauptnetzen (SING und SIC) in Chile, an Red Eléctrica Internacional (über ihre Tochtergesellschaft ENGIE Energia Chile, an der die Gruppe 53 % hält).

Die Gruppe erhielt eine Zahlung von 304 Mio. USD (272 Mio. €), von denen 218 Mio. USD (195 Mio. €) der Verkaufspreis für 50 % der TEN-Aktien und 86 Mio. USD (77 Mio. €) die Rückzahlung von 50 % des TEN gewährten Gesellschafterdarlehens durch Red Eléctrica Internacional sind.

Infolge der Transaktion verlor die Gruppe die Beherrschung dieser Tochtergesellschaft, der verbliebene Anteil von 50 % an TEN wird nun als Joint Venture bilanziert. Der Gesamtgewinn aus der Veräußerung, einschließlich des Kapitalgewinns aus der Veräußerung des Anteils von 50 % und des Gewinns aus der Neubewertung des verbliebenen Anteils, betrug 2016 234 Mio. USD (211 Mio. €).

4.1.5 Veräußerungen von zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren

4.1.5.1 Anteil an dem wallonischen Versorgungsnetzbetreiber

Am 22. Dezember 2016 verkaufte die Gruppe über ihre Tochtergesellschaft Electrabel ihre gesamte verbliebene Beteiligung von 25 % am Kapital von Ores Assets, dem Betreiber des Strom- und Gasversorgungsnetzes in der Wallonie, für 410 Mio. € an den belgischen öffentlichen Sektor. Der Kapitalgewinn aus dem Verkauf dieser zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere belief sich auf 86 Mio. € und wurde bei den "Sonstigen Einmaleffekten" unter "Umsatzerlöse aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit" dargestellt. Die am 22. Dezember 2016 erhaltene Zahlung von 410 Mio. € ist in der Kapitalflussrechnung unter "Veräußerungen von zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren" dargestellt.

Mit dieser Transaktion endet der Rückzug von Electrabel aus dem Management der Versorgungsnetze in Belgien. Der Abschluss des Prozesses in der Wallonie steht ganz im Einklang mit früheren Transaktionen der Gruppe in anderen Regionen: In Flandern verkaufte die Gruppe ihre gesamte restliche Beteiligung an den Versorgungsnetzbetreibern 2014 und in Brüssel verkaufte sie 2012 ihre Beteiligung an Sibelga.

4.1.5.2 Anteil an Transportadora de Gas del Perú (TgP)

Am 15. Dezember 2016 finalisierte die Gruppe den Verkauf ihres Anteils von 8,07 % an Transportadora de Gas del Perú (TgP), Betreiber eines Erdgastransportnetzes in Peru. Er wurde vom Canadian Pension Plan Investment Board (CPPIB) und der spanischen Gruppe Enagas gemeinschaftlich erworben. Die Gruppe erhielt die Gegenleistung von 175 Mio. USD (154 Mio. €), die dem Verkaufspreis ihrer Aktien an TgP entsprach.

Der Veräußerungsgewinn betrug 137 Mio. €, einschließlich 144 Mio. € für die Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts, die im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzt und in die Gewinn- und Verlustrechnung recycelt wurden.

4.1.5.3 Beteiligung an Société d'Enrichissement du Tricastin Holding (SETH)

Am 25. November 2016 finalisierte die Gruppe den Verkauf ihrer 5%igen Beteiligung an der Société d'Enrichissement du Tricastin Holding (SETH) an Areva. SETH ist eine Tochtergesellschaft von Areva, die die Urananreicherungsanlage Georges Besse II (GBII) in Tricastin betreibt. Der Gewinn aus der Veräußerung ist nicht wesentlich.

4.2 Zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2016 beliefen sich die Summe der "Vermögenswerte, die als zur Veräußerung gehalten" klassifiziert sind, und die Summe der "Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit Vermögenswerten, die als zur Veräußerung gehalten" klassifiziert sind, auf 3.506 Mio. € bzw. 300 Mio. €.

Nachfolgend die Hauptkategorien von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die in diese zwei Zeilen der Bilanz umgruppiert wurden:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto	3.153	4.139
Sonstige Vermögenswerte	353	468
SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	3.506	4.607
Fremdkapital und Schulden	-	244
Sonstige Verbindlichkeiten	300	455
SUMME VERBINDLICHKEITEN IM DIREKTEN ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN, DIE ALS ZUR VER-ÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND	300	699

Am 31. Dezember 2016 beinhalteten die "zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte" außer dem Portfolio an Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten (vgl. Anhang 4.1.1.) das Kraftwerk Polaniec in Polen.

Kraftwerk Polaniec (Polen)

Am 23. Dezember 2016 verkündete die Gruppe einen Vertragsabschluss mit Enea, einem staatlichen polnischen Versorgungsunternehmen, über den Erwerb von 100 % ihrer Anteile an ENGIE Energia Polska als Eigentümer des Kraftwerks Polaniec in Polen. Die Anlage besteht aus sieben Kohlekraftwerken und einem Biomassekraftwerk mit einer installierten Gesamtleistung von 1,9 GW.

Die Gruppe war per 31. Dezember 2016 der Auffassung, dass der Verkauf dieser Vermögenswerte angesichts des Fortschritts des Veräußerungsverfahrens höchst wahrscheinlich war und klassifizierte das Kraftwerk folglich als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte".

Da der Buchwert dieser zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerte 375 Mio. € über dem erwarteten Verkaufspreis lag, setzte die Gruppe einen Wertminderungsaufwand in voller Höhe des Differenzbetrags an, von dem 139 Mio. € dem gesamten Goodwill der Gruppe von zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerten und 237 Mio. € Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten dieser Gruppe zugeordnet wurden.

Die Klassifikation als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" wirkte sich per 31. Dezember 2016 nicht auf die konsolidierte Nettoschuld aus.

Die Gruppe geht davon aus, dass diese Transaktion in der ersten Hälfte 2017 abgeschlossen wird.

4.3 Erwerb von OpTerra Energy Services (Vereinigte Staaten)

Am 25. Februar 2016 schloss die Gruppe (über ihre Tochtergesellschaft Cofely USA) die Akquisition von 100 % des auf Energiedienstleistungen spezialisierten US-Unternehmens OpTerra Energy Services ab. OpTerra Energy Services hilft den Kunden, ihren Energieverbrauch zu managen, indem technologische Lösungen angeboten werden, die von Energieeffizienz bis zu erneuerbaren Energien reichen. Die Akquisition wurde auf der Basis eines Transaktionspreises von 209 Mio. USD (187 Mio. €) durchgeführt.

Die Rechnungslegung für diesen Unternehmenszusammenschluss war per 31. Dezember 2016 abgeschlossen. Der Goodwill von 158 Mio. € wurde für diese Akquisition per 31. Dezember 2016 verbucht.

4.4 Transaktionen im Windparksektor in Frankreich

2016 übernahm die Gruppe die Beherrschung von Maïa Eolis. Späterhin verkaufte sie das Portfolio der in Betrieb befindlichen Windparkvermögenswerte von Maïa Eolis an Futures Energies Investissements Holding (FEIH), ihr 50/50-Joint Venture mit Crédit Agricole Assurances.

4.4.1 Erwerb einer beherrschenden Beteiligung an Maïa Eolis

Am 25. Mai 2016 finalisierte die Gruppe ihren Erwerb von 51 % von Maïa Eolis, einem auf Erschließung, Bau, Betrieb und Instandhaltung von Windparks in Frankreich spezialisierten Unternehmen, von der Maïa Group. Die Transaktion umfasste ein Portfolio aus Windparkvermögenswerten, die eine installierte Produktionskapazität von 246 MW darstellen, zusätzlich zu Vermögenswerten im Bau oder mit Baugenehmigung, die eine weitere Leistung von 250 MW bedeuten.

Dieses Geschäft ist für die Gruppe eine Investition von 152 Mio. € und vergrößert ihre Beteiligung an Maïa Eolis von 49 % auf 100 % und somit die Beherrschung eines Unternehmens, das bis dahin als ein Joint Venture nach der Equity-Methode bilanziert wurde. Somit wurde Maïa Eolis im Konzernabschluss von ENGIE ab 25. Mai 2016 vollkonsolidiert.

Die geänderte Konsolidierungsmethode für den Anteil von 49 %, der zuvor an Maïa Eolis gehalten wurden, führte zu einem Verlust von 22 Mio. € aus der Neubewertung.

4.4.2 Veräußerung eines Portfolios von Windparkvermögenswerten von Maïa Eolis an FEIH

Am 15. Dezember 2016 verkaufte die Gruppe das Portfolio der in Betrieb befindlichen Windparkvermögenswerte von Maïa Eolis an FEIH, ihrem 50/50-Joint Venture mit Crédit Agricole Assurances, das im Konzernabschluss nach der Equity-Methode bilanziert wurde. Das verkaufte Portfolio stellt 267 MW installierter Produktionskapazität dar und erhöht die installierte Leistung von Onshore-Windparks von FEIH von 543 MW auf 810 MW.

Am Tag des Verkaufs erhielt die Gruppe eine Zahlung von 158 Mio. €, von denen 102 Mio. € der Verkaufspreis für das Portfolio aus Windparkvermögenswerten an FEIH und 56 Mio. € die Rückzahlung eines Gesellschafterdarlehens sind.

Diese Transaktion führte zu einer Verringerung der Nettoschuld um 199 Mio. €. Das entspricht der Ausbuchung der Nettoschuld bezüglich des verkauften Portfolios in Höhe von 120 Mio. €, plus 158 Mio. € als erhaltene Gegenleistung und abzüglich des Gesellschafterdarlehens von 79 Mio. €, das die Gruppe FEIH gewährt hat (die Gesellschafter des Joint Venture sind für die Finanzierung der Transaktion verantwortlich).

Diese Transaktion wirkte sich nicht auf die konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung der Gruppe für das am 31. Dezember 2016 beendete Geschäftsjahr aus.

4.5 Sonstige Transaktionen 2016

2016 kam es zu verschiedenen weiteren Akquisitionen, Eigenkapitalinvestitionen und Veräußerungen, insbesondere in den Vereinigten Staaten, wo die Gruppe das Energiespeicherunternehmen Green Charge Networks (GCN) und ein Kundenportfolio von Guttman Energy erwarb, und auch in Deutschland, wo die Gruppe die Beherrschung der Energieversorgung Gera GmbH übernahm. Ihre einzelne und kumulierte Wirkung auf den Konzernabschluss der Gruppe sind nicht wesentlich.

4.6 Fortführung der wichtigen Änderungen der Konzernstruktur 2015

4.6.1 Erwerb von Solairedirect

Am 3. September 2015 finalisierte die Gruppe ihren Erwerb von 96,55 % an Solairedirect, das über Dienstleistungsverträge Photovoltaik-Anlagen konzipiert, errichtet und betreibt. Solairedirect betreibt Anlagen mit einer Leistung von gut 490 MW, von denen 60 MW in direkt betriebenen Anlagen und 430 MW über Betriebs- und Instandhaltungsverträge erzeugt werden.

Die Gruppe investierte insgesamt 321 Mio. € in folgende Geschäftsvorfälle am 3. September 2015:

―	Erwerb von 94,16 % der Aktien von Solairedirect sowie aller Aktienbezugsrechtscheine, die die Unternehmensführung hielt, für insgesamt 176 Mio. €;
―	gleichzeitig Zeichnung einer reservierten Stammkapitalerhöhung für 130 Mio. €, die den Anteil der Gruppe an Solairedirect auf 96,55 % erhöht;
―	das Geschäft beinhaltet auch Preisanpassungsklauseln in Abhängigkeit davon, ob in den zwei Jahren nach dem Erwerb die operativen Ziele erreicht werden. Der beizulegende Zeitwert dieser Klauseln per Erwerbstag wurde auf 15 Mio. € geschätzt und war im Kaufpreis für Solairedirect enthalten.

Ab dem Erwerbstag am 3. September 2015 ist Solairedirect vollkonsolidiert.

In der zweiten Hälfte 2016 finalisierte die Gruppe den Ansatz der erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Verbindlichkeiten zu ihrem beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag. Nach Abschluss belief sich der Goodwill für die Akquisition auf 89 Mio. €.

4.6.2 Änderung der Konsolidierungsmethode für Solféa

Am 21. Dezember 2015 genehmigten die Gruppe und BNP Paribas einen Nachtrag zur Aktionärsvereinbarung für Solféa, an der sie 55 % bzw. 45 % hielten, was zu einem Kontrollverlust durch die Gruppe führte. Zu diesem Zeitpunkt wurde der Anteil der Gruppe an Solféa nach der Equity-Methode bilanziert.

ANHANG 5 In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen

Anliegen dieses Anhangs ist die Darstellung der wichtigsten nicht auf GAAP basierenden Finanzkennzahlen der Gruppe sowie ihre Überleitung auf die Aggregate im Konzernabschluss nach IFRS.

5.1 EBITDA(1)

Die Überleitung vom EBITDA auf das kurzfristige Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, sieht wie folgt aus:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	6.172	6.326
Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige	4.477	4.885
Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2)	60	50
Sonderanteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	(19)	12
EBITDA	10.689	11.274

(1) Die Angaben per 31. Dezember 2016 werden ausgehend von der Neudefinition des EBITDA durch die Gruppe dargestellt. Hier ist der Sonderanteil am Jahresergebnis von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, nun nicht enthalten. Die Vergleichsangaben für 2015 wurden neu berechnet, um diese Neudefinition widerzuspiegeln. Das EBITDA, wie es im Konzernabschluss für 2015 veröffentlicht war, belief sich auf 11.262 Mio. €.

5.2 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 das frühzeitige Unwinding derivativer Instrumente, abzüglich der Aufholung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate mit frühzeitigem Settlement, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts derivativer Instrumente, die nicht als Absicherungen gemäß IAS 39 - Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung qualifizieren, sowie den unwirksamen Bestandteil derivativer Instrumente, die als Sicherungen qualifizieren;
―	die ertragsteuerliche Wirkung der oben genannten Posten, die nach dem gesetzlichen Ertragsteuersatz ermittelt wurde, der für die entsprechende steuerliche Einheit gilt;
―	den latenten Steuerertrag von 338 Mio. € für 2015 aus dem Ansatz latenter Steueransprüche in Luxemburg (vgl. Anhang 10.1.2);
―	den latenten Steuerertrag von 904 Mio. € für 2016 als Auswirkung geänderter Steuersätze auf den Saldo der latenten Steuern in Frankreich ab 1. Januar 2020, wie im französischen Finanzgesetz von 2017 bestätigt (vgl. Anhang 10.1.2)
―	Nettoeinmaleffekte im "Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden". 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. 2016	31. Dez. 2015
KONZERANTEIL AM JAHRESERGEBNIS		(415)	(4.617)
Nicht beherrschende Anteile		579	(496)
JAHRESERGEBNIS		163	(5.113)
Überleitung vom KURZFRISTIGEN BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, auf das ERGEBNIS DER GEWÖHNLICHEN GESCHÄFTSTÄTIGKEIT		3.720	9.568
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente	8.1	(1.254)	267
Wertminderungsaufwand	8.2	4.192	8.748
Restrukturierungskosten	8.3	476	265
Änderungen des Konsolidierungskreises	8.4	(544)	46
Sonstige Einmaleffekte	8.5	850	248
Sonstige berichtigte Positionen		(736)	(1.204)
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren	9.1	5	8
Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitigem Unwinding derivativer Finanzinstrumente	9.2	-	122
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Absicherungen qualifizieren	9.3	102	102
Latente Ertragsteuer für französische steuerliche Einheiten (französisches Finanzgesetz 2017)		(904)	-
Latente Ertragsteuer in Luxemburg		-	(338)
Steuern auf Einmaleffekte		80	(1.110)
Einmaleffekte, die im Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, enthalten sind	3	(19)	12
PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS		3.147	3.251
Periodischer Jahresüberschuss, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist		670	663
KONZERNANTEIL AM PERIODISCHEN JAHRESÜBERSCHUSS		2.477	2.588

5.3 Eingesetztes Industriekapital

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
(+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten	64.378	64.001
(+) Geschäfts- oder Firmenwert	17.372	19.024
(-) Geschäfts- oder Firmenwert aus der Fusion Gaz de France - SUEZ(1)	(6.616)	(6.647)
(-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Powert(1)	(1.833)	(2.036)
(+) Forderungen nach IFRIC 4 und IFRIC 12	1.008	1.042
(+) Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	6.624	6.977
(-) Geschäfts- oder Firmenwert aus dem Zusammenschluss mit International Powert(1)	(173)	(768)
(+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten	20.835	19.349
(-) Margenausgleicht(1)(2)	(1.691)	(7.054)
(+) Vorräte	3.656	4.207
(+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte	11.123	9.851
(+) Latente Steuern	(5.525)	(6.851)
(+) Streichung latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Positionen(1)	(477)	(700)
(-) Rückstellungen	(22.208)	(18.835)
(+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Eigenkapital (nach latenten Steuern)(1)	2.566	1.894
(-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(17.075)	(17.101)
(+) Margenausgleicht)(2)	771	1.476
(-) Sonstige Verbindlichkeiten	(17.106)	(15.128)
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	55.629	59.899

(1) Zur Berechnung des eingesetzten Industriekapitals sind die für die jeweiligen Posten verbuchten Beträge gegenüber denen in der Bilanz angepasst worden.

(2) Der Margenausgleich in den "Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen" und den "Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten" entspricht den erhaltenen oder geleisteten Anzahlungen als Teil von Besicherungsvereinbarungen, die die Gruppe getroffen hat, um bei Commodity-Transaktionen ihre Gefährdung durch Gegenparteirisiken zu verringern.

5.4 Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragsteuern und Working-Capital-Bedarf	10.263	10.942
Gezahlte Steuern	(1.459)	(1.722)
Änderung des Working-Capital-Bedarfs	1.369	1.163
Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	-	133
Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte	145	103
Gezahlte Zinsen	(799)	(918)
Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	137	126
Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten	(257)	296
(+) Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die in der Bilanz als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind	267	(286)
CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO)	9.667	9.836

5.5 INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten	6.230	6.459
Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	411	259
(+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	80	246
Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit	208	241
Erwerbe von zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren	391	252
Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen	(30)	(245)
(+) Sonstige	-	(1)
Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen	26	42
(+) erhaltene Zahlungen für die Veräußerung nicht beherrschender Anteile	-	(12)
GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	7.315	7.240

ANHANG 6 Segmentberichterstattung

6.1 Geschäftssegmente und berichtspflichtige Segmente

6.1.1 Die neue Organisationsstruktur von ENGIE und Festlegung von Geschäftssegmenten

Seit 1. Januar 2016 ist die Gruppe in 24 Business Units (BUs) organisiert, in erster Linie regional zentriert in einem Land oder einer Gruppe von Ländern.

11 geografische BUs (ohne Frankreich)

Nordamerika	Asien-Pazifik	Großbritannien
Lateinamerika	Naher/Mittlerer Osten, Süd- und Zentralasien und Türkei)	Nord-, Süd- und Osteuropa
Brasilien	China	Stromerzeugung Europa
Afrika	Benelux

8 BUs in Frankreich

Frankreich B2B	Frankreich Netze	GRDF	Elengy
Frankreich B2C	Frankreich Erneuerbare Energie	GRTgaz	Storengy

5 BUs für weltweite Geschäfte

Exploration & Förderung	Globales Energiemanagement	GTT
Global LNG	Tractebel

Jede Business Unit entspricht einem "Geschäftssegment", dessen operative und finanzielle Performance vom Geschäftsführenden Vorstand der Gruppe als "Hauptentscheidungsträger" der Gruppe im Sinne von IFRS 8 regelmäßig überprüft wird.

Der Geschäftsführende Vorstand überwacht die Performance jeder Business Unit im Hinblick auf:

―	Erlöse;
―	EBITDA;
―	kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden;
―	eingesetztes Industriekapital.

Der Nettofinanzertrag und die Ertragsteuer werden auf Konzernebene überwacht.

Bis 31. Dezember 2015 hatte sich die Gruppe in folgende fünf Geschäftssegmente organisiert: Energy International, Energy Europe, Global Gas & LNG, Infrastructures und Energy Services.

6.1.2 Definition berichtspflichtiger Segmente

Im Einklang mit IFRS 8 hat ENGIE die operativen Segmente in zehn berichtspflichtige Segmente gegliedert, um die Segmentberichterstattung der Gruppe darzustellen:

―	drei berichtspflichtige Segmente, die den Geschäftssegmenten: Nordamerika, Benelux und Exploration & Förderung (E&P) entsprechen;
―	sechs berichtspflichtige Segmente, die Gruppen von Geschäftssegmenten entsprechen und sich wie folgt gliedern:

Geschäftssegmente		Berichtspflichtige Segmente
LATEINAMERIKA BRASILIEN	►	LATEINAMERIKA
FRANKREICH B2B FRANKREICH B2C FRANKREICH NETZE FRANKREICH ERNEUERBARE ENERGIE	►	FRANKREICH
GROSSBRITANNIEN NORD-, SÜD- UND OSTEUROPA	►	EUROPA OHNE FRANKREICH UND BENELUX
GRDF GRTgaz ELENGY STORENGY	►	INFRASTRUCTURES EUROPE
GLOBAL ENERGY MANAGEMENT GLOBAL LNG	►	GEM&GNL

―	einem zehnten berichtspflichtigen Segment mit der Bezeichnung "Sonstige" für operative Segmente, die sich aufgrund der speziellen Merkmale ihrer Geschäftstätigkeit und der Märkte oder wegen ihres Risikoprofils nicht zusammenfassen lassen (Tractebel, GTT, Generation Europe, Solairedirect) und die Holding- und Konzernaktivitäten der Gruppe.

Um die Zusammensetzung der Geschäftssegmente wie oben dargestellt festzulegen, nutzte die Gruppe ihre Ermessensentscheidung um zu ermitteln, ob zwei oder mehrere Geschäftssegmente im selben berichtspflichtigen Segment zusammengefasst werden können. Folgende Schlüsselfaktoren wurden geprüft, um die Ähnlichkeit der wirtschaftlichen Merkmale der Geschäftssegmente zu untersuchen:

―	regulatorisches Umfeld;
―	wirtschaftliches Umfeld, in dem die jeweilige Geschäftstätigkeit stattfindet (Marktreife, Wachstumsaussichten, politische Risiken usw.);
―	Risikoprofile der Geschäftstätigkeiten;
―	wie sich die Aktivitäten in die Strategie der Gruppe und ihr neues Geschäftsmodell einfügen.

Die Gruppe entschied, die Geschäftssegmente aus folgenden Gründen in den sechs berichtspflichtigen Segmenten, wie in der Grafik dargestellt, zu organisieren:

―	die Geschäftssegmente Lateinamerika und Brasilien wurden in dem berichtspflichtigen Segment Lateinamerika zusammengefasst, denn diesen Segmenten sind relativ ähnliche Wachstumschancen gemeinsam, und ein erheblicher Teil ihrer Umsatzerlöse wird durch den Stromverkauf aufgrund langfristiger Strombezugsvereinbarungen generiert;
―	die Geschäftssegmente Asien-Pazifik, China, Afrika und Naher/Mittlerer Osten, Süd- und Zentralasien und Türkei wurden in dem berichtspflichtigen Segment Afrika/Asien zusammengefasst, denn alle diese Regionen haben großen Bedarf an Stromerzeugung und stellen somit maßgebliche Wachstumschancen im Energie- und Energiedienstleistungsgeschäft für die Gruppe dar. Auch hier wird ein bedeutender Teil ihrer Umsatzerlöse durch den Stromverkauf aufgrund langfristiger Strombezugsvereinbarungen generiert;
―	die Geschäftssegmente Frankreich B2B, Frankreich B2C, Frankreich Netze und Frankreich Erneuerbare Energie fassen das gesamte französische Downstream-Energiegeschäft (Energiedienstleistungen und Gas- und Stromverkäufe an B2B, B2T- und B2C-Kunden) und die zunehmend dezentralisierte Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern zusammen. Das sind sich ergänzende Geschäfte, die sich auf ein gut entwickeltes lokales Netz stützen und deren Ziel es in erster Linie ist, ein kombiniertes Angebot für lokale Kunden zu entwickeln: Energiedienstleistungen, dezentralisierte Produktionsressourcen und kombinierte Gas- und Stromlieferverträge;
―	die Geschäftssegmente Großbritannien und Nord-, Süd- und Osteuropa wurden im berichtspflichtigen Segment Europa ohne Frankreich und Benelux zusammengefasst, denn beide BUs haben einen ähnlichen Geschäftsmix (Energiedienstleistungen, Erzeugung und Verkauf von erneuerbarer Energie), sie sind auf reifen Energiemärkten tätig und sind einer Umstellung als Teil der Energiewende unterworfen;
―	die Geschäftssegmente GRDF, GRTgaz, Storengy und Elengy, die das Gasinfrastrukturgeschäft in Europa beinhalten (Verteilung, Transport, Speicherung und LNG-Terminals) wurden in dem berichtspflichtigen Segment Infrastructures Europe zusammengefasst, denn ihre Geschäftstätigkeit ist reguliert (oder wird reguliert werden), sie haben ähnliche Risikoprofile und Margen;
―	die Geschäftssegmente Global Energy Management und Global LNG wurden im berichtspflichtigen Segment GEM & LNG zusammengefasst, denn beide sind für das Management und die Optimierung der Gaslieferverträge der Gruppe verantwortlich.

6.1.3 Beschreibung berichtspflichtiger Segmente

―	Nordamerika: Stromerzeugung, Energiedienstleistungen und Erdgas- und Stromverkaufstätigkeit in den Vereinigten Staaten, Kanada und Puerto Rico.
―	Lateinamerika: Geschäftstätigkeiten von (i) der BU Brasilien und (ii) der BU Lateinamerika (Argentinien, Chile, Mexiko und Peru). Die jeweiligen Tochterunternehmen sind in der zentralisierten Stromerzeugung und der Gaslieferkette sowie im Energiedienstleistungsbereich tätig.
―	Afrika/Asien: fasst die Geschäftstätigkeit folgender BUs zusammen: (i) Asien-Pazifik (Australien, Neuseeland, Thailand, Singapur, Indonesien und Laos), (ii) China, (iii) Afrika (Marokko, Südafrika) und (iv) Naher/Mittlerer Osten, Süd- und Zentralasien und Türkei (einschließlich Indien und Pakistan). In allen diesen Regionen ist die Gruppe in Stromerzeugung und -verkauf, Gasverteilung und -verkauf, Energiedienstleistungen und Meerwasserentsalzung auf der arabischen Halbinsel tätig.
―	Benelux: Geschäftstätigkeit der Gruppe in Belgien, den Niederlanden und Luxemburg: (i) Stromerzeugung in Kernkraftwerken und Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie, (ii) Erdgas- und Stromverkäufe und (iii) Energiedienstleistungen.
―	Frankreich: fasst die Geschäftstätigkeit folgender BUs zusammen: (i) Frankreich B2B: Energieverkäufe und -dienstleistungen für Gebäude und Industrie, Städte und Regionen und große Infrastruktureinrichtungen, (ii) Frankreich B2C: Verkäufe von Energie und dazugehörigen Dienstleistungen an Privat- und Gewerbekunden, (iii) Frankreich Erneuerbare Energie: Erschließung, Bau, Finanzierung, Betrieb und Instandhaltung aller Vermögenswerte zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Frankreich (ohne Solairedirect) und (iv) Frankreich Netze, wo Anlagen zur dezentralisierten Energieerzeugung und -verteilung (Fernwärme- und Kältenetze) entworfen, finanziert, gebaut und betrieben werden.
―	Europa ohne Frankreich und Benelux: fasst die Geschäftstätigkeit folgender BUs zusammen: (i) Großbritannien (Management von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern und des Portfolios von Vermögenswerten der Verteilung, Bereitstellung von Energiedienstleistungen und Lösungen usw.) und (ii) Nord-, Süd- und Osteuropa (Verkauf von Erdgas und Strom und dazugehörigen Energiedienstleistungen und Lösungen, Betrieb von Vermögenswerten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, Management von Verteilnetzen). Infrastructures Europe: fasst die BUs GRDF, GRTgaz, Elengy und Storengy zusammen, die den Transport von Erdgas, Speicherstätten und Verteilnetze und -anlagen sowie LNG-Terminals hauptsächlich in Frankreich und Deutschland betreiben. Sie verkaufen auch Zugangsrechte zu diesen Infrastrukturen an Dritte.
―	GEM & LNG: Geschäftstätigkeit der BUs Globales Energiemanagement (GEM) und Global LNG. Aufgabe der BU GEM sind das Management und die Optimierung des Portfolios physischer und vertraglicher Vermögenswerte der Gruppe (ohne Gasinfrastruktureinrichtungen), insbesondere auf dem europäischen Markt für die BUs, in deren Besitz sich die Stromerzeugungsanlagen befinden. Sie ist auch für den Energieverkauf an die großen paneuropäischen und nationalen Industriekunden verantwortlich und nutzt ihre ausgezeichnete Kenntnis der auf Energie spezialisierten Finanzmärkte, um Lösungen für Dritte anzubieten. Die BU Global LNG verwaltet ein Portfolio langfristiger Lieferverträge und Beteiligungen an LNG-Infrastruktureinrichtungen, und sie betreibt eine LNG-Tankerflotte.
―	E&P: fasst die Aktivitäten der Gruppe in den Bereichen Exploration, Erschließung und Betreiben von Öl- und Gasfeldern zusammen.
―	Sonstige: beinhaltet die Geschäftstätigkeit folgender BUs: (i) Generation Europe mit Aktivitäten der Gruppe im Bereich der Wärmekraftwerke in Europa, (ii) Tractebel (auf Energie, Hydraulik und Infrastruktureinrichtungen spezialisierte Ingenieurgesellschaften), (iii) GTT (auf die Konstruktion tiefkalter Membrantanksysteme für den Seetransport und die Speicherung von LNG an Land und auf See spezialisiert) sowie die Holding- und Konzernaktivitäten der Gruppe mit Gesellschaften, in denen der Finanzbedarf der Gruppe zentralisiert ist, der Geschäftstätigkeit von Solairedirect und dem Beitrag des assoziierten Unternehmens SUEZ.

Die wichtigsten Handelsbeziehungen zwischen den berichtspflichtigen Segmenten sehen so aus:

―	Beziehungen zwischen dem berichtspflichtigen Segment "lnfrastructures Europe" und den Nutzern dieser Infrastrukturen, d. h. den berichtspflichtigen Segmenten "GEM & LNG" und "Frankreich": Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Nutzung der Gasinfrastruktureinrichtungen der Gruppe in Frankreich werden auf der Basis regulierter Tarife wie für alle Netznutzer abgerechnet, mit Ausnahme der Speicherinfrastruktur. Die Preise für Vorhaltung und Nutzung von Speicherstätten werden von den Betreibern der Speicher nach einem "ausgehandelten Zugangssystem" festgelegt;
―	Beziehungen zwischen dem berichtspflichtigen Segment "GEM & LNG" und den berichtspflichtigen Segmenten "Frankreich", "Benelux" und "Europa ohne Frankreich und Benelux": Das berichtspflichtige Segment "GEM & LNG" verwaltet die Erdgaslieferverträge der Gruppe und verkauft an Handelsunternehmen in den berichtspflichtigen Segmenten "Frankreich", "Benelux" und "Europa ohne Frankreich und Benelux" Gas zu marktüblichen Preisen. Im Bereich Strom verwaltet und optimiert GEM die Kraftwerksanlagen- und Verkaufsportfolios im Auftrag von Gesellschaften, die im Besitz der Vermögenswerte der Stromerzeugung sind, und erhält für diese Dienstleistungen einen Anteil an der Energiemarge. Umsatzerlöse und Margen aus den Stromerzeugungsgeschäften (abzüglich des GEM-Anteils) werden durch die Segmente berichtet, die im Besitz der Vermögenswerte der Stromerzeugung sind ("Frankreich", "Benelux", "Europa ohne Frankreich und Benelux" und "Generation Europe" im berichtspflichtigen Segment "Sonstige");
―	Beziehungen zwischen dem Segment "Generation Europe" als Teil des berichtspflichtigen Segments "Sonstige" und den Handelsunternehmen in den berichtspflichtigen Segmenten "Frankreich", "Benelux" und "Europa ohne Frankreich und Benelux": Ein Teil des in den Wärmekraftwerksanlagen in der BU "Generation Europe" erzeugten Stroms wird zu Marktpreisen an Handelsunternehmen aus diesen Segmenten verkauft.

Angesichts der Bandbreite ihrer Geschäftsbereiche und deren geografischer Lage bedient die Gruppe ein sehr vielfältiges Spektrum an Situationen und Kunden (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 berichtspflichtigen Segmenten

Die vom Geschäftsführenden Vorstand überprüften Ansatz- und Bewertungsmethoden für die interne Berichterstattung sind die gleichen wie für die Erstellung des Konzernabschlusses. Das EBITDA, das eingesetzte Industriekapital und Investitionsausgaben (CAPEX) sind in Anhang 5 "In den Finanzinformationen verwendete Finanzkennzahlen" auf den Konzernabschluss übergeleitet.

―	Die vergleichende Segmentberichterstattung für 2015 wurde neu berechnet, um diese Information gemäß der neuen Segmentstruktur darzustellen, die die Gruppe am 1. Januar 2016 eingeführt hat.

Erlöse

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Externe Umsatzerlöse	Gruppeninterne Umsatzerlöse	Summe	Externe Umsatzerlöse	Gruppeninterne Umsatzerlöse	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Nordamerika	3.814	39	3.853	3.673	-	3.673
Lateinamerika	4.075	1.	4.076	4.197	-	4.197
Afrika/Asien	3.804	4	3.808	4.244	-	4.244
Benelux	9.044	1.230	10.274	8.732	1.082	9.813
Frankreich	20.332	383	20.714	20.248	381	20.629
Europa ohne Frankreich und Benelux	8.118	112	8.230	8.491	346	8.837
Infrastructures Europe	3.267	3.495	6.762	3.027	3.558	6.585
GEM & LNG	8.981	6.979	15.959	11.320	8.162	19.482
E&P	1.799	110	1.909	2.242	164	2.406
Sonstige	3.405	1.308	4.712	3.710	1.918	5.628
Eliminierung interner Transaktionen	-	(13.659)	(13.659)	-	(15.610)	(15.610)
SUMME ERLÖSE	66.639	-	66.639	69.883	-	69.883

EBITDA(1)

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nordamerika	475	633
Lateinamerika	1.696	1.563
Afrika/Asien	1.162	1.237
Benelux	755	445
Frankreich	1.315	1.274
Europa ohne Frankreich und Benelux	612	559
Infrastructures Europe	3.459	3.381
GEM & LNG	3	196
E&P	1.198	1.514
Sonstige	15	472
SUMME EBITDA	10.689	11.274

(1) Die Angaben per 31. Dezember 2016 werden ausgehend von der Neudefinition des EBITDA durch die Gruppe dargestellt. Hier ist der Sonderanteil am Jahresergebnis von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, nun nicht enthalten. Die Vergleichsangaben für 2015 wurden neu berechnet, um diese Neudefinition widerzuspiegeln. Das EBITDA, wie es im Konzernabschluss für 2015 veröffentlicht war, belief sich auf 11.262 Mio. €.

Planmäßige Abschreibung und Amortisation

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nordamerika(1)	(48)	(294)
Lateinamerika	(410)	(387)
Afrika/Asien	(235)	(263)
Benelux	(381)	(353)
Frankreich	(612)	(562)
Europa ohne Frankreich und Benelux	(203)	(205)
Infrastructures Europe	(1.390)	(1.325)
GEM & LNG	(74)	(85)
E&P	(569)	(823)
Sonstige	(462)	(442)
SUMME PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION	(4.385)	(4.740)

(1) Der Rückgang bei planmäßiger Abschreibung und Amortisation für Nordamerika geht hauptsächlich auf die Klassifikation des Portfolios an Merchant-Stromerzeugungsanlagen in den Vereinigten Staaten als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" per 31. Dezember 2015 zurück.

Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nordamerika	63	92
Lateinamerika	197	(81)
Afrika/Asien	312	286
Benelux	2	-
Frankreich	(22)	(6)
Europa ohne Frankreich und Benelux	60	63
Infrastructures Europe	11	9
GEM & LNG	1	4
E&P	12	14
Sonstige	127	91
davon Anteil am Jahresüberschuss von SUEZ	739	734
GESAMTANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	764	473

Assoziierte Unternehmen und Joint Ventures haben per 31. Dezember 2016 einen Anteil von 671 Mio. € bzw. 92 Mio. € am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, im Vergleich zu 338 Mio. € bzw. 135 Mio. € per 31. Dezember 2015.

Kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nordamerika	430	332
Lateinamerika	1.284	1.175
Afrika/Asien	923	972
Benelux	371	91
Frankreich	695	709
Europa ohne Frankreich und Benelux	410	341
Infrastructures Europe	2.068	2.054
GEM & LNG	(74)	110
E&P	536	546
Sonstige	(472)	(4)
SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	6.172	6.326

Eingesetztes Industriekapital

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nordamerika	1.520	1.247
Lateinamerika	8.793	7.754
Afrika/Asien	5.520	6.472
Benelux	(2.552)	(466)
Frankreich	5.304	5.989
Europa ohne Frankreich und Benelux	4.720	5.221
Infrastructures Europe	19.693	18.975
GEM & LNG	1.330	2.576
E&P	2.855	2.571
Sonstige	8.445	9.561
davon Eigenkapitalwert von SUEZ	1.977	1.974
SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL	55.629	59.899

Zur Vergleichbarkeit der Finanzinformationen wurden die nach Segment dargestellten Zahlen per 31. Dezember 2015 neu berechnet. Sie enthalten die neuen Zuordnungen des Goodwill auf die neuen goodwilltragenden CGUs (vgl. Anhang 12.2 "Goodwilltragende CGUs'), wie sie nach der Umstrukturierung der Gruppe zum 1. Januar 2016 angesetzt wurden.

Investitionsausgaben (Capex)

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nordamerika	519	283
Lateinamerika	1.037	1.140
Afrika/Asien	212	257
Benelux	680	600
Frankreich	1.083	886
Europa ohne Frankreich und Benelux	169	290
Infrastructures Europe	1.552	1.551
GEM & LNG	127	57
E&P	940	1.027
Sonstige	997	1.150
GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)	7.315	7.240

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 von Unternehmen des Konsolidierungskreises in Bezug auf das eingesetzte Industriekapital.

	Erlöse		Eingesetztes Industriekapital
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---
Frankreich	24.946	25.066	29.721	30.320
Belgien	9.359	9.067	(1.326)	1.321
Sonstige EU-Länder	16.256	18.507	8.827	10.753
Sonstige europäische Länder	1.664	2.103	686	735
Nordamerika	4.691	4.592	1.906	1.589
Asien, Naher/Mittlerer Osten und Ozeanien	5.531	6.165	6.347	7.126
Südamerika	3.857	4.076	8.598	7.478
Afrika	334	306	870	577
SUMME	66.639	69.883	55.629	59.899

ANHANG 7 Kurzfristiges Betriebsergebnis

7.1 Erlöse

Die Erlöse der Gruppe gliedern sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Energieverkäufe	45.789	49.455
Erbringen von Dienstleistungen	20.349	19.712
Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge	501	716
ERLÖSE	66.639	69.883

"Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge" umfassen vor allem Erlöse aus Operating-Leasingverhältnissen in Höhe von 412 Mio. € (2015: 632 Mio. €).

7.2 Personalkosten

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Kurzfristige Leistungen	(9.697)	(9.669)
Anteilsbasierte Vergütungen (vgl. Anhang 23)	(60)	(50)
Kosten für leistungsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.3.4)	(337)	(314)
Kosten für beitragsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.4)	(137)	(134)
PERSONALAUFWAND	(10.231)	(10.168)

7.3 Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Planmäßige Abschreibung und Amortisation (vgl. Anhänge 13 und 14)	(4.385)	(4.740)
Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten	(178)	(208)
Nettoänderung bei Rückstellungen (vgl. Anhang 18)	(306)	(59)
PLANMASSIGE ABSCHREIBUNG, AMORTISATION UND RUCKSTELLUNGEN	(4.869)	(5.007)

Per 31. Dezember 2016 gliedert sich die planmäßige Abschreibung und Amortisation hauptsächlich in 770 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 3.627 Mio. € für Sachanlagen. Eine Gliederung nach Art des Vermögenswerts findet sich in den Anhängen 13 "Immaterielle Vermögenswerte" bzw. 14 "Sachanlagen".

ANHANG 8 Überschuss/(Fehlbetrag) aus betrieblicher Tätigkeit

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	6.172	6.326
Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente	1.254	(261)
Wertminderungsaufwendungen	(4.192)	(8.748)
Restrukturierungskosten	(476)	(265)
Änderungen des Konsolidierungskreises	544	(46)
Sonstige Einmaleffekte	(850)	(248)
ÜBERSCHUSS/(FEHLBETRAG) AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT	2.452	(3.242)

8.1 Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente

2016 stellt dieser Posten einen Jahresüberschuss von 1.254 Mio. € dar, gegenüber einem Nettoaufwand von 261 Mio. € 2015. Hier spiegeln sich vor allem die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von (i) Strom- und Erdgasverkaufs- und -kaufverträgen wider, die unter IAS 39fallen, und (ii) Finanzinstrumente zur wirtschaftlichen Sicherung, die aber nicht für ein Hedge Accountig in Frage kommen.

Dieser Ertrag ist vor allem (i) einem positiven Preiseffekt durch Änderungen bei den Forward-Preisen für Commodities als Basiswert geschuldet und (ii) der positiven Auswirkung ausgeglichener Posten über die Periode, die per 31. Dezember 2015 einen negativen beizulegenden Zeitwert hatten.

8.2 Wertminderungsaufwendungen

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Wertminderungsaufwendungen:
Geschäfts- oder Firmenwert	(1.690)	(2.628)
Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte	(2.485)	(5.731)
Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und entsprechende Rückstellungen	(98)	(188)
Finanzielle Vermögenswerte und andere	(49)	(214)
SUMME WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN	(4.321)	(8.761)
Aufholung von Wertminderungsaufwendungen:
Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte	127	7
Finanzielle Vermögenswerte	2	6
SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN	130	13
SUMME	(4.192)	(8.748)

Per 31. Dezember 2016 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 4.192 Mio. € und betreffen hauptsächlich folgende CGUs: Benelux (1.437 Mio. €), Generation Europe (660 Mio. €), Frankreich Erneuerbare Energie (421 Mio. €), Nordamerika (357 Mio. €) und Global Energy Management (352 Mio. €). Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils an Wertminderungsaufwendungen bei nicht beherrschenden Beteiligungen beläuft sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2016 auf 3.812 Mio. €.

Die Wertminderungsaufwendungen, die für Goodwill, Sachanlagen, immaterielle Vermögenswerte und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, per 31. Dezember 2016 angesetzt wurden, lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Standort	Wertminderungsaufwen- dungen bei Goodwill	Wertminderungsaufwen- dungen bei Sachan- lagen und immateriellen Vermögenswerten
Goodwilltragende CGU Benelux		(1.362)	(68)
Bohrinsel	Niederlande		(46)
Sonstige			(22)
Goodwilltragende CGU Generation Europe		(139)	(520)
Wärmekraftwerke			(520)
	Polen	(139)	(237)
	Niederlande		(768)
	Deutschland		(59)
	Frankreich/Italien/Großbritannien		(56)
Goodwilltragende CGU Frankreich Erneuerbare Energie		-	(419)
Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken			(414)
Sonstige			(5)
Goodwilltragende CGU Nord-, Süd- und Osteuropa		-	(148)
Stromerzeugungsanlagen	Polen		(119)
Beteiligungen an Gruppen entlang der Gaslieferkette	Deutschland
Sonstige			(29)
Goodwilltragende CGU Nordamerika		-	(357)
Portfolio an Merchant- Stromerzeugungsanlagen	Vereinigte Staaten		(238)
LNG-Terminal	Vereinigte Staaten		(53)
Stromerzeugungsanlagen	Vereinigte Staaten/Kanada		(66)
Goodwilltragende CGU Lateinamerika		-	(109)
Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken	Chile		(72)
Sonstige			(37)
Goodwilltragende CGU Exploration & Förderung (E&P)		-	(189)
Explorations- und Förderanlagen	Nordsee/Ägypten/ Indonesien		(154)
Lizenzen für Exploration & Förderung	Algerien		(35)
Goodwilltragende CGU GTT		(161)
Goodwill	Frankreich	(161)
Goodwilltragende CGU Global LNG		(24)	(153)
LNG-Tanker			(141)
Sonstige			(12)
CGU Global Energy Management (GEM)		-	(350)
Entnahmerechte aus Stromerzeugungs- anlagen	Italien		(225)
Portfolio langfristiger Strombezugsver- einbarungen			(83)
Sonstige			(42)
Sonstige Wertminderungsaufwendungen		(4)	(172)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2016		(1,690)	(2.485)

In Millionen Euro	Wertminderungsaufwen- dungen bei Gesellschaften, die nach der Equity- Methode bilanziert werden, und entspre- chende Rückstellungen	Summe Wertminderungsaufwen- dungen	Bewertungs- methode
Goodwilltragende CGU Benelux	-	(1.430)
Bohrinsel			Beizulegender Zeitwert
Sonstige
Goodwilltragende CGU Generation Europe	-	(659)
Wärmekraftwerke
			Beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten
			Nutzungswert - DCF
			Nutzungswert - DCF
			Nutzungswert - DCF
Goodwilltragende CGU Frankreich Erneuerbare Energie	-	(419)
Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken			Nutzungswert - DCF
Sonstige	-
Goodwilltragende CGU Nord-, Süd- und Osteuropa	(91)	(239)
Stromerzeugungsanlagen			Nutzungswert - DCF
Beteiligungen an Gruppen entlang der Gaslieferkette	(91)
Sonstige
Goodwilltragende CGU Nordamerika	-	(357)
Portfolio an Merchant- Stromerzeugungsanlagen			Beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten
LNG-Terminal			Nutzungswert - DCF
Stromerzeugungsanlagen			Nutzungswert - DCF
Goodwilltragende CGU Lateinamerika	-	(109)
Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken			Nutzungswert - DCF
Sonstige
Goodwilltragende CGU Exploration & Förderung (E&P)	-	(189)
Explorations- und Förderanlagen			Nutzungswert - DCF
Lizenzen für Exploration & Förderung			Beizulegender Zeitwert
Goodwilltragende CGU GTT		(161)
Goodwill			Beizulegender Zeitwert
Goodwilltragende CGU Global LNG	-	(177)
LNG-Tanker			Beizulegender Zeitwert
Sonstige
CGU Global Energy Management (GEM)	-	(350)
Entnahmerechte aus Stromerzeugungs- anlagen			Nutzungswert - DCF
Portfolio langfristiger Strombezugsver- einbarungen			Nutzungswert - DCF
Sonstige
Sonstige Wertminderungsaufwendungen	(7)	(183)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2016	(98)	(4.273)

In Millionen Euro	Abzinsungssatz
Goodwilltragende CGU Benelux
Bohrinsel
Sonstige
Goodwilltragende CGU Generation Europe
Wärmekraftwerke
	7,4%
	7,3%
	6,5% - 7,5%
Goodwilltragende CGU Frankreich Erneuerbare Energie
Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken	7,8%
Sonstige
Goodwilltragende CGU Nord-, Süd- und Osteuropa
Stromerzeugungsanlagen	9,5%
Beteiligungen an Gruppen entlang der Gaslieferkette
Sonstige
Goodwilltragende CGU Nordamerika
Portfolio an Merchant-Stromerzeugungsanlagen
LNG-Terminal	6,7%
Stromerzeugungsanlagen	3,9% -7,5%
Goodwilltragende CGU Lateinamerika
Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken	8,0%
Sonstige
Goodwilltragende CGU Exploration & Förderung (E&P)
Explorations- und Förderanlagen	6,6% -13,9%
Lizenzen für Exploration & Förderung
Goodwilltragende CGU GTT
Goodwill
Goodwilltragende CGU Global LNG
LNG-Tanker
Sonstige
CGU Global Energy Management (GEM)
Entnahmerechte aus Stromerzeugungsanlagen	7,5%
Portfolio langfristiger Strombezugsvereinbarungen	5,7% - 9,6%
Sonstige
Sonstige Wertminderungsaufwendungen
SUMME PER 31. DEZEMBER 2016

8.2.1 Wirtschaftsbedingungen für die stromerzeugende Industrie in Europa

Die Merchant-Stromerzeugung in Europa sieht sich schwierigen Marktbedingungen gegenüber, denn kurzfristig sinken die Strompreise, und die mittel- bis langfristigen Wirtschaftsbedingungen sind dauerhaft schlecht.

Vor diesem Hintergrund und angesichts der jüngsten Prognosen hat die Gruppe ihr Referenzszenarium für die mittel- bis langfristigen Strompreise in Europa, wie auch die Margen, die sich mit Wärmekraftwerken erzielen lassen, erheblich zurückgefahren. Die Änderung ist im Wesentlichen einer Aufwärtskorrektur des Anteils der erneuerbaren Energie am Energiemix in Europa, gekoppelt mit einer Abwärtskorrektur bei den Preisprognosen für Brennstoffe, geschuldet. Angesichts des aktualisierten Preisszenariums und der sich daraus ergebenden Verschlechterung der Finanzprojektionen setzte die Gruppe Wertminderungsaufwendungen für die CGU Benelux (vgl. Anhang 8.2.3) und die CGUs Frankreich Erneuerbare Energie und Generation Europe (vgl. Anhang 8.2.5) an.

8.2.2 Informationen über die für Werthaltigkeits-tests verwendeten Cashflow-Projektionen

In den meisten Fällen wird der erzielbare Wert von CGUs mit Hilfe eines Nutzungswerts bestimmt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2017 und dem mittelfristigen Businessplan 2018 - 2019, wie vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat 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 2016 - 2040 ermittelt. Im Dezember 2016 hat der Geschäftsführende Vorstand die Prognosen für das Referenzszenarium genehmigt. 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 für jeden Markt;
―	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 externer Spezialisten des Energiesektors verglichen werden. Langfristige Projektionen für CO2 -Preise sind dem im Juli 2016 veröffentlichten Bericht "Canfin, Grandjean et Mestrallet" entnommen. 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.

8.2.3 Wertminderung der goodwilltragenden CGU Benelux

Der Gesamtgoodwill, der dieser CGU vor dem Werthaltigkeitstest 2016 zugeordnet war, belief sich auf 5.601 Mio. €. Die CGU Benelux beinhaltet die Geschäftstätigkeit der Gruppe in Belgien, den Niederlanden und Luxemburg: (i) Stromerzeugung in ihren Kernkraftwerken und Windparks, (ii) Erdgas- und Stromverkauf und (iii) Energiedienstleistungen sowie Entnahmerechte an den Kraftwerken Chooz B und Tricastin.

Hauptannahmen für den Werthaltigkeitstest

Der Nutzungswert 2016 der in dieser CGU zusammengefassten Geschäftstätigkeit wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2017 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat genehmigten mittelfristigen Businessplan 2018-2019 errechnet. Cashflow-Projektionen für die Zeit jenseits des mittelfristigen Businessplans wurden wie folgt ermittelt:

Tätigkeiten	Annahmen für die Zeit nach Ablauf des Businessplans
Strom aus Kernkraftwerken in Belgien	Für Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 Cashflow-Projektion über eine Nutzungsdauer von 50 Jahren. Für die Reaktoren der zweiten Generation (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3) Cashflow-Projektion über 40 Jahre, dann Verlängerung der Betriebsdauer für die Hälfte dieses Kraftwerkportfolios um 20 Jahre.
Entnahmerechte für die Kraftwerke Chooz B und Tricastin	Cashflow-Projektion über die Restlaufzeit bestehender Verträge, zuzüglich der Annahme, dass die Entnahmerechte um weitere zehn Jahre verlängert werden.
Marketing- und Verkaufstätigkeiten	Cashflow-Projektionen bis 2022, dann Anwendung eines Exitwerts ausgehend von einem normalen Cashflow bei einer langfristigen Wachstumsrate von 1,9 %

Die Abzinsungssätze für diese Cashflows reichen von 5,5 % bis 9,1 %, je nach Risikoprofil jeder Geschäftstätigkeit.

Zu den Hauptannahmen für Werthaltigkeitstests der goodwilltragenden CGU Benelux gehörten die erwarteten Änderungen des regulatorischen Umfelds, Änderungen des Strompreises, Änderungen der Nachfrage bei Gas und Strom und Abzinsungssätze.

Die wichtigsten Annahmen bezüglich des regulatorischen Umfelds in Belgien beziehen sich auf die Betriebsdauer der bestehenden Kernreaktoren und die Höhe der Nutzungsentgelte und der Kernenergieabgaben an den belgischen Staat.

Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Belgien wurde die Betriebsdauer der Reaktoren Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 um 10 Jahre bis 2025 verlängert. Das Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie vom 31. Januar 2003 wurde im Januar 2014 (Tihange 1) und Juli 2015 (Doel 1 und 2) entsprechend geändert. Außerdem trat die mit der belgischen Regierung im November 2015 geschlossene Vereinbarung am 29. Dezember 2016 in Kraft. Diese Vereinbarung sieht jährliche Nutzungsentgelte von insgesamt 20 Mio. € für die Verlängerung bei den Reaktoren Doel 1 und Doel 2 und neue Konditionen für die Ermittlung der Kernenergieabgabe auf Reaktoren der zweiten Generation (Doel 3 und 4 und Tihange 2 und 3) bis zum 40. Jahr ihrer Betriebsdauer vor.

Der Werthaltigkeitstest 2016 berücksichtigte daher die Auswirkungen dieses Gesetzes, d. h. die Laufzeitverlängerung der zwei Reaktoren um 10 Jahre, die für die Verlängerung nötige Investition, die Zahlung eines jährlichen Nutzungsentgelts von insgesamt 20 Mio. € für diese Verlängerung sowie die neuen Bedingungen für die Festlegung der belgischen Kernenergieabgabe gemäß Gesetz vom 29. Dezember 2016.

Für die Reaktoren der zweiten Generation bestätigte die Vorgängerregierung im Dezember 2013 den Grundsatz des schrittweisen Ausstiegs aus der Kernenergie mit der Abschaltung von Doel 3 2022, von Tihange 2 2023 und Tihange 3 und Doel 4 2025 nach 40 Jahren Betriebsdauer. Das Gesetz vom 18. Juni 2015 bekräftigte den Grundsatz und den Zeitplan.

Aufgrund (i) der Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 über 40 Jahre hinaus, (ii) der Bedeutung des Atomstroms im belgischen Energiemix, (iii) des Fehlens eines hinreichend detaillierten und attraktiven Industrieplans, der Energieversorgern einen Anreiz bietet, in den Ersatz thermischer Kapazität zu investieren, und (iv) der Ziele zur Verringerung der CO2 -Emission geht die Gruppe jedoch davon aus, dass die Kernenergie nach wie vor gebraucht wird, um in Belgien nach 2025 das Energiegleichgewicht zu gewährleisten. Demzufolge nimmt die Gruppe für die Berechnung des Nutzungswerts eine Betriebszeitverlängerung für die Hälfte ihrer Reaktoren der zweiten Generation um 20 Jahre an und berücksichtigt einen Mechanismus zur Zahlung der Kernenergieabgabe an die belgische Regierung.

In Frankreich bezog die Gruppe die Annahme ein, dass die Entnahmerechte an 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 des Referenzszenariums der Gruppe ist.

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Aufgrund der Abwärtskorrektur der Cashflow-Projektionen wegen der in Anhang 8.2.1 beschriebenen Wirtschaftsbedingungen und der negativen Effekte des Margen-Tests aufgrund der Aufwärtskorrektur der Rückstellungen für den Abbruch der belgischen Kernkraftwerke (vgl. Anhang 18.2) lag der erzielbare Betrag für die CGU Benelux 1.362 Mio. € niedriger als ihr Buchwert per 31. Dezember 2016. Die Gruppe setzte deshalb einen Wertminderungsaufwand von 1.362 Mio. € komplett für den Goodwill an. Nach dem Wertminderungsaufwand betrug der Buchwert des restlichen Goodwill 4.239 Mio. €.

Empfindlichkeitsanalysen

Ein Sinken des Preises für Strom aus Kernkraftwerken um 10 €/MWh würde einen zusätzliche Wertminderungsaufwand von 1.890 Mio. € bedeuten. Würden die Preise aber um 10 €/MWh steigen, läge der erzielbare Betrag über dem Buchwert.

Eine Erhöhung der Abzinsungssätze um 50 Basispunkte würde einen weiteren Wertminderungsaufwand von 400 Mio. € bedeuten, eine Senkung um 50 Basispunkte würde die Wertminderung um 440 Mio. € verringern.

Für die Stromproduktion aus Kernenergie in Belgien wurden verschiedene Umstellungsszenarien in Betracht gezogen:

―	Verschwände die Kernenergiekomponente 2025 nach einer Laufzeit von 50 Jahren im Fall von Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 und 40 Jahren Laufzeit der Reaktoren der zweiten Generation vollständig aus dem Portfolio, würde sich das außerordentlich negativ auf die Testergebnisse auswirken, da der erzielbare Betrag wesentlich unter den Buchwert fiele. In diesem Szenarium läge das Wertminderungsrisiko bei etwa 2.800 Mio. €;
―	würde die Betriebsdauer der Hälfte 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 1.300 Mio. €.

8.2.4 Wertminderung der goodwilltragenden CGU GTT

GTT ist eine börsennotierte Tochtergesellschaft, die auf die Projektierung tiefkalter Membrantanksysteme für den Seetransport und die Speicherung von LNG an Land und auf See spezialisiert ist.

Am 30. Juni 2016 setzte die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 161 Mio. € für den der CGU GTT zugeordneten Goodwill an, nachdem der Aktienpreis von GTT ausgehend vom Marktpreis am 30. Juni 2016 gefallen war. Per 31. Dezember 2016 führte der geänderte Aktienpreis nicht zu einer weiteren Wertminderung.

Ein per 31. Dezember 2016 um 10 % gesunkener Aktienpreis hätte nicht zu einer weiteren Wertminderung des Goodwill geführt.

8.2.5 Wertminderungsaufwendungen bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten

Per 31. Dezember 2016 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 2.485 Mio. € und betrafen vor allem:

Vermögenswerte der Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken von SHEM (CGU Frankreich Erneuerbare Energie)

Angesichts sinkender Forward-Strompreise und Strompreisprognosen in Frankreich setzte die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 416 Mio. € für die Vermögenswerte der Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken von SHEM an.

Um 10 €/MWh sinkende Strompreise würden einen zusätzlichen Wertminderungsaufwand von 100 Mio. € bei diesen Vermögenswerten bedeuten. Dagegen würde eine Erhöhung um 10 €/MWh die Wertminderung um 100 Mio. € verringern.

Eine Erhöhung des Abzinsungssatzes um 50 Basispunkte würde einen weiteren Wertminderungsaufwand von 27 Mio. € bedeuten, eine Senkung um 50 Basispunkte dagegen die Wertminderung um 35 Mio. € verringern.

Die Bedingungen für die Ermittlung des Nutzungswerts und insbesondere die Hauptannahmen, die dem Test zugrunde liegen, sind in Anhang 12.3.4 beschrieben.

Vermögenswerte der CGU Generation Europe

Per 31. Dezember 2016 klassifizierte die Gruppe das Kraftwerk Polaniec in Polen als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 4.2). Da der Buchwert 375 Mio. € über dem erwarteten Verkaufspreis lag, setzte die Gruppe am 31. Dezember 2016 einen Wertminderungsaufwand von 375 Mio. € an, davon 139 Mio. € für den gesamten Goodwill, der den zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerten zugeordnet war, und 237 Mio. € bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten.

Die Gruppe setzte auch 283 Mio. € als Wertminderungsaufwand für ihre Wärmekraftwerke in Europa an, die sich wie folgt zusammensetzen:

―	166 Mio. € für ein Gaskraftwerk in den Niederlanden wegen der Abwärtskorrektur der prognostizierten langfristig erzielbaren Margen;
―	36 Mio. € bei Kohlekraftwerken in Deutschland, hauptsächlich wegen der Entscheidung, ein Kraftwerk vorübergehend stillzulegen;
―	19 Mio. € für ein Kohlekraftwerk in Großbritannien nach der Entscheidung der Gruppe in der ersten Hälfte 2016, dieses Kraftwerk früher als geplant zu schließen.

Vermögenswerte der CGU Exploration & Förderung

Per 31. Dezember 2016 machte der Wertminderungsaufwand der Produktionsvermögenswerte und der Explorationsgenehmigungen der CGU E&P 189 Mio. € aus. Die meisten dieser Wertminderungsaufwendungen wurden zum 30. Juni 2016 angesetzt und waren vor allem in der Abwärtskorrektur der Prognosen für Erdgaspreise und des Brent-Rohölpreises über die erwartete Betriebsdauer der Vermögenswerte begründet.

Der Nutzungswert dieser Vermögenswerte wurde mit Hilfe der Cashflow-Prognosen für die Betriebsdauer der Vermögenswerte errechnet, die das Management erstellt hat.

Vermögenswerte der CGU Global Energy Management (GEM)

Per 31. Dezember 2016 setzte die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 225 Mio. € für Entnahmerechte an Stromerzeugungsanlagen in Italien an, die dem gesamten Buchwert des Vermögenswertes entsprechen.

Die Gruppe erfasste auch Wertminderungsaufwendungen von 83 Mio. € für das Portfolio langfristiger Erdgasbezugsvereinbarungen, die nach der Fusion mit Gaz de France 2008 als immaterielle Vermögenswerte angesetzt wurden. Das entspricht dem gesamten Buchwert dieser Verträge, der per 31. Dezember 2016 gleich null war.

Sonstige Wertminderungsaufwendungen

Sonstige Wertminderungsaufwendungen durch die Gruppe betreffen hauptsächlich:

―	das Portfolio an Merchant-Stromerzeugungsanlagen in den Vereinigten Staaten, die seit 31. Dezember 2015 als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert waren (238 Mio. €), da der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten geringer als der Buchwert der zum Verkauf gehaltenen Gruppe von Vermögenswerten war;
―	LNG-Tanker (141 Mio. €) wegen des schwierigen LNG-Markts;
―	Windparkanlagen in Polen (119 Mio. €) nach den fallenden Preisen für Strom und grüne Zertifikate;
―	ein Wasserkraftwerk in Chile (72 Mio. €);
―	eine Bohrinsel in der Region Benelux (46 Mio. €) nach Auslaufen des Betreibervertrags in einem für Exploration und Förderung schwierigen Marktumfeld.

8.2.6 2015 angesetzte Wertminderungsaufwendungen

Die per 31. Dezember 2015 für Goodwill, Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte angesetzten Wertminderungsaufwendungen betrugen 8.547 Mio. € und lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Standort	Wertminderungsaufwendungen bei Goodwill	Wertminderungsaufwendungen bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten
Goodwilltragende CGU Global Gas & LNG		(1.619)	(2.541)
Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten			(2.454)
Lizenzen für Exploration - Förderung	Qatar		(87)
Goodwilltragende CGU Nordamerika Energy		(927)	(405)
Portfolio an Merchant-Stromerzeugungsanlagen		(911)	(200)
Regasifizierungsterminal	Vereinigte Staaten		(195)
Sonstige		(16)	(9)
Goodwilltragende CGU Lateinamerika Energy		-	(54)
Anteil an einem Regasifizierungsterminal	Uruguay
Sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte			(54)
Goodwilltragende CGU Asien-Pazifik Energy		-	(1.009)
Kraftwerk	Indien		(1.009)
Goodwilltragende CGU Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika Energy		(83)	(630)
Wärmekraftwerk		(83)	(630)
Goodwilltragende CGU Großbritannien - Türkei Energy		-	(151)
Wärmekraftwerk	Großbritannien		(151)
Goodwilltragende CGU Central Western Europe Energy		-	(550)
Marke GDF Gaz de France	Frankreich		(455)
Immaterieller Vermögenswert Kundenkontakte	Frankreich		(95)
Sonstige Wertminderungsaufwendungen in Europa		-	(194)
Wärmekraftwerk			(194)
Sonstige Wertminderungsaufwendungen		-	(197)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2015		(2.628)	(5.731)

In Millionen Euro	Standort	Wertminderungsaufwendungen bei Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und entsprechende Rückstellungen	Summe Wertminderungsaufwendungen	Bewertungs- methode
Goodwilltragende CGU Global Gas & LNG		-	(4.160)	Nutzungswert -DCF
Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten				Nutzungswert -DCF Vielfaches der Reserven
Lizenzen für Exploration - Förderung	Qatar		-	Beizulegender Zeitwert
Goodwilltragende CGU Nordamerika Energy		-	(1.331)
Portfolio an Merchant-Stromerzeugungsanlagen			-	Beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten
Regasifizierungsterminal	Vereinigte Staaten		-	Nutzungswert -DCF
Sonstige			-
Goodwilltragende CGU Lateinamerika Energy		(188)	(242)
Anteil an einem Regasifizierungsterminal	Uruguay	(188)	-	Beizulegender Zeitwert
Sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte			-
Goodwilltragende CGU Asien-Pazifik Energy		-	(1.009)
Kraftwerk	Indien		-	Nutzungswert -DCF
Goodwilltragende CGU Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika Energy		-	(713)
Wärmekraftwerk			-
Goodwilltragende CGU Großbritannien - Türkei Energy		-	(151)
Wärmekraftwerk	Großbritannien		-	Nutzungswert -DCF
Goodwilltragende CGU Central Western Europe Energy		-	(550)
Marke GDF Gaz de France	Frankreich		-	Nutzungswert -DCF
Immaterieller Vermögenswert Kundenkontakte	Frankreich		-	Nutzungswert -DCF
Sonstige Wertminderungsaufwendungen in Europa		-	(194)
Wärmekraftwerk			-	Nutzungswert -DCF
Sonstige Wertminderungsaufwendungen		-	(197)
SUMME PER 31. DEZEMBER 2015		(188)	(8.547)

In Millionen Euro	Abzinsungssatz
Goodwilltragende CGU Global Gas & LNG	6,5% - 13,5%
Vermögenswerte der Explorations- und Förderaktivitäten
Lizenzen für Exploration - Förderung
Goodwilltragende CGU Nordamerika Energy
Portfolio an Merchant-Stromerzeugungsanlagen
Regasifizierungsterminal	6,95%
Sonstige
Goodwilltragende CGU Lateinamerika Energy
Anteil an einem Regasifizierungsterminal
Sonstige Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte
Goodwilltragende CGU Asien-Pazifik Energy
Kraftwerk	7,8%
Goodwilltragende CGU Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika Energy
Wärmekraftwerk	11,85%
Goodwilltragende CGU Großbritannien - Türkei Energy
Wärmekraftwerk	6,4%
Goodwilltragende CGU Central Western Europe Energy
Marke GDF Gaz de France	8,6%
Immaterieller Vermögenswert Kundenkontakte	8,6%
Sonstige Wertminderungsaufwendungen in Europa
Wärmekraftwerk	7,7% - 8,6%
Sonstige Wertminderungsaufwendungen
SUMME PER 31. DEZEMBER 2015

Einschließlich der außerplanmäßigen Abschreibung von finanziellen Vermögenswerten beliefen sich die Wertminderungsaufwendungen (nach Abzug der Aufholungen) 2015 auf insgesamt 8.748 Mio. €. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils von Wertminderungsaufwendungen, die nicht beherrschenden Anteilen zuzuschreiben sind, beläuft sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen beim Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2015 auf 6.761 Mio. €.

Die jährlichen Werthaltigkeitstests berücksichtigten das besonders schwierige Umfeld des Öl- und Gasproduktionsgeschäfts, das durch den Preiseinbruch bei Erdgas und Öl Schaden genommen hat. Angesichts dieser Marktbedingungen und der Analyse von Fundamentaldaten des Marktes korrigierte die Gruppe ihr Referenzszenarium für lang- und mittelfristige Commodity-Preisprojektionen erheblich nach unten.

Das LNG-Geschäft war ebenfalls stark durch den plötzlichen Verfall der LNG-Marktbedingungen betroffen, verursacht durch eine nachlassende Nachfrage bei LNG in Asien und auf den Markt drängende Lieferungen durch die Inbetriebnahme neuer Verflüssigungskapazitäten in Australien und den Vereinigten Staaten in der Periode 2015 - 2017.

8.3 Restrukturierungskosten

2016 beliefen sich die Restrukturierungskosten auf 476 Mio. € und beinhalteten vor allem:

―	Kosten für Entscheidungen, die Produktion stillzulegen und einige Gesellschaften, Standorte und Kraftwerke zu schließen (230 Mio. €);
―	Kosten für verschiedene Pläne zum Personalabbau als Teil des Transformationsprogramms der Gruppe sowie Maßnahmen zur Anpassung an Wirtschaftsbedingungen (154 Mio. €) und
―	verschiedene sonstige Restrukturierungskosten (90 Mio. €), einschließlich externer Kosten im Zusammenhang mit der Änderung der Konzernmarke.

2015 betrugen die Restrukturierungskosten 265 Mio. €, einschließlich 47 Mio. € externer Kosten für die Änderung der Konzernmarke, sowie Kosten für die Anpassung an Wirtschaftsbedingungen (54 Mio. € für Frankreich, 61 Mio. € für Benelux und 57 Mio. € für Europa ohne Frankreich und Benelux).

8.4 Änderungen des Konsolidierungskreises

2016 verzeichnete dieser Posten einen Positivbetrag von 544 Mio. € und umfasste vor allem:

―	einen Gewinn von 225 Mio. € aus der Veräußerung der 40,5%-Beteiligung der Gruppe an Paiton, Indonesien, einschließlich 157 Mio. € für Posten des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden (vgl. Anhang 4.1.2);
―	einen Gewinn von 211 Mio. € aus der Veräußerung eines Anteils von 50 % an der Tochtergesellschaft Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) in Chile (vgl. Anhang 4.1.4);
―	einen Gewinn von 84 Mio. € aus der Veräußerung eines Anteils von 89,9 % der Gruppe an Meenakshi in Indien, einschließlich 48 Mio. € aus Umrechnungsdifferenzen, die im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzt waren und in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden (vgl. Anhang 4.1.3).

2015 wies dieser Posten ein Minus von 46 Mio. € aus und umfasste hauptsächlich den Verlust von 47 Mio. € aus dem Verkauf der Aktivitäten von GDF SUEZ Energia Magyarország Zrt. in Ungarn, davon 40 Mio. € durch Währungsumrechnungen, die im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzt waren und in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden.

8.5 Sonstige Einmaleffekte

2016 beinhaltete dieser Posten hauptsächlich einen Nettoaufwand von 584 Mio. € im Zusammenhang mit Zugängen zu Rückstellungen für die Behandlung und Lagerung von radioaktiven Abfällen nach der dreijährlichen Überprüfung von Atomrückstellungen in Belgien (vgl. Anhang 18.2), sowie einen Aufwand von 124 Mio. € für den Ansatz zusätzlicher Abbruch- und Sanierungskosten für das Kraftwerk Hazelwood in Australien nach dem von den Aktionären im November 2016 genehmigten Abschaltungsplan.

2015 enthielt dieser Posten einen Aufwand von 340 Mio. € als Ansatz für zusätzliche Abbruch- und Sanierungskosten für das Kraftwerk Hazelwood in Australien. Dem stand teilweise ein Gewinn von 42 Mio. € aus der Veräußerung der zum Verkauf verfügbaren Portgas-Wertpapiere gegenüber, von denen 17 Mio. € aus Änderungen des beizulegenden Zeitwerts im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzt und in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden.

ANHANG 9 Nettofinanzergebnis

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	Summe	Aufwand	Ertrag	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Kosten der Nettoschuld	(915)	152	(763)	(981)	143	(839)
Ertrag aus Transaktionen zur Schuldenrestrukturierung und dem frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente	(66)	66		(276)	154	(122)
Sonstiges Finanzergebnis	(1.263)	647	(617)	(1.156)	570	(586)
NETTOFINANZERGEBNIS	(2.245)	865	(1.380)	(2.413)	866	(1.547)

9.1 Kosten der Nettoschuld

Die wichtigsten Posten der Kosten der Nettoschuld gliedern sich wie folgt:

			Summe
In Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---
Zinsaufwand für Bruttoschuld und Sicherungen	(1.038)	-	(1.038)	(1.151)
Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Sicherungen	-	5	5	8
Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren	(5)	-	(5)	(8)
Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert	-	147	147	135
Aktivierte Fremdkapitalkosten	128	-	128	178
KOSTEN DER NETTOSCHULD	(915)	152	(763)	(839)

Die gesunkenen Kosten der Nettoschuld gehen vor allem auf ein etwas geringeres Volumen der Durchschnittsschuld seit Ende 2015, auf die positiven Auswirkungen von Fremdfinanzierungsgeschäften der Gruppe und das aktive Zinsmanagement zurück (vgl. Anhang 15.3.2 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode").

9.2 Ertrag aus Umschuldungstransaktionen und dem frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente

Die wichtigsten Effekte der Schuldenrestrukturierung gliedern sich wie folgt:

			Summe
In Millionen Euro	Aufwand	Ertrag	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---	---
Auswirkung des frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente auf die Gewinn- und Verlustrechnung	(66)	66		(3)
davon Barzahlungen für Swap-Unwinding	(66)	-	(66)	(157)
davon Aufholen des negativen beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate bei frühzeitigem Settlement	-	66	66	154
Auswirkung von Transaktionen der Schuldenrestrukturierung auf die Gewinn- und Verlustrechnung	-	-	-	(119)
davon Aufwendungen für frühzeitige Refinanzierungstransaktionen	-	-	-	(119)
GEWINNE UND VERLUSTE AUS TRANSAKTIONEN DER SCHULDENRESTRUKTURIERUNG UND DES FRÜHZEITIGEN UNWINDING DERIVATIVER FINANZINSTRUMENTE	(66)	66	-	(122)

9.3 Sonstiges Finanzergebnis

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Sonstige finanzielle Aufwendungen
Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Absicherungen qualifizieren	(102)	(102)
Gewinne und Verluste aus der Dequalifikation und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Absicherungen für sonstige finanzielle Posten	(5)	(2)
Unwinding von Abzinsungsberichtigungen für sonstige langfristige Rückstellungen	(577)	(555)
Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen	(141)	(127)
Zinsen auf Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	(59)	(46)
Sonstige finanzielle Aufwendungen	(380)	(323)
SUMME	(1.263)	(1.156)
Sonstige Finanzerträge
Ertrag aus zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren	114	101
Gewinne und Verluste aus der Dequalifikation und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Absicherungen für sonstige finanzielle Posten	3	-
Zinsertrag aus Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und anderen Forderungen	30	26
Zinsertrag aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	78	79
Sonstige Finanzerträge	422	364
SUMME	647	570
SONSTIGES FINANZERGEBNIS, NETTO	(617)	(586)

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

Der Ertragsteueraufwand, der in der Gewinn- und Verlustrechnung 2016 angesetzt wurde, beläuft sich auf 909 Mio. € (2015: 324 Mio. €) und setzt sich wie folgt zusammen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Kurzfristige Ertragsteuern	(1.861)	(1.348)
Latente Steuern	952	1.024
SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENER ERTRAGSTEUERAUFWAND	(909)	(324)

10.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragsteueraufwand auf tatsächlichen Ertragsteueraufwand

Eine Überleitung des theoretischen Ertragsteueraufwands auf den tatsächlichen Ertragsteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nettoergebnis	163	(5.113)
Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	764	473
Ertragsteueraufwand	(909)	(324)
Ergebnis vor Ertragsteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A)	308	(5.261)
davon französische Unternehmen	786	(1.439)
davon Unternehmen außerhalb Frankreichs	(477)	(3.822)
Gesetzlicher Ertragsteuersatz der Muttergesellschaft (B)	34,4%	38,0%
THEORETISCHER ERTRAGSTEUERAUFWAND (C) = (A) x (B)	(106)	1.999
Überleitungsposten von theoretischem auf den tatsächlichen Ertragsteueraufwand
Differenz zwischen dem gesetzlichen Steuersatz für die Muttergesellschaft und dem gesetzlichen Steuersatz in Rechtsgebieten Frankreichs und im Ausland	(61)	(195)
Permanente Differenzen(1)	(903)	(1.295)
Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertrag(2)	258	136
Zusätzlicher Steueraufwand(3)	(508)	(411)
Wirkung nicht angesetzter latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(4)	(1.119)	(1.651)
Ansatz oder Verwendung von Steuerertrag auf zuvor nicht angesetzte steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(5)	174	431
Auswirkung von Änderungen der Steuersätze(6)	839	(73)
Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen(7)	356	739
Sonstige	160	(5)
TATSÄCHLICHER ERTRAGSTEUERAUFWAND	(909)	(324)

(1) Enthält hauptsächlich steuerlich nicht ansatzfähige Wertminderungsaufwendungen auf den Geschäfts- oder Firmenwert, nicht abzugsfähige Aufwendungen von Projektgesellschaften im Explorations- und Fördergeschäft, nicht ansatzfähige betriebliche Aufwendungen und die Effekte der Obergrenze für Fremdkapitalzinsen in Frankreich.

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

(3) 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 pauschal Kernenergie-Abgabe, die Stromversorger für Strom aus Kernenergie in Belgien zu zahlen haben (117 Mio. € für 2016 und 166 Mio. € für 2015), Allokationen auf Rückstellungen für Ertragsteuer und regional Körperschaftssteuern.

(4) Beinhaltet (i) die Streichung des Postens der latenten Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten, für die sich keine hinreichenden Gewinne prognostizieren lassen, und (ii) die Auswirkung nicht ansatzfähiger Wertminderungsaufwendungen für Vermögenswerte.

(5) Beinhaltet die Auswirkung des Ansatzes von Posten latenter Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten hauptsächlich in Luxemburg aufgrund eines neuen Gesetzes. Für 2015 waren es 338 Mio. €.

(6) Beinhaltet 2016 vor allem die Auswirkung eines geänderten Steuersatzes auf die Salden latenter Steuern in Frankreich (siehe unten).

(7) Enthält hauptsächlich Auflösungen von Rückstellungen für Steuerrechtsstreitigkeiten (vor allem 2015), die Auswirkung abzugsfähiger fiktiver Zinsen in Belgien, von Steuerguthaben in Norwegen, Großbritannien, den Niederlanden und Frankreich.

Seit 2011 wurde der Ertragsteuersatz von 34,43 % für steuerliche Einheiten in Frankreich um eine Sonderabgabe erhöht, so dass er letztendlich 2015 38 % betrug. Diese Sonderabgabe wurde mit dem französischen Finanzgesetz 2016 aufgehoben.

Das am 20. Dezember 2016 verabschiedete französische Finanzgesetz für 2017 sieht für alle französischen steuerlichen Einheiten eine Steuersenkung auf 28,92 % bis 2020 vor. Dieser Satz ist das Ergebnis der allgemeinen Einkommenssteuersenkung von 33,33 % auf 28,00 %, zuzüglich einer Sozialabgabe von 3,3 %. Die von französischen Unternehmen erfassten latenten Steuern, deren Auflösung für nach 2020 erwartet wird, wurden in der Rechnungslegung per 31. Dezember 2016 nach diesem neuen Satz neu bewertet. Das führt zu einer Positivwirkung von 904 Mio. € auf den Einmalertrag und einer Negativwirkung von 187 Mio. € auf die in der Gesamtergebnisrechnung angesetzten latenten Steuern.

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

	Auswirkung in der Gewinn- und Verlustrechnung
In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	(371)	176
Pensionsverpflichtungen	(108)	4
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	6	157
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten	132	103
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	245	267
Sonstige	10	(138)
SUMME	(86)	569
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten	1.344	1.035
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(473)	(524)
Sonstige	167	(56)
SUMME	1.038	455
LATENTES STEUERERGEBNIS	952	1.024

Der 2016 verbuchte latente Steuerertrag geht hauptsächlich auf die in Frankreich verabschiedete kommende Steuersenkung zurück. Der 2015 angesetzte latente Steuerertrag resultierte vor allem aus den steuerlichen Auswirkungen einiger Wertminderungsaufwendungen auf Sachanlagen.

10.2 Im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetztes latentes Steuerergebnis

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

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Zum Verkauf verfügbare finanzielle Vermögenswerte	(12)	(7)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	47	(139)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	13	70
Cashflow-Sicherungen für sonstige Grundgeschäfte	382	(142)
Cashflow-Sicherungen der Nettoschuld	4	14
SUMME OHNE DEN ANTEIL AN GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN	434	(204)
Anteil an Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden	10	(18)
SUMME	444	(222)

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 2015	1.280	(8.131)	(6.851)
Auswirkung auf den Jahresüberschuss	(86)	1.038	952
Auswirkung auf die Posten des sonstigen Gesamtergebnisses	20	414	434
Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises	8	124	132
Auswirkung von Umrechnungsanpassungen	(21)	(36)	(57)
Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind	84	(218)	(135)
Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit	(35)	33	(2)
PER 31. DEZEMBER 2016	1.250	(6.775)	(5.525)

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. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---
Latente Steueransprüche:
Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben	2.178	2.532
Pensionsverpflichtungen	1.451	1.438
Nicht abzugsfähige Rückstellungen	631	642
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten	1.258	1.115
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	3.285	1.795
Sonstige	585	564
SUMME	9.388	8.086
Latente Steuerschulden:
Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten	(10.886)	(12.181)
Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39)	(3.214)	(1.827)
Sonstige	(813)	(929)
SUMME	(14.913)	(14.937)
LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO	(5.525)	(6.851)

Die latenten Steueransprüche, die für die steuerlichen Verlustvorträge angesetzt wurden, sind dadurch gerechtfertigt, dass es entsprechende steuerbare temporäre Differenzen gibt bzw. durch die Erwartungen, dass diese Verlustvorträge über eine sich auf sechs Jahre erstreckende Steuerprojektion genutzt werden, wie vom Management genehmigt, sofern nicht der spezielle Kontext etwas anderes rechtfertigt.

10.4 Nicht angesetzte latente Steuern

Am 31. Dezember 2016 belief sich der Steuereffekt von steuerlichen Verlusten und Guthaben, die für Vorträge gewählt werden können, aber nicht genutzt und in der Bilanz nicht angesetzt wurden, auf 3.716 Mio. € (3.308 Mio. € am 31. Dezember 2015). Die meisten dieser nicht angesetzten 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 Ansatz latenter Steuern, weil mittelfristig ausreichende Gewinnerwartungen fehlen.

Der Steuereffekt sonstiger steuerabzugsfähiger temporärer Differenzen, die nicht in der Bilanz ausgewiesen sind, betrug Ende Dezember 2016 1.698 Mio. € gegenüber 1.472 Mio. € Ende Dezember 2015.

ANHANG 11 Ergebnisse je Aktie

	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Zähler (in Millionen Euro)
Konzernanteil am Jahresergebnis	(415)	(4.617)
Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen	(146)	(145)
Jahresüberschuss zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie	(562)	(4.762)
Auswirkung von verwässernden Instrumenten	-	-
Verwässerter Konzernanteil am Jahresergebnis	(562)	(4.762)
Nenner (in Millionen Aktien)
Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.396	2.392
Auswirkung von verwässernden Instrumenten:
Bonusaktienpläne für Mitarbeiter	9	11
Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien	2.405	2.403
Ergebnis je Aktie (Euro)
Unverwässertes Ergebnis je Aktie	(0,23)	(1,99)
Verwässertes Ergebnis je Aktie	(0,23)	(1,99)

Gemäß IAS 33 - Ergebnis je Aktie basieren die Ergebnisse je Aktie und die verwässerten Ergebnisse je Aktie auf dem Konzernanteil am Jahresergebnis nach Abzug von Zahlungen an Inhaber tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen (vgl. Anhang 17.2.1).

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

Wegen ihres Zuwachseffekts wurden alle Aktienoptionspläne aus der Berechnung des verwässerten Ergebnisses je Aktie für 2015 und 2016 ausgeschlossen. Instrumente, die per 31. Dezember 2016 einen Ertragszuwachs verzeichneten, könnten in späteren Perioden durch Änderungen des durchschnittlichen jährlichen Aktienpreises verwässert werden. Diese Programme werden in Anhang 23 "Anteilsbasierte Vergütung" beschrieben.

ANHANG 12 Goodwill

12.1 Bewegungen im Buchwert des Goodwill

In Millionen Euro	Nettobetrag
Per 31. Dezember 2014	21.222
Wertminderungsaufwendungen	(2.628)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	201
Umrechnungsdifferenzen	230
Per 31. Dezember 2015	19.024
Wertminderungsaufwendungen	(1.690)
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	39
Umrechnungsdifferenzen	(1)
PER 31. DEZEMBER 2016	17.372

Der Beitrag aus Änderungen des Konsolidierungskreises per 31. Dezember 2016 bezieht sich vorwiegend auf den Ansatz von Goodwill aus der Akquisition von OpTerra Energy Services (158 Mio. €) und Green Charge Networks (47 Mio. €) und der einer beherrschenden Beteiligung an Maïa Eolis (40 Mio. €), gekoppelt mit der Ausbuchung eines Goodwill 199 Mio. € für Geschäfte, die im Laufe des Jahres veräußert wurden.

Infolge der jährlichen Werthaltigkeitstests für die goodwilltragenden CGUs setzte die Gruppe Wertminderungsaufwendungen bei Goodwill von insgesamt 1.690 Mio. € an, eingeschlossen 1.362 Mio. € für die CGU Benelux, 161 Mio. € für die CGU GTT, 139 Mio. € für die zum Verkauf gehaltene Gruppe von Vermögenswerten, die das Kraftwerk Polaniec bildet, und 24 Mio. € für die CGU Global LNG. Die 2016 für die CGUs durchgeführten Werthaltigkeitstests sind in Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen" beschrieben.

Der Rückgang 2015 bei diesem Titel bezog sich hauptsächlich auf den Ansatz von Wertminderungsaufwendungen bei Goodwill von insgesamt 2.628 Mio. €, einschließlich 1.619 Mio. € für die frühere CGU Global Gas & LNG, 911 Mio. € für die zum Verkauf gehaltene Gruppe von Vermögenswerten in den Vereinigten Staaten und 83 Mio. € für die frühere CGU Südasien, Naher/Mittlerer Osten und Afrika.

12.2 Goodwilltragende CGUs

Aufgrund der seit 1. Januar 2016 geltenden neuen Betriebsstruktur (vgl. Anhang 6 "Segmentberichterstattung") hat die Gruppe ihre goodwilltragenden CGUs neu festgelegt und damit begonnen, den Goodwill von den früheren auf die neuen goodwilltragenden CGUs umzugliedern.

Die Gruppe hat jetzt 26 goodwilltragende CGUs, die den 24 Business Units entsprechen wie in Anhang 6 beschrieben. Eine Ausnahme ist die BU Asien-Pazifik, die in zwei goodwilltragende CGUs geteilt ist (Australien und Asien-Pazifik ohne Australien). Dazu kommt die goodwilltragende CGU Solairedirect.

Die Tabelle zeigt wesentliche goodwilltragende CGUs, deren Goodwill per 31. Dezember 2016 über 5 % des Gesamtwerts für den Goodwill der Gruppe ausmacht, sowie CGUs mit einem Goodwill von über 500 Mio. €.

In Millionen Euro	Geschäftssegment	31. Dez. 2016
WESENTLICHE-CGUs
Benelux	Benelux	4.239
GRDF	Infrastructures Europe	4.009
Frankreich B2C	Frankreich	1.010
Frankreich Erneuerbare Energie	Frankreich	871
SONSTIGE MASSGEBLICHE CGUs
Nordamerika	Nordamerika	797
Generation Europe	Sonstige	682
Großbritannien	Europa, ohne Frankreich und Benelux	651
GRTgaz	Infrastructures Europe	614
Nord-, Süd- und Zentraleuropa	Europa, ohne Frankreich und Benelux	612
Storengy	Infrastructures Europe	543
Frankreich B2B	Frankreich	503
SONSTIGE CGUs (GOODWILL EINZELN UNTER 500 MIO. €)		2.842
SUMME		17.372

12.3 Werthaltigkeitstest von goodwilltragenden CGUs

Alle Zahlungsmittel generierenden Einheiten, denen ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist (goodwilltragende CGUs), werden ausgehend von den Daten Ende Juni auf Werthaltigkeit getestet, ergänzt durch eine Prüfung der Ereignisse in der zweiten Jahreshälfte. In den meisten Fällen wird der erzielbare Wert der goodwilltragenden CGUs mit Hilfe eines Nutzungswerts ermittelt, der auf der Grundlage von Cashflow-Projektionen aus dem Haushalt 2017 und dem mittelfristigen Businessplan 2018 - 2019, wie vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat genehmigt, errechnet wird, und über diesen Zeitrahmen hinaus mit extrapolierten Cashflows.

Cashflow-Projektionen werden gemäß den Bedingungen aus Anhang 8.2. "Wertminderungsaufwendungen" erarbeitet.

Die angesetzten Abzinsungssätze entsprechen den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten, die so angepasst sind, dass sie das Geschäfts-, Markt-, Länder- und Fremdwährungsrisiko für jede überprüfte goodwilltragende CGU widerspiegeln. Die Abzinsungssätze sind mit den verfügbaren externen Informationsquellen konsistent. Die Sätze nach Steuern, die 2016 zur Bewertung des Nutzungswerts von goodwilltragenden CGUs herangezogen wurden, um künftige Zahlungsmittelströme abzuzinsen, lagen zwischen 4,7 % und 15,1 %, verglichen mit 4,7 % bis 14,5 % für 2015. Die Abzinsungssätze für die wichtigsten goodwilltragenden CGUs sind aus den Anhängen 12.3.1 "Wesentliche CGUs" und 12.3.2 "Sonstige maßgebliche CGUs" zu ersehen.

12.3.1 Wesentliche CGUs

Dieser Abschnitt stellt die Methode zur Bestimmung des Nutzungswerts, die Schlüsselannahmen, die der Bewertung zugrunde liegen, und die Empfindlichkeitsanalysen für die Werthaltigkeitstests für CGUs dar, deren Goodwill mehr als 5 % des gesamten Geschäfts- oder Firmenwerts der Gruppe per 31. Dezember 2016 repräsentiert.

Der Werthaltigkeitstest für den der CGU Benelux zugeordneten Goodwill ist in Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen" beschrieben.

12.3.2 CGU GRDF

Der der CGU GRDF per 31. Dezember 2016 zugeordnete Goodwill betrug insgesamt 4.009 Mio. €. Die CGU GRDF umfasst die Geschäfte der regulierten Erdgasverteilung der Gruppe in Frankreich.

Der Nutzungswert der CGU GRDF wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2017, dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat genehmigten mittelfristigen Businessplan 2018 - 2019 und Cashflow-Projektionen für die Periode 2020 - 2022 errechnet. Der Schlusswert entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2022. Die RAB ist der Wert, den die französische Energieregulierungskommission (CRE) den Vermögenswerten zuweist, die der Versorger betreibt. Sie ist die Summe des künftigen Cashflow vor Steuern, abgezinst in einer Höhe, die dem Vorsteuerfinanzertrag entspricht, den der Regulierer garantiert.

Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasverteilungsnetze - als "ATRD-5-Tarif" bekannt -erstellt, der am 1. Juli 2016 für die Dauer von vier Jahren in Kraft trat, und nach der Höhe der Gesamtinvestitionen, der die CRE als Teil ihres Beschlusses zum Tarif ATRD 5 zugestimmt hat.

Da die in der CGU GRDF zusammengefassten Geschäfte reguliert sind, würde eine angemessene Änderung eines Bewertungsparameters nicht zu einem erzielbaren Wert unter dem Buchwert führen.

12.3.3 CGU Frankreich B2C

Der der CGU Frankreich B2C zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2016 auf 1.010 Mio. €. Die CGU Frankreich B2C fasst die Energieabsätze und die dazugehörigen Dienstleistungen für Privat- und Gewerbekunden in Frankreich zusammen.

Der Nutzungswert wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2017 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat genehmigten mittelfristigen Businessplan 2018-2019 errechnet. Ein Endwert wurde durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von 1,9 % bestimmt.

Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf die Abzinsungssätze, erwartete Trends bei der Nachfrage von Gas und Strom in Frankreich, Änderungen des Marktanteils der Gruppe und Prognosen für die Vertriebsmargen.

Die angesetzten Abzinsungssätze reichen von 7,5 % bis 8,3 %.

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 9 % auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 11 % auf diese Berechnung.

Eine Senkung der Marge beim Verkauf von Gas und Strom um 5 % hätte eine Negativwirkung von 9 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags gegenüber dem Buchwert der goodwilltragenden CGU. 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 9 % auf die Berechnung.

12.3.4 CGU Frankreich Erneuerbare Energie

Der der CGU Frankreich Erneuerbare Energie zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2016 auf 871 Mio. €.

Die CGU Frankreich Erneuerbare Energie fasst die Konzipierung, den Bau, die Finanzierung, den Betrieb und die Instandhaltung aller Stromerzeugungsanlagen aus erneuerbarer Energie in Frankreich zusammen (Wasserkraft, Wind und Photovoltaik, mit Ausnahme der von Solairedirect konzipierten und betriebenen Photovoltaikparks).

Der Nutzungswert wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2017 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat genehmigten mittelfristigen Businessplan 2018-2019 errechnet. Ein Endwert für die Wasserkraftwerke wurde durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bestimmt, ausgehend von dem von der Gruppe angenommenen Referenzszenarium.

Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, Annahmen hinsichtlich der Erneuerung der Konzessionsverträge zur Nutzung der Wasserkraft und Änderungen der Stromverkaufspreise über die Liquiditätsperiode hinaus.

Die angesetzten Abzinsungssätze reichen von 5,2 % bis 8,5 %, in Abhängigkeit davon, ob es sich um regulierte Anlagen oder Merchant-Anlagen handelt.

Der Nutzungswert der Compagnie Nationale du Rhône und von SHEM wurde aufgrund von Annahmen berechnet, die die Erneuerung oder ein Ausschreibungsverfahren für die Konzessionsverträge sowie die Bedingungen einer potenziellen Erneuerung beinhalten.

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

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Für die Wasserkraftwerke von SHEM wurde ein Wertminderungsaufwand von 416 Mio. € angesetzt (vgl. Anhang 8.2.5).

Empfindlichkeitsanalysen

Ein Rückgang der Preise für Strom aus Wasserkraft um 10 €/MWh hätte eine Negativwirkung von 52 % auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Umgekehrt hätte eine Erhöhung der Strompreise um 10 €/MWh eine Positivwirkung von 52 % auf diese Berechnung.

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 34 % auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Wert würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 43 % auf diese Berechnung.

Würden die Konzessionsverträge für die Wasserkraftwerke der Compagnie Nationale du Rhône nicht über 2023 hinaus verlängert, hätte das eine deutlich nachteilige Auswirkung auf die Testergebnisse, da der erzielbare Betrag erheblich unter den Buchwert fiele. In diesem Szenarium betrüge das Wertminderungsrisiko etwa 550 Mio. €.

12.3.5 Sonstige maßgebliche CGUs

Die folgende Tabelle beschreibt die Annahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags der sonstigen wichtigen CGUs.

CGU	Berichtspflichtiges Segment	Bewertung	Abzinsungssatz
Generation Europe	Sonstige	DCF+DDM	6,5% - 10,1%
Nordamerika	Nordamerika	DCF+DDM	3,8% - 12,7%
Großbritannien	Europa ohne Frankreich und Benelux	DCF+DDM	6,3% - 9,1 %
Nord-, Süd- und Osteuropa	Europa ohne Frankreich und Benelux	DCF+DDM	5,6% - 12,4%
Storengy	Infrastructures Europe	DCF	4,7% - 9,3%
Frankreich B2B	Frankreich	DCF	7,8% - 8,5%

DDM bezieht sich auf das Modell der abgezinsten Dividenden (Discounted Dividend Model).

12.3.5.1 CGU Generation Europe

Der der CGU Generation Europe zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2016 auf 682 Mio. €. Die CGU Generation Europe fasst die Geschäfte der Wärmekraftwerke in Europa zusammen.

Der Nutzungswert dieser Aktivitäten wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2017 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat genehmigten mittelfristigen Businessplan 2018-2019 errechnet. Ausgehend von dem von der Gruppe angenommenen Referenzszenarium wurden die Cashflows über diesen Dreijahreszeitraum hinaus für die Nutzungsdauern der Anlagen projiziert.

Die auf diese Cashflow-Projektionen angewandten Abzinsungssätze reichen von 6,5 % bis 10,1 %.

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

Ergebnisse des Werthaltigkeitstests

Per 31. Dezember 2016 wurden Wertminderungsaufwendungen von 659 Mio. € angesetzt, davon 520 Mio. € für Wärmekraftwerke und 139 Mio. € für den Anteil am Goodwill der CGU, der der Gruppe von zum Verkauf gehaltenen Vermögenswerten in Polen zugeordnet war (vgl. Anhang 8.2.5).

Empfindlichkeitsanalysen

Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 61 % auf den Überschuss von erzielbarem Betrag und Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Senkung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Positivwirkung von 65 % auf diese Berechnung.

Bei einer Verringerung der von den Wärmekraftwerken erzielten Gewinnspanne um 10 % fiele der erzielbare Betrag unter den Buchwert, so dass es zu einem Wertminderungsaufwand von etwa 100 Mio. € käme.

12.3.5.2 CGU Storengy

Der der CGU Storengy zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2016 auf 543 Mio. €. Die CGU Storengy vereint in sich Unternehmen, die unterirdische Erdgasspeicherkapazitäten in Frankreich, Deutschland und in Großbritannien besitzen, betreiben, vermarkten und verkaufen.

Der Nutzungswert dieser Aktivitäten wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2017 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Verwaltungsrat genehmigten mittelfristigen Businessplan 2018 - 2019 errechnet. Cashflow-Prognosen jenseits dieses Dreijahreszeitraums basierten auf dem von der Gruppe angenommenen Referenz-Szenarium.

Cashflows für Speicherstättengeschäfte in Frankreich und Deutschland wurden bis 2025 projiziert, denn für diesen Zeitpunkt besagen Schätzungen der Gruppe, dass die saisonalen Spreads ihr langfristiges Preisgleichgewicht erreicht haben werden. Ein Endwert wurde für 2026 berechnet, indem auf die normativen Cashflows für 2025 eine Wachstumsrate angewandt wurde, die der für die Eurozone erwarteten langfristigen Inflationsrate entspricht.

Die für diese Cashflow-Projektionen genutzten Abzinsungssätze lagen bei 5,7 % für Frankreich, 7,9 % für Großbritannien und zwischen 4,7 % und 9,3 % für die deutschen Speicherstättengeschäfte.

Die dem Test zugrunde liegenden Hauptannahmen bezogen sich auf (i) prognostizierte Kapazitätsverkäufe in Frankreich und Deutschland, die von Änderungen der Marktbedingungen und insbesondere von saisonalen Erdgas-Spreads abhängen, und (ii) auf Änderungen des regulatorischen Umfelds für die unterirdischen Erdgasspeichergeschäfte in Frankreich.

Eine Änderung bei den saisonalen Spreads würde die Höhe der Umsatzerlöse beeinflussen, weil sich die Spreads sowohl (i) auf den Verkaufspreis bestimmter Kapazitätsverkaufsverträge, die eng an Spreads gekoppelt sind, als auch (ii) auf das Gesamtabsatzvolumen auswirken.

Eine 5%ige Senkung der Umsatzerlöse aus Speicherstätten in Frankreich und Deutschland für die Periode 2017 - 2025 und der normative Cashflow für die Berechnung des Endwerts würden zu einem Wertminderungsaufwand von etwa 300 Mio. € führen.

Sollte der saisonale Spread während des restlichen Zeitraums der Cashflow-Projektion auf dem für 2021 erwarteten Stand bleiben, betrüge der Wertminderungsaufwand etwa 250 Mio. €.

12.4 Segmentinformation über den Geschäfts- oder Firmenwert

Der Buchwert des Geschäfts- oder Firmenwerts lässt sich wie folgt nach Geschäftssegmenten analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016
Nordamerika	797
Lateinamerika	810
Afrika-Asien	978
Benelux	4.239
Frankreich	2.799
Europa ohne Frankreich und Benelux	1.263
Infrastructures Europe	5.338
GEM & LNG	-
E&P	32
Sonstige	1.116
SUMME	17.372

ANHANG 13 Immaterielle Vermögenswerte

13.1 Bewegungen bei immateriellen Vermögenswerten

In Millionen Euro	Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen	Kapazitätsrechte	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2014	2.825	2.493	10.523	15.841
Erwerbe	241	-	644	886
Veräußerungen	(4)	-	(246)	(251)
Umrechnungsdifferenzen	(2)	-	163	162
Änderungen des Konsolidierungskreises	27	-	(175)	(149)
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	-	-	(16)	(16)
Sonstige	21	52	19	92
Per 31. Dezember 2015	3.108	2.545	10.912	16.565
Erwerbe	169	-	584	753
Veräußerungen	(54)	(13)	(51)	(119)
Umrechnungsdifferenzen	(43)	-	27	(16)
Änderungen des Konsolidierungskreises	5	-	106	112
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	-	-	(4)	(4)
Sonstige	19	33	38	91
PER 31. DEZEMBER 2016	3.205	2.565	11.613	17.383
KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2014	(1.062)	(1.646)	(5.564)	(8.272)
Amortisation	(101)	(71)	(565)	(737)
Wertminderung	(7)	-	(940)	(947)
Veräußerungen	4	-	207	211
Umrechnungsdifferenzen	1	-	(74)	(73)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(2)	-	211	209
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	-	-	3	3
Sonstige	(3)	-	56	53
Per 31. Dezember 2015	(1.171)	(1.716)	(6.666)	(9.553)
Amortisation	(108)	(61)	(601)	(770)
Wertminderung	(6)	(225)	(176)	(407)
Veräußerungen	29	13	34	76
Umrechnungsdifferenzen	3	-	4	7
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	-	(10)	(10)
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	-	-	3	3
Sonstige	(7)	-	(84)	(92)
PER 31. DEZEMBER 2016	(1.259)	(1.988)	(7.497)	(10.744)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2015	1.938	828	4.247	7.013
PER 31. DEZEMBER 2016	1.946	576	4.116	6.639

2016 beliefen sich die Wertminderungsaufwendungen für immaterielle Vermögenswerte auf 407 Mio. €. Sie betrafen vor allem Entnahmerechte an Stromerzeugungsanlagen in Italien (225 Mio. €) und ein Portfolio an langfristigen Erdgasbezugsvereinbarungen (125 Mio. €) (vgl. Anhang 8.2. Wertminderungsaufwendungen).

2015 bezogen sich Wertminderungsaufwendungen bei immateriellen Vermögenswerten (947 Mio. €) hauptsächlich auf die Dachmarke GDF Gaz de France (455 Mio. €) und das Portfolio der Kundenkontakte in Frankreich (95 Mio. €) sowie die Explorationslizenzen in Australien (257 Mio. €) und in Katar (87 Mio. €).

13.1.1 Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen

Dieser Posten beinhaltet hauptsächlich das Recht, Nutzern öffentlicher Dienstleistungen Rechnungen zu stellen, das nach dem Modell der immateriellen Vermögenswerte angesetzt wird, wie in IFRIC 12 dargelegt. Akquisitionen betreffen hauptsächlich Geschäfte von Frankreich Netze.

13.1.2 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 Basisvermögenswerte, 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.

13.1.3 Sonstige

Per 31. Dezember 2016 ging es in dieser Rubrik vor allem um Software, Lizenzen und immaterielle Vermögenswerte, die im Ergebnis von Unternehmenszusammenschlüssen erworben wurden.

Zu den Explorations- und Förderlizenzen unter "Sonstige" der obigen Tabelle werden in Anhang 20 "Explorations- und Förderaktivitäten" Angaben gemacht.

13.2 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 Betreuung beliefen sich 2016 auf 191 Mio. €, davon 23 Mio. € als Aufwendungen für unternehmensinterne Projekte in der Erschließungsphase, die die Kriterien für einen Ansatz als immaterieller Vermögenswert nach IAS 38 erfüllen.

ANHANG 14 Sachanlagen

14.1 Bewegungen bei Sachanlagen

In Millionen Euro	Grundstücke	Gebäude	Anlagen und Maschinen	Fahrzeuge	Abbruchkosten	Anlagen im Bau
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2014	944	4.460	92.831	390	2.141	7.626
Erwerbe	4	31	541	70	-	4.874
Veräußerungen	(147)	(117)	(320)	(17)	(2)	(199)
Umrechnungsdifferenzen	(5)	76	409	6	5	202
Änderungen des Konsolidierungskreises	(3)	-	(28)	6	(4)	(19)
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	(82)	1	(5.588)	(20)	(18)	(138)
Sonstige	44	542	5.356	1	196	(5.917)
Per 31. Dezember 2015	755	4.993	93.201	437	2.318	6.428
Erwerbe	7	26	893	46	-	4.299
Veräußerungen	(8)	(46)	(743)	(41)	(97)	(20)
Umrechnungsdifferenzen	16	(46)	717	3	(11)	10
Änderungen des Konsolidierungskreises	(6)	22	38	3	-	(718)
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	(3)	(7)	(1.208)		(23)	(47)
Sonstige	(5)	746	2.615	2	842	(3.489)
PER 31. DEZEMBER 2016	756	5.687	95.514	451	3.029	6.462
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2014	(147)	(2.151)	(39.627)	(258)	(1.039)	(1.422)
Planmäßige Abschreibung	(17)	(136)	(3.528)	(47)	(190)	-
Wertminderung	(14)	(12)	(3.066)	-	(35)	(1.653)
Veräußerungen	52	64	240	14	2	1.
Umrechnungsdifferenzen	7	(10)	(126)	(3)	2	(36)
Änderungen des Konsolidierungskreises	3	3	(2)	(4)	2	-
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	-	-	1.709	8	-	1
Sonstige	2	10	(977)	(23)	-	977
Per 31. Dezember 2015	(113)	(2.231)	(45.377)	(314)	(1.259)	(2.132)
Planmäßige Abschreibung	(8)	(265)	(3.148)	(43)	(74)	-
Wertminderung	(14)	(438)	(1.126)	(11)	31	(151)
Veräußerungen	1	27	555	36	97	1
Umrechnungsdifferenzen	(7)	5	(198)	(3)	11	93
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	(12)	(29)	(2)	-	444
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	--	5	977	-	12	-
Sonstige	(5)	(15)	(186)	(1)	(142)	550
PER 31. DEZEMBER 2016	(145)	(2.925)	(48.531)	(337)	(1.324)	(1.195)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2015	642	2.762	47.824	123	1.059	4.296
PER 31. DEZEMBER 2016	612	2.762	46.983	114	1.706	5.268

In Millionen Euro	Sonstige	Summe
BRUTTOBETRAG
Per 31. Dezember 2014	1.053	109.446
Erwerbe	68	5.589
Veräußerungen	(61)	(862)
Umrechnungsdifferenzen	2	695
Änderungen des Konsolidierungskreises	(3)	(51)
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	(5)	(5.850)
Sonstige	60	282
Per 31. Dezember 2015	1.115	109.248
Erwerbe	65	5.336
Veräußerungen	(48)	(1.003)
Umrechnungsdifferenzen	(2)	688
Änderungen des Konsolidierungskreises	9	(653)
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	(2)	(1.291)
Sonstige	37	749
PER 31. DEZEMBER 2016	1.174	113.073
KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG
Per 31. Dezember 2014	(770)	(45.414)
Planmäßige Abschreibung	(93)	(4.011)
Wertminderung	(3)	(4.784)
Veräußerungen	53	427
Umrechnungsdifferenzen	(1)	(166)
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	3
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	-	1.719
Sonstige	(22)	(33)
Per 31. Dezember 2015	(834)	(52.259)
Planmäßige Abschreibung	(89)	(3.627)
Wertminderung	(2)	(1.711)
Veräußerungen	44	761
Umrechnungsdifferenzen	3	(95)
Änderungen des Konsolidierungskreises	(5)	396
Übertragungen in "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert" sind	2	996
Sonstige	4	205
PER 31. DEZEMBER 2016	(878)	(55.334)
BUCHWERT
Per 31. Dezember 2015	281	56.988
PER 31. DEZEMBER 2016	296	57.739

2016 resultiert der Nettozuwachs bei den "Sachanlagen" vor allem aus:

―	Instandhaltungs- und Erschließungsinvestitionen für insgesamt 5.336 Mio. €, meist im Zusammenhang mit dem Bau neuer Anlagen und der Entwicklung von Windparks in Lateinamerika und Frankreich, dem Ausbau von Transport- und Verteilnetzen im Segment Infrastructures Europe und Entwicklungen im Explorations- und Fördergeschäft;
―	eine Erhöhung für den Abbruch von Anlagen um 981 Mio. €, die bei den Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftanlagen in Belgien angesetzt wurden (vgl. Anhang 18.2);
―	positiven Nettowährungsumrechnungen von 593 Mio. € hauptsächlich beim brasilianischen Real (Positivwirkung von 557 Mio. €), dem US-Dollar (Positivwirkung von 267 Mio. €), der norwegische Krone (Positivwirkung von 87 Mio. €) und dem Pfund Sterling (Negativwirkung von 349 Mio. €);
―	einer Abschreibung von insgesamt 3.627 Mio. €;
―	Wertminderungsaufwendungen von 1.711 Mio. €, hauptsächlich in Verbindung mit Wärmekraftwerken in Europa (520 Mio. €), Wasserkraftwerken in Frankreich (414 Mio. €), LNG-Tankschiffen (142 Mio. €) und Anlagen für Exploration und Förderung;
―	der Klassifizierung des Kraftwerks Polaniec als "zum Verkauf gehaltene Vermögenswerte" (Negativwirkung von 295 Mio. €); wobei der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen in die Position der "Vermögenswerte, die als zum Verkauf gehalten klassifiziert sind" in der Bilanz übertragen wurde;
―	Änderungen des Konsolidierungskreises mit einem Minus von 257 Mio. €, hauptsächlich aufgrund der Veräußerung einer Beteiligung von 50 % an Transmisora Eléctrica del Norte SA (TEN) in Chile (Negativwirkung von 202 Mio. €) und des Verkaufs der Meenakshi-Kohlekraftwerke in Indien (Negativwirkung von 131 Mio. €), die teilweise durch die Akquisition einer beherrschenden Beteiligung an der Energieversorgung Gera GmbH in Deutschland aufgefangen wurde (Positivwirkung von 100 Mio. €).

2015 war der Nettorückgang bei den "Sachanlagen" vor allem das Ergebnis von:

―	Wertminderungsaufwendungen für Sachanlagen vor allem in Verbindung mit Explorations- und Förderanlagen (2.197 Mio. €), Stromerzeugungsanlagen in Afrika/Asien (1.639 Mio. €) und in Europa ohne Frankreich und Benelux (345 Mio. €) sowie für ein Regasifizierungsterminal in Nordamerika (195Mio. €).
―	Nettoveräußerungen von "Sachanlagen" für 435 Mio. €, wozu insbesondere die Veräußerung von Anteilen an Explorations- und Förderlizenzen in Indonesien für 197 Mio. € und ein Grundstücksverkauf für 148 Mio. € gehörten;
―	positiven Nettowährungsumrechnungen von 529 Mio. €, die hauptsächlich den US-Dollar (Positivwirkung von 1.158 Mio. €), das Pfund Sterling (Positivwirkung von 145 Mio. €), den brasilianischen Real (Negativwirkung von 706 Mio. €) und die norwegische Krone (Negativwirkung von 98 Mio. €) betrafen;
―	der Übertragung des Buchwerts von Sachanlagen des Portfolios an Merchant-Stromerzeugungsanlagen in den Vereinigten Staaten in die "als zum Verkauf gehalten klassifizierten Vermögenswerte".

Vermögenswerte der Exploration und Förderung aus der obigen Tabelle werden ihrer Art nach in Anhang 20 "Explorations- und Förderaktivitäten" erläutert. Felder in Entwicklung stehen unter "Anlagen in Bau", produzierende Felder unter "Anlagen und Ausrüstung".

14.2 Als Sicherheit gestellte und mit Hypotheken belastete Vermögenswerte

Posten aus Sachanlagen, die die Gruppe als Bürgschaft für Finanzschulden verpfändet hat, beliefen sich per 31. Dezember 2016 auf 3.727 Mio. € gegenüber 5.267 Mio. € per 31. Dezember 2015. Die Änderung geht hauptsächlich auf die Veräußerung der Merchant-Wasserkraftwerke in den Vereinigten Staaten zurück.

14.3 Vertragliche Zusicherungen zum Kauf von Sachanlagen

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

Investitionszusagen der Gruppe zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2016 auf 3.079 Mio. € gegenüber 3.181 Mio. € am 31. Dezember 2015.

14.4 Weitere Angaben

Die Fremdkapitalkosten, die 2016 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, beliefen sich per 31. Dezember 2016 auf 128 Mio. € im Vergleich zu 178 Mio. € per 31. Dezember 2015.

ANHANG 15 Finanzinstrumente

15.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe dar, untergliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere	2.997	-	2.997	3.016	-	3.016
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	2.250	21.430	23.680	2.377	20.080	22.457
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	2.250	595	2.845	2.377	731	3.108
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	-	20.835	20.835	-	19.349	19.349
Sonstige finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert	3.603	10.486	14.089	4.026	12.029	16.055
Derivate	3.603	9.047	12.650	4.026	10.857	14.883
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	-	1.439	1.439	-	1.172	1.172
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	9.825	9.825	-	9.183	9.183
SUMME	8.850	41.741	50.591	9.419	41.292	50.711

15.1.1 Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere

In Millionen Euro
Per 31. Dezember 2014	2.893
Erwerbe	272
Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, angesetzt im "Sonstigen Gesamtergebnis"	(23)
Veräußerungen - "Sonstiges Gesamtergebnis", ausgebucht	(17)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital verbuchten beizulegenden Zeitwerts	(2)
Änderungen des im Ertrag verbuchten beizulegenden Zeitwerts	(147)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	39
Per 31. Dezember 2015	3.016
Erwerbe	407
Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, angesetzt im "Sonstigen Gesamtergebnis"	(500)
Veräußerungen - "Sonstiges Gesamtergebnis", ausgebucht	(152)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital verbuchten beizulegenden Zeitwerts	298
Änderungen des im Ertrag verbuchten beizulegenden Zeitwerts	(21)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(49)
PER 31. DEZEMBER 2016	2.997

Die zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere der Gruppe betrugen per 31. Dezember 2016 2.997 Mio. €, davon waren 1.977 Mio. € börsennotierte und 1.020 Mio. € nicht börsennotierte Wertpapiere (1.593 Mio. € bzw. 1.423 Mio. € per 31. Dezember 2015).

Die wichtigsten Änderungen über die Periode sind die Akquisition von Geldmarktfonds und Anleihen durch Synatom als Teil der Investitionsziele, die zur Abdeckung von Atomrückstellungen designiert sind (vgl. Anhang 15.1.5), und die Verkäufe von Anteilen, die die Gruppe früher an dem wallonischen Versorgungsnetzbetreiber, an Transportadora de Gas del Peru und an der Société d'Enrichissement du Tricastin Holding gehalten hat (vgl. Anhang 4.1.5).

2015 ist die wichtigste Änderung in der Periode der Erwerb von Geldmarktfonds und Anleihen durch Synatom als Teil der Investitionsziele, die zur Abdeckung von Atomrückstellungen designiert sind (vgl. Anhang 15.1.5).

15.1.1.1 Im Eigenkapital oder im Ertrag angesetzte 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 umklassifiziert	Nettogewinn/ (-verlust) aus Veräußerungen
---	---	---	---	---	---	---
Eigenkapital(1)	-	298	1	-	(152)	-
Ertrag	114	-	-	(21)	152	90
SUMME PER 31. DEZEMBER 2016	114	298	1	(21)		90
Eigenkapital(1)	-	(2)	16	-	(17)	-
Ertrag	101	-	-	(147)	17	64
SUMME PER 31. DEZEMBER 2015	101	(2)	16	(147)	-	64

(1) Ohne steuerliche Auswirkung

2016 war der wichtigste Veräußerungsgewinn, der bei den "Sonstigen Posten des Gesamtergebnisses" erfasst und in den Ertrag umklassifiziert wurde, der Verkauf der Beteiligung der Gruppe an Transportadora de Gas del Peru für 152 Mio. € (vgl. Anhang 4.1.5.2).

15.1.1.2 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 börsennotierter Wertpapiere, wenn der Wert solcher Wertpapiere unter 50 % ihrer Anschaffungskosten fällt oder länger als 12 Monate unter ihren Anschaffungskosten bleibt.

Die Gruppe setzte Wertminderungsaufwendungen von 21 Mio. € per 31. Dezember 2016 an.

Zudem fand die Gruppe in ihren Analysen per 31. Dezember 2016 keinen Hinweis auf wesentliche unrealisierte Kapitalverluste bei anderen Wertpapieren.

15.1.2 Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	2.250	595	2.845	2.377	731	3.108
Konzerngesellschaften gewährte Kredite	718	441	7.759	735	467	7.202
Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten	655	22	678	707	157	864
Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen	14	6	20	14	6	20
Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings	862	125	987	921	101	1.021
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	-	20.835	20.835	-	19.349	19.349
SUMME	2.250	21.430	23.680	2.377	20.080	22.457

Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten:

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Brutto	Wertberichtigung und Wertminderung	Netto	Brutto	Wertberichtigung und Wertminderung	Netto
---	---	---	---	---	---	---
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)	3.092	(248)	2.845	3.369	(261)	3.108
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen	21.897	(1.062)	20.835	20.412	(1.063)	19.349
SUMME	24.989	(1.310)	23.680	23.781	(1.324)	22.457

Angaben zur Überfälligkeit von Forderungen, die aber nicht wertgemindert sind, und zum Gegenparteirisiko bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (einschließlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstiger Forderungen) werden in Anhang 16.2 "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 2016	115	32	(111)
Per 31. Dezember 2015	110	(4)	(195)

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

Per 31. Dezember 2016 wurde kein wesentlicher Wertminderungsaufwand gegen Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) angesetzt.

Per 31. Dezember 2015 setzte die Gruppe einen Wertminderungsaufwand für Darlehen an ein Gemeinschaftsunternehmen an, das mit der Errichtung einer Offshore-Speicherstätte und eines Terminals zur Regasifizierung von LNG in Uruguay beauftragt war.

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 in der Konzernbilanz stellt eine angemessene Schätzung des beizulegenden Zeitwerts dar.

Die Wertminderungsaufwendungen, die bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen angesetzt wurden, sind per 31. Dezember 2016 mit 1.062 Mio. € unverändert (am 31. Dezember 2015: 1.063 Mio. €).

15.1.3 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete sonstige finanzielle Vermögenswerte

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Derivate	3.603	9.047	12.650	4.026	10.857	14.883
Fremdkapital sichernde Derivate	888	250	1.138	1.174	240	7.473
Commodities sichernde Derivate	1.875	8.712	10.587	1.962	10.510	12.472
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate(1)	840	85	925	890	107	998
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	-	816	816	-	797	797
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren	-	876	876	-	779	779
Finanzielle Vermögenswerte, designiert als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert	-	-	-	-	17	17
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital sichern - Vermögenswerte	-	622	622	-	375	375
SUMME	3.603	10.486	14.089	4.026	12.029	16.055

(1) Derivate, die sonstige Grundgeschäfte sichern, umfassen vor allem die Zinskomponente von Zinsderivaten (die nicht als Sicherung qualifizieren oder als Cashflow-Sicherungen qualifizieren), die aus der Nettoschuld ausgeschlossen sind, sowie Derivate zur Sicherung von Nettoinvestitionen.

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren (ohne Margenausgleich), sind hauptsächlich Geldmarktfonds zu Handelszwecken oder zum kurzfristigen Verkauf. Sie sind in der Berechnung der Nettoverschuldung der Gruppe enthalten (vgl. Anhang 15.3 "Nettoschuld').

Gewinne aus finanziellen Vermögenswerten, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren und die zu Handelszwecken gehalten werden, beliefen sich 2016 auf 8 Mio. € gegenüber 9 Mio. € für 2015.

Gewinne und Verluste aus finanziellen Vermögenswerten, die 2016 und 2015 als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert waren, waren nicht wesentlich.

15.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Per 31. Dezember 2016 betrugen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 9.825 Mio. € (31. Dezember 2015: 9.183 Mio. €).

Dieser Betrag enthielt auch 246 Mio. € an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, die Beschränkungen unterlagen (31. Dezember 2015: 258 Mio. €). Verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen hauptsächlich 192 Mio. € an Zahlungsmitteläquivalenten, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden als Teil von Projektfinanzierungsabsprachen in bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.

Die Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich per 31. Dezember 2016 auf 131 Mio. €, gegenüber 121 Mio. € am 31. Dezember 2015.

15.1.5 Finanzielle Vermögenswerte, die für künftige Kosten des Abbruchs von Nuklearanlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material bereitgestellt werden

Wie in Anhang 18.2 "Verbindlichkeiten für den Abbruch von Nuklearanlagen" angegeben, wies das belgische Gesetz vom 11. April 2003 in seiner Fassung vom 25. April 2007 Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, die Verantwortung für das Management und die Investition von Geldern zu, die von Betreibern von Kernkraftwerken in Belgien vereinnahmt werden, um die Kosten für die Demontage von Kernkraftwerken und für die Verwaltung von radioaktivem spaltbarem Material zu decken.

Nach diesem Gesetz kann Synatom Betreibern von Kernkraftwerken für bis zu 75 % dieser Gelder Kredite gewähren, vorausgesetzt, sie erfüllen bestimmte finanzielle Kriterien - insbesondere hinsichtlich der Bonität. Mittel, die nicht als Kredite an Betreiber vergeben werden 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. 2016	31. Dez. 2015
Kredite an Dritte	562	594
Kredit an Eso/Elia	454	454
Kredit an Ores Assets	82	82
Kredit an Sibelga	26	58
Sonstige Barkapitaleinlagen	1.464	1.193
Geldmarktfonds	1.464	1.193
SUMME	2.026	1.787

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".

15.1.6 Übertragung finanzieller Vermögenswerte

Per 31. Dezember 2016 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 die Kennzahlen der Gruppe nicht wesentlich.

2016 veräußerte die Gruppe finanzielle Vermögenswerte ohne Rückgriffsrecht als Teil von Transaktionen, die zur völligen Dekonsolidierung führten, in Höhe eines ausstehenden Betrags von 762 Mio. € am 31. Dezember 2016.

15.1.7 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Als Sicherheit gestellte finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente	4.177	4.348

Dieser Posten enthält hauptsächlich den Buchwert von Eigenkapitalinstrumenten als Sicherheit für Fremdkapital und Schulden.

15.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Finanzielle Verbindlichkeiten werden angesetzt entweder:

―	als "Verbindlichkeiten zu fortgeführten Anschaffungskosten" bei Fremdkapital und Schulden, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Verbindlichkeiten und anderen finanziellen Verbindlichkeiten;
―	oder als "erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Verbindlichkeiten" bei Derivaten oder als Derivate designierten finanziellen Verbindlichkeiten.

Die folgende Tabelle stellt die verschiedenen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe per 31. Dezember 2016 dar, untergliedert in kurzfristige und langfristige Posten:

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital und Schulden	24.411	12.539	36.950	28.123	11.032	39.155
Derivate	3.410	9.228	12.638	4.216	8.642	12.858
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten	-	17.075	17.075	-	17.101	17.101
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	200	-	200	237	-	237
SUMME	28.021	38.842	66.864	32.577	36.775	69.352

15.2.1 Fremdkapital und Schulden

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Anleiheemissionen	18.617	3.360	21.977	21.912	2.057	23.969
Bankdarlehen	4.501	977	5.478	4.694	1.765	6.459
Begebbare Commercial Paper	-	6.330	6.330	-	5.378	5.378
Ziehungen von Kreditfazilitäten	12	30	43	95	10	105
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	520	150	670	517	95	611
Sonstiges Fremdkapital	90	249	339	319	80	399
SUMME FREMDKAPITAL	23.740	11.097	34.837	27.537	9.385	36.922
Überziehungskredite und Kontokorrentkonten	-	608	608	-	603	603
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	23.740	11.705	35.444	27.537	9.988	37.525
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	235	72	306	276	107	383
Auswirkung von Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	436	31	468	310	23	333
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten	-	731	731	-	914	914
FREMDKAPITAL UND SCHULD	24.411	12.539	36.950	28.123	11.032	39.155

Am 31. Dezember 2016 belief sich der beizulegende Zeitwert der Bruttofinanzschulden auf 39.343 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 36.950 Mio. €.

Finanzerträge und -aufwendungen für Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 9 "Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)" erläutert. Fremdkapital und Schulden werden in Anhang 15.3 "Nettoschuld" analysiert.

15.2.2 Derivate

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

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital sichernde Derivate	251	67	318	278	100	377
Commodities sichernde Derivate	1.461	9.038	10.499	2.528	8.493	11.022
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate(1)	1.698	123	1.821	1.410	49	1.459
SUMME	3.410	9.228	12.638	4.216	8.642	12.858

(1) Derivate, die sonstige Grundgeschäfte sichern, umfassen vor allem die Zinskomponente von Zinsderivaten (die nicht als Sicherung qualifizieren oder als Cashflow-Sicherungen qualifizieren), die aus der Nettoschuld ausgeschlossen sind, sowie Derivate zur Sicherung von Nettoinvestitionen.

15.2.3 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	16.327	16.280
Verbindlichkeit aus Anlagevermögen	748	821
SUMME	17.075	17.101

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

15.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Per 31. Dezember 2016 betrugen die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten 200 Mio. € (im Vergleich zu 237 Mio. € am 31. Dezember 2015). Sie entsprechen hauptsächlich Schulden aus:

―	Kaufverpflichtungen (Put-Optionen auf nicht beherrschende Anteile), die die Gruppe vor allem für 41,01 % der Aktien von La Compagnie du Vent gewährt hat, die voll konsolidiert ist.

Diese Kaufzusicherungen für Eigenkapitalinstrumente wurden als finanzielle Verbindlichkeiten angesetzt (vgl. Anhang 1.4.11.2 "Finanzielle Verbindlichkeiten');

―	noch nicht eingefordertes Aktienkapital von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, vor allem von Cameron LNG.

15.3 Nettoschuld

15.3.1 Nettoschuld nach Art

	31. Dez. 2016			31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Summe	Langfristig	Kurzfristig	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Ausstehendes Fremdkapital und Schuld	23.740	11.705	35.444	27.537	9.988	37.525
Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten	235	72	306	276	107	383
Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts(1)	436	31	468	310	23	333
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -Verbindlichkeiten	-	731	731	-	914	914
FREMDKAPITAL UND SCHULD	24.411	12.539	36.950	28.123	11.032	39.155
Derivate, die Fremdkapital absichern - passiviert(2)	251	67	318	278	100	377
BRUTTOSCHULDEN	24.662	12.606	37.268	28.401	11.132	39.533
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(58)	(1)	(58)	(37)	-	(37)
VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG	(58)	(1)	(58)	(37)	-	(37)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	-	(816)	(816)	-	(797)	(797)
Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern -aktiviert	-	(622)	(622)	-	(375)	(375)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(9.825)	(9.825)	-	(9.183)	(9.183)
Derivate, die Fremdkapital absichern - aktiviert(2)	(888)	(250)	(1.138)	(1.174)	(240)	(1.413)
ZAHLUNGSMITTEL, NETTO	(888)	(11.514)	(12.402)	(1.174)	(10.595)	(11.768)
NETTOSCHULD	23.716	1.091	24.807	27.190	537	27.727
Ausstehendes Fremdkapital und Schuld	23.740	11.705	35.444	27.537	9.988	37.525
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(58)	(1)	(58)	(37)	-	(37)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	-	(816)	(816)	-	(797)	(797)
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	(9.825)	(9.825)	-	(9.183)	(9.183)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	23.682	1.062	24.744	27.500	8	27.508

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

(2) Dieser Posten stellt den Zinsbestandteil des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten dar, die Fremdkapital in einem designierten Sicherungsverhältnis des beizulegenden Zeitwerts absichern. Er stellt auch die Wechselkurs- und die ausstehende aufgelaufene Zinskomponente des beizulegenden Zeitwerts aller schuldtitelbezogenen Derivate dar, unabhängig davon, ob sie als Sicherungen qualifizieren.

15.3.2 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode

15.3.2.1 Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Nettoschuld

2016 senkten Wechselkursänderungen die Nettoschuld um 74 Mio. € (eine Verringerung um 240 Mio. € beim Pfund Sterling, eine Zunahme um 76 Mio. € beim US-Dollar und um 53 Mio. € beim brasilianischen Real).

Änderungen des Konsolidierungskreises (einschließlich des Beitrags von Akquisitionen und Veräußerungen zu den Zahlungsmitteln) ließen die Nettoschuld um 3.600 Mio. € sinken. Darin zeigen sich:

―	verschiedene Akquisitionen über die Periode (hauptsächlich OpTerra Energy Services, Maïa Eolis und Green Charge Networks), die die Nettoschuld um 392 Mio. € vergrößerten (vgl. Anhänge 4.3 und 4.4.1);
―	Veräußerungen von Vermögenswerten über die Periode, die die Nettoschuld um 3.992 Mio. € verringerten. Dazu gehörten die Veräußerung einer 50 %igen Beteiligung an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), der Merchant-Wasserkraftwerke in den Vereinigten Staaten, der Kohlekraftwerke Meenakshi und Paiton, ein Portfolio von Vermögenswerten des Windparks Maïa Eolis an die Futures Energies Investissements Holding und nicht konsolidierte Investitionen in Société d'Enregistrement du Tricastin Holding, Transportadora de Gas del Perú und den wallonischen Verteilnetzbetreiber (vgl. Anhang 4.1 "Veräußerungen im Jahre 2016').

15.3.2.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte

Die Gruppe führte 2016 folgende wichtige Transaktionen durch:

―

die Emission von Anleihen im Wert von 3 Mrd. THB (75 Mio. €) mit einer Fälligkeit im Jahr 2026 und einem Kupon von 2,81 % am 18. Mai 2016 durch Glow Energy Public Co. Ltd.;

―

zwei Anleiheemissionen von ENGIE Brasil Energia am 15. Juli 2016:

―	Anleihen im Wert von 247 Mio. BRL (68 Mio. €), 2023 fällig, mit einem variablen inflationsindexierten Kupon;
―	Anleihen im Wert von 353 Mio. BRL (98 Mio. €), 2026 fällig, mit einem variablen inflationsindexierten Kupon;

―

die Einlösung folgender Anleihen mit Fälligkeit 2016:

―	Anleihen von ENGIE SA im Wert von 1.043 Mio. € mit einem Kupon von 5,625 % und einer Fälligkeit am 18. Januar 2016;
―	Anleihen von ENGIE SA im Wert von 1 Mrd. € mit einem Kupon von 1,5 % und einer Fälligkeit am 1. Februar 2016;

―

Refinanzierungsgeschäfte:

―	Am 26. Juni 2016 sicherte die Gruppe für Pelican Point und Canunda eine Refinanzierung durch die Bank in Höhe von 175 Mio. AUD (117 Mio. €) ab;
―	am 30. Juni 2016 zahlte die Gruppe das Bankdarlehen der Hazelwood Power Partnership von 368 Mio. AUD (242 Mio. €) bei Fälligkeit durch interne Refinanzierung zurück.

15.4 Beizulegender Zeitwert von finanziellen Vermögenswerten nach Stufen der Fair-Value-Hierarchie

15.4.1 Finanzielle Vermögenswerte

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von aktivierten Finanzinstrumenten zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:

	31. Dez. 2016				31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere	2.997	1.977	-	1.020	3.016	1.593
Derivate	12.650	68	12.560	22	14.883	67
Fremdkapital sichernde Derivate	1.138	-	7.738	-	1.413	-
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.504	68	2.474	22	3.485	67
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	8.083	-	8.083	-	8.987	-
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	925	-	925	-	998	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	816	1	816	-	797	1
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren	876	1	876	-	779	1
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	-	-	-	-	17	-
SUMME	16.464	2.046	13.376	1.042	18.696	1.661

	31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere	-	1.423
Derivate	14.753	63
Fremdkapital sichernde Derivate	1.413	-
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	3.354	63
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	8.987	-
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	998	-
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	796	-
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren	779	-
Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert designiert sind	17	-
SUMME	15.549	1.486

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 künftiger Dividenden/Cashflows oder dem Nettovermögenswert beruhen - stehen auf Stufe 3.

Per 31. Dezember 2016 lassen sich Änderungen bei zum Verkauf verfügbaren Wertpapieren der Stufe 3 wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere
Per 31. Dezember 2015	1.423
Erwerbe	158
Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, angesetzt im "Sonstigen Gesamtergebnis"	(500)
Veräußerungen - "Sonstiges Gesamtergebnis", ausgebucht	(152)
Sonstige Änderungen des im Eigenkapital verbuchten beizulegenden Zeitwerts	160
Änderungen des im Ertrag verbuchten beizulegenden Zeitwerts	(18)
Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen	(51)
Per 31. Dezember 2016	1.020
Im Ertrag verbuchte Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden	88

Ein Gewinn oder Verlust beim Marktpreis für nicht notierte Aktien von 10 % hätte einen Gewinn oder Verlust (vor Steuern) von etwa 102 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 Grundgeschäfte wird neu bewertet, wobei der beizulegende Zeitwert auf beobachtbare Daten beruht.

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 qualifizieren oder designiert sind

Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren und zu denen die Gruppe regelmäßige Nettovermögenswertangaben hat, stehen auf der Stufe 1. Sind Nettovermögenswerte nicht regelmäßig verfügbar, gehören diese Instrumente zu Stufe 2.

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

15.4.2 Finanzielle Verbindlichkeiten

Die folgende Tabelle zeigt die Zuordnung von passivierten Finanzinstrumenten zu den verschiedenen Stufen der Hierarchie des beizulegenden Zeitwerts:

	31. Dez. 2016				31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Summe	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe	Stufe 1
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	4.691	-	4.691	-	7.294	-
Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird	34.652	20.144	14.508	-	33.626	18.803
Derivate	12.638	121	12.483	34	12.858	139
Fremdkapital sichernde Derivate	318	-	318	-	377	-
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	2.411	119	2.258	34	3.897	135
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	8.088	3	8.085	-	7.125	4
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	1.821	-	1.821	-	1.459	-
SUMME	51.982	20.266	31.682	34	53.778	18.942

	31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Stufe 2	Stufe 3
---	---	---
Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	7.294	-
Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird	14.823	-
Derivate	12.667	52
Fremdkapital sichernde Derivate	377	-
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management	3.714	48
Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit	7.117	4
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	1.459	-
SUMME	34.785	52

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 auf beobachtbaren Inputfaktoren beruht.

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 Instrumente in der Fair-Value-Hierarchie wird in Anhang 15.4.1 "Finanzielle Vermögenswerte" genauer beschrieben.

15.5 Aufrechnung von Vermögenswerten und Schulden bei derivativen Finanzinstrumenten

Der Nettobetrag derivativer Finanzinstrumente nach Berücksichtigung rechtlich durchsetzbarer Netting-Rahmenvereinbarungen oder ähnlicher Verträge - ob nach Paragraph 42, IAS 32, aufgerechnet wird oder nicht - wird in der folgenden Tabelle dargestellt:

PER 31. DEZEMBER 2016

In Millionen Euro		Bruttobetrag	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag(1)	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(2)	Summe Nettobetrag
Vermögenswerte	Commodities sichernde Derivate	10.948	10.587	(7.981)	2.607
	Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	2.063	2.063	(596)	1.467
Schulden	Commodities sichernde Derivate	(10.860)	(10.499)	9.867	(632)
	Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	(2.139)	(2.139)	390	(1.750)

(1) In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllten.

(2) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Abschnitt 42 von IAS 32.nicht erfüllten.

PER 31. DEZEMBER 2015

In Millionen Euro		Bruttobetrag	In der Bilanz angesetzter Nettobetrag(1)	Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(2)	Summe Nettobetrag
Vermögenswerte	Commodities sichernde Derivate	12.836	12.472	(8.939)	3.533
	Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	2.411	2.411	(717)	1.694
Schulden	Commodities sichernde Derivate	(11.386)	(11.022)	10.268	(754)
	Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	(1.837)	(1.837)	127	(1.710)

(1) In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllten.

(2) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Abschnitt 42 von IAS 32.nicht erfüllten.

ANHANG 16 Risiken durch Finanzinstrumente

Die Gruppe benutzt Derivate hauptsächlich, um ihrer Gefährdung durch Marktrisiken zu begegnen. Die Vorgehensweisen beim Management finanzieller Risiken werden in Kapitel 2 "Risikofaktoren" des Registrierungsdokuments beschrieben.

16.1 Marktrisiken

16.1.1 Commodity-Risiken

Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:

―	Portfolio-Management und
―	Trading.

Die Gruppe hat zwei Arten von Commodity-Risiken identifiziert: 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 abzusichern.

16.1.1.1 Portfolio-Management

Mit dem Portfolio-Management soll der Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, Energieverkäufe und Gasspeicherung und -weiterleitung) über unterschiedliche Zeithorizonte (kurz-, mittel- und langfristig) optimiert werden. Der Marktwert wird optimiert durch:

―	das Gewährleisten der Versorgung und 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, ihr Portfolio wirtschaftlich abzusichern. Sensibilitäten des Portfolios commoditybezogener Finanzderivate, die per 31. Dezember 2016 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. 2016		31. Dez. 2015
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 USD/bbl	475	(49)	329	96
Erdgas	+3 €/MWh	(23)	(97)	(70)	(98)
Strom	+5 €/MWh	84	(39)	17	(9)
Kohle	+10 USD/t	67	3	97	1
Treibhausgas-Emissionszertifikate	+2 €/t	64	-	96	-
EUR/USD	+10%	(89)	(7)	(206)	(9)
EUR/GBP	+10%	(42)	8	(7)	1

(1) Die Sensibilitäten aus der Tabelle oben gelten nur für Finanzderivate für Commodities, die im Rahmen des Portfolio-Managements für Sicherungen genutzt werden.

16.1.1.2 Handelstätigkeiten

Die Handelstätigkeit der Gruppe wird hauptsächlich von ENGIE Global Markets und ENGIE Energy Management 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 für interne und externe Kunden zu erarbeiten und umzusetzen.

Per 31. Dezember 2016 betrugen die Umsatzerlöse aus Handelsgeschäften 427 Mio. € (31. Dezember 2015: 389 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 es gibt 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 globalen VaR der Handelsunternehmen der Gruppe.

Value at Risk

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	Durchschnitt 2016(1)	Maximum 2016(2)	Minimum 2016(2)	Durchschnitt 2015(1)
Handelsgeschäfte	2	10	20	2	7

(1) durchschnittlicher täglicher VaR

(2) 2016 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.

16.1.2 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 2016 und 31. Dezember 2015:

	31. Dez. 2016				31. Dez. 2015
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management	1.875	629	(1.461)	(949)	1.962	1.522
Cashflow-Sicherungen	87	101	(231)	(283)	242	496
Sonstige Derivate	1.788	528	(1.230)	(666)	1.720	1.026
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	8.083	-	(8.088)	-	8.987
SUMME	1.875	8.712	(1.461)	(9.038)	1.962	10.510

	31. Dez. 2015
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management	(2.528)	(1.369)
Cashflow-Sicherungen	(217)	(326)
Sonstige Derivate	(2.312)	(1.042)
Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit	-	(7.125)
SUMME	(2.528)	(8.493)

Vgl. auch Anhänge 15.1.3 "Sonstige erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte" und 15.2.2 "Derivate".

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden konnten. Sie sind für erwartete künftige Cashflows nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen empfindlich; (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden und (iii) können sie mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

16.1.2.1 Cashflow-Sicherungen

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

	31. Dez.2016				31. Dez. 2015
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Erdgas	36	25	(106)	(81)	128	326
Strom	5	9	(42)	(37)	26	17
Kohle	5	4	-	-	-	-
Öl	1	2	(62)	(152)	9	29
Sonstige(1)	40	61	(21)	(14)	79	124
SUMME	87	101	(231)	(283)	242	496

	31. Dez. 2015
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Erdgas	(40)	(105)
Strom	(20)	(34)
Kohle	(1)	(7)
Öl	(129)	(148)
Sonstige(1)	(26)	(32)
SUMME	(217)	(326)

(1) Enthält vor allem Fremdwährungssicherungen für Commodities.

Die Nominalbeträge und Fälligkeiten von Cashflow-Absicherungen sehen wie folgt aus:

NOMINALBETRÄGE (NETTO)(1)

	Maßeinheit	Summe per 31. Dez. 2016	2017	2018	2019	2020
Erdgas	GWh	(37.356)	(18.323)	(20.369)	1.166	169
Strom	GWh	(7.411)	(1.607)	(2.749)	(2.623)	(314)
Kohle	tausend Tonnen	562	417	144	-	-
Ölprodukte	tausend Barrel	2.688	4.544	(1.856)	-	-
Treibhausgas-Emissionszertifikate	tausend Tonnen	2.506	534	922	900	150

	2021	mehr als 5 Jahre
Erdgas	1.	-
Strom	(118)	-
Kohle	-	-
Ölprodukte	-	-
Treibhausgas-Emissionszertifikate	-	-

(1) Long-/(Short-)Position

Per 31. Dezember 2016 wurde ein Verlust von 372 Mio. € für Cashflow-Sicherungen im Eigenkapital angesetzt gegenüber einem Gewinn von 148 Mio. € am 31. Dezember 2015. Ein Gewinn von 167 Mio. € wurde 2016 aus dem Eigenkapital in den Ertrag umgruppiert, verglichen mit einem 2015 umklassifizierten Gewinn von 143 Mio. €. Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden im Ertrag verbucht. Die im Ertrag angesetzte Auswirkung war 2016 null, verglichen mit einem Gewinn von 1 Mio. € für 2015.

16.1.2.2 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.

16.1.3 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) ein spezielles Transaktionsrisiko bei Investitionen, Mergers & Acquisitions oder Veräußerungsvorhaben, (iii) das Umrechnungsrisiko bei Vermögenswerten außerhalb der Eurozone und (iv) das Risiko aus der Konsolidierung der Abschlüsse in Euro von Tochtergesellschaften mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro. Die drei wichtigsten Risiken im Zusammenhang mit Umrechnung und Konsolidierung betreffen in der Reihenfolge ihrer Bedeutung Vermögenswerte in amerikanischen Dollars, brasilianischen Real und Pfund Sterling.

16.1.3.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Währung

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der offenen Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung nach Währung vor und nach Absicherung: Ausstehende Bruttoschuld

	31. Dez. 2016		31. Dez. 2015
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
EUR	65%	77%	65%	69%
USD	16%	10%	15%	14%
GBP	7%	2%	8%	5%
Sonstige Währungen	12%	11%	12%	12%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Nettoschuld

	31. Dez. 2016		31. Dez. 2015
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
EUR	59%	77%	61%	67%
USD	21%	13%	18%	17%
GBP	10%	3%	10%	7%
Sonstige Währungen	10%	7%	11%	9%
SUMME	100%	100%	100%	100%

16.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko

Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten) und Finanzinstrumenten, die als Absicherungen für Nettoinvestitionen qualifizieren, am Ende der Berichtsperiode 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 Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die in einer anderen als der funktionalen Währung von Gesellschaften angegeben sind, die die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in ihren Bilanzen ausweisen, und wenn die betreffenden Vermögenswerte und Verbindlichkeiten nicht als Absicherung für Nettoinvestitionen qualifizieren. Die Auswirkung einer gleichmäßigen Aufwertung (oder Abwertung) um 10 % von Fremdwährungen gegenüber dem Euro würde letztendlich einen Gewinn (oder Verlust) von 25 Mio. € bedeuten.

Wirkung auf das Eigenkapital

Bei Finanzinstrumenten (Schulden und Derivate), die als Sicherungsinstrumente für Nettoinvestitionen designiert sind, hätte eine Abwertung von Fremdwährungen gegenüber dem Euro um 10 % eine Positivwirkung von 508 Mio. € auf das Eigenkapital. Eine Aufwertung von Fremdwährungen gegenüber dem Euro um 10 % hätte eine Negativwirkung von 508 Mio. € auf das Eigenkapital. Diesen Wirkungen steht die gegenläufige Entwicklung bei der abgesicherten Nettoinvestition entgegen.

16.1.4 Zinsrisiko

Die Gruppe ist bestrebt, ihre Fremdkapitalkosten dadurch zu steuern, dass sie die Auswirkung von Zinsschwankungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung begrenzt. Dazu sichert sie mittelfristig (fünf Jahre) eine ausgeglichene Zinsstruktur. Ziel der Gruppe ist daher, für ihre Nettoschuld einen Mix aus Festzinsen, variablen Zinsen und gekappten variablen Zinsen zu nutzen. Der Zins-Mix kann sich in einem Bereich bewegen, der vom Management der Gruppe den Markttrends entsprechend definiert wurde.

Um die Zinsstruktur für ihre Nettoverschuldung zu gestalten, nutzt die Gruppe Sicherungsinstrumente, insbesondere Zinsswaps und Optionen. Per 31. Dezember 2016 hatte die Gruppe ein Portfolio aus Zinsoptionen (Caps), das sie vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinsen beim Euro schützt.

Von 2013 bis 2014 schloss die Gruppe For-ward-Interest-Rate-Verträge als Pre-Hedges für 2017, 2018 und 2019 mit einer Fälligkeit von 10, 20 und 18 Jahren ab, um den Refinanzierungszinssatz eines Teils ihrer Schulden zu schützen.

16.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes

Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoschuld und Nettoschuld nach Art der Zinsen vor und nach Absicherung.

Ausstehende Bruttoschuld

	31. Dez. 2016		31. Dez. 2015
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Variable Zinsen	36%	41%	34%	38%
Festzins	64%	59%	66%	62%
SUMME	100%	100%	100%	100%

Nettoschuld

	31. Dez. 2016		31. Dez. 2015
	Vor Absicherung	Nach Absicherung	Vor Absicherung	Nach Absicherung
---	---	---	---	---
Variable Zinsen	11%	17%	12%	17%
Festzins	89%	83%	88%	83%
SUMME	100%	100%	100%	100%

16.1.4.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Zinsrisiko

Die Sensibilität wurde ausgehend von der Nettoschuldenposition der Gruppe (einschließlich der Auswirkung von Zins- und Devisenderivaten in Verbindung mit Nettoschulden) am 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 42 Mio. € erhöhen. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 100 Basispunkte würde den Nettozinsaufwand um 41 Mio. € verringern.

In der Gewinn- und Verlustrechnung würde ein gleichmäßiger Anstieg der Zinsen (über alle Währungen) auf Derivate, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren, um 100 Basispunkte einen Gewinn von 24 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 29 Mio. € führen. Die asymmetrischen Auswirkungen sind dem Zinsoptions-Portfolio zuzuschreiben.

Wirkung auf das Eigenkapital

Eine einheitliche Erhöhung der Zinsen (über alle Währungen) um 100 Basispunkte ergäbe einen Gewinn von 574 Mio. € beim Eigenkapital, der auf Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten zurückzuführen ist, die als Sicherungsinstrumente für den Cashflow designiert sind. Doch hätte eine Zinssenkung um 100 Basispunkte eine Negativwirkung von 710 Mio. €.

16.1.4.3 Fremdwährungs- und Zinssicherungen

Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Derivaten (ohne Commodity-Instrumente) am 31. Dezember 2016 und 31. Dezember 2015:

	31. Dez. 2016				31. Dez. 2015
	Vermögenswerte		Verbindlichkeiten		Vermögenswerte
---	---	---	---	---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---	---
Fremdkapital sichernde Derivate	888	250	(251)	(67)	1.174	240
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	683	-	(19)	-	575	115
Cashflow-Sicherungen	68	166	(90)	(1)	509	-
Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren	137	84	(142)	(66)	90	125
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	840	85	(1.698)	(123)	890	107
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	-	-	-	-	-	-
Cashflow-Sicherungen	13	6	(976)	(55)	56	72
Sicherungen von Nettoinvestitionen	37	-	(118)	-	22	-
Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren	791	79	(604)	(68)	813	35
SUMME	1.728	335	(1.949)	(190)	2.064	347

	31. Dez. 2015
	Verbindlichkeiten
---	---	---
In Millionen Euro	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---
Fremdkapital sichernde Derivate	(278)	(100)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	(34)	-
Cashflow-Sicherungen	(33)	(1)
Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren	(211)	(99)
Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate	(1.410)	(49)
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts	-	-
Cashflow-Sicherungen	(742)	(9)
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(87)	-
Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren	(580)	(41)
SUMME	(1.688)	(149)

Vgl. auch Anhänge 15.1.3 "Sonstige erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte" und 15.2.2 "Derivate".

Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben spiegeln die Beträge wider, für die am Ende der Berichtsperiode Vermögenswerte getauscht oder Verbindlichkeiten beglichen werden konnten. Sie sind für erwartete künftige Cashflows nicht repräsentativ, denn (i) sind die Positionen für Preisänderungen oder Änderungen der Kredit-Ratings empfindlich, (ii) können die Positionen durch nachfolgende Transaktionen modifiziert werden und (iii) können sie mit künftigen Cashflows verrechnet werden, die aus den ihnen zugrunde liegenden Transaktionen entstehen.

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

WÄHRUNGSDERIVATE

	31. Dez. 2016		31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag
---	---	---	---	---
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	-	-	115	124
Cashflow-Sicherungen	(146)	4.513	370	4.628
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(81)	6.281	(65)	4.919
Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren	(102)	9.796	(234)	10.659
SUMME	(329)	20.591	185	20.329

ZINSDERIVATE

	31. Dez. 2016		31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag	Beizulegender Zeitwert	Nominalbetrag
---	---	---	---	---
Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts	664	10.163	541	9.413
Cashflow-Sicherungen	(724)	3.520	(518)	4.532
Derivative Instrumente, die nicht für eine Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen qualifizieren	313	20.567	366	21.408
SUMME	253	34.250	389	35.353

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, Schulden zu variablem Zinssatz und künftigen Refinanzierungsbedarf abzusichern.

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.

Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts

Per 31. Dezember 2016 stellt die Nettoauswirkung von Absicherungen eines beizulegenden Zeitwerts, die in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzt sind, einen Verlust von 8 Mio. € dar.

Absicherungen des Cashflow

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

PER 31. DEZEMBER 2016

In Millionen Euro	Summe	2017	2018	2019	2020	2021
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(870)	84	(80)	(84)	(84)	(65)

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(641)

Per 31. Dezember 2016 wurde ein Verlust von 261 Mio. € im Eigenkapital angesetzt.

Der Betrag, der in der Periode aus dem Eigenkapital in den Ertrag umklassifiziert wurde, war ein Gewinn von 13 Mio. €.

Der im Ertrag angesetzte unwirksame Anteil von Cashflow-Absicherungen war per 31. Dezember 2016 nicht maßgeblich.

PER 31. DEZEMBER 2015

In Millionen Euro	Summe	2016	2017	2018	2019	2020
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(149)	36	98	(20)	(43)	(49)

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit	(170)

Sicherungen von Nettoinvestitionen

Der unwirksame Anteil von Sicherungen von Nettoinvestitionen, der im Ertrag angesetzt ist, stellte am 31. Dezember 2016 einen Gewinn von 3 Mio. € dar.

16.2 Gegenparteirisiko

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

16.2.1 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.

Politik der Gruppe ist, dass jede Geschäftseinheit für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich ist, obwohl der Umgang mit den größten Gefährdungen durch Gegenparteien weiterhin Angelegenheit der Gruppe bleibt.

Das Kredit-Rating großer Gegenparteien und solcher mittlerer Größe, bei denen die Gruppe ein Ausfallrisiko oberhalb eines bestimmten Schwellenwerts hat, wird mit einem speziellen Rating-Verfahren bewertet, während bei Geschäftskunden, bei denen das Ausfallrisiko für die Gruppe eher gering ist, eine vereinfachte Bonitätsprüfung benutzt wird. Diese Vorgehensweisen beruhen auf förmlich dokumentierten, konsistenten Methoden in der gesamten Gruppe. Konsolidierte Ausfallrisiken werden nach Gegenpartei und Segment (Kredit-Rating, Branche usw.) mit Hilfe von Standardkennzahlen (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 sonstige Forderungen werden im Folgenden analysiert:

	Überfällige Vermögenswerte, die am Ende der Berichtsperiode 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 2016	920	196	268	1.384	1.279	19.234
Per 31. Dezember 2015	877	225	315	1.418	1.218	17.776

In Millionen Euro	Summe
Per 31. Dezember 2016	21.897
Per 31. Dezember 2015	20.412

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 der jeweiligen Kundenkategorie, ob eine Wertminderung anzusetzen ist. Die Gruppe ist nicht der Ansicht, dass sie einer wesentlichen Konzentration eines Kreditrisikos 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. 2016		31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Investment Grade(3)	Summe	Investment Grad(3)	Summe
---	---	---	---	---
Bruttoexposition(1)	9.626	10.588	11.191	12.472
Nettoexposition(2)	2.347	2.571	3.216	3.548
% Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade"	91,3%		90,6%

(1) Entspricht dem maximalen Ausfallrisiko, d. h. dem Wert der Derivate bei den Vermögenswerten (positiver beizulegender Zeitwert).

(2) Nach -Berücksichtigung von Verbindlichkeiten mit den gleichen Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und sonstigen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditwürdigkeit.

(3) "Investment-Grade" bezieht sich auf Transaktionen mit Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB, von Moody's mit Baa3 oder von Dun & Bradstreet mit einem Äquivalent bewertet wurden. Der "Investment-Grade" wird auch nach einem internen Rating-Modell bestimmt, das in der Gruppe eingeführt ist und ihre wichtigsten Gegenparteien einbezieht.

16.2.2 Finanzierungstätigkeit

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 Kontrolle des Umgangs mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office wahrgenommen, das unabhängig vom Treasury Department der Gruppe arbeitet und der Finance Division berichtet.

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

KREDITE UND FORDERUNGEN ZU FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN (OHNE FORDERUNGEN AUS LIEFERUNGEN UND LEISTUNGEN UND SONSTIGE FORDERUNGEN)

Der Saldo der ausstehenden überfälligen Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) wird im Folgenden analysiert:

	Überfällige Vermögenswerte, die am Ende der Berichtsperiode nicht wertgemindert waren				Wertgeminderte Vermögenswerte	Vermögenswerte, die weder wertgemindert noch überfällig sind
	0 - 6 Monate	6 - 12 Monate	mehr als 1 Jahr	Summe	Summe	Summe
---	---	---	---	---	---	---
Per 31. Dezember 2016	-	-	2	2	238	2.832
Per 31. Dezember 2015	-	-	24	24	397	2.921

	Summe
Per 31. Dezember 2016	3.071
Per 31. Dezember 2015	3.343

Der Saldo der ausstehenden Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) in der obigen Tabelle beinhaltet nicht die Auswirkung von Wertminderungsaufwendungen oder Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und die Anwendung fortgeführter Anschaffungskosten, die sich per 31. Dezember 2016 auf negative 227 Mio. € beliefen (im Vergleich zu negativen 235 Mio. € am 31. Dezember 2015). Änderungen dieser Positionen sind in Anhang 15.1.2 "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

16.2.2.2 Gegenparteirisiko aus Investitionstätigkeit und der Verwendung von derivativen Finanzinstrumenten

Der Gruppe erwächst ein Gegenparteirisiko aus Investitionen des Zahlungsmittelüberschusses und aus der Nutzung derivativer Finanzinstrumente. Bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumenten entsteht das Gegenparteirisiko bei Instrumenten mit einem positiven beizulegenden Zeitwert. Bei der Berechnung des beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate wird das Gegenparteirisiko berücksichtigt.

Per 31. Dezember 2016 betrug die Gesamtsumme der Außenstände, die einem Kreditrisiko ausgesetzt waren, 10.664 Mio. €.

	31. Dez. 2016				31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Summe	Investment Grade(1)	Nicht bewertete	Ohne Investment grade(2)	Summe	Investment Grade(1)
---	---	---	---	---	---	---
Gefährdung	10.664	89,0%	4,0%	7,0%	10.167	90,0%

	31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Nicht bewertete	Ohne Investment grade(2)
---	---	---
Gefährdung	3,0%	7,0%

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

(2) Der größte Teil dieser beiden Gefährdungen wird von konsolidierten Unternehmen mit nicht beherrschenden Beteiligungen oder von Unternehmen der Gruppe getragen, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.

Per 31. Dezember 2016 ist die Crédit Agricole Corporate and Investment Bank mit 24 % der Zahlungsmittelüberschüsse die wichtigste Gegenpartei der Gruppe. Das bezieht sich vor allem auf ein Verwahrrisiko.

16.3 Liquiditätsrisiko

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

Die Gruppe hat einen vierteljährlich tagenden Ausschuss eingesetzt, dessen Aufgabe in der Steuerung und Überwachung des Liquiditätsrisikos für die gesamte Gruppe besteht, damit ein breites Spektrum an Investitionen und Finanzierungsquellen gewahrt bleibt, in der Erarbeitung von Prognosen für Bareinlagen und für Veräußerungen von Beteiligungen und in der Durchführung von Stress-Tests für den Margenausgleich, auf den zurückgegriffen wird, wenn Commodity-, Zins- und Währungsderivate begeben 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.

Die von diesen Strukturen gehaltenen Überschüsse werden nach einer einheitlichen Politik verwaltet. 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 (95 % der am 31. Dezember 2016 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 durch Nutzung 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 begebbare Commercial Paper.

Per 31. Dezember 2016 machten Bankdarlehen 19 % der Bruttoschuld aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während das restliche Fremdkapital auf Kapitalmärkten aufgebracht wurde (einschließlich 21.977 Mio. € in Anleihen bzw. 63 % der Bruttoschuld).

In Umlauf befindliche begebbare Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2016 18 % der Bruttoschuld bzw. 6.330 Mio. € aus. Da begebbare Commercial Paper relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet die Gruppe sie zyklisch oder strukturell, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Alle im Umlauf befindlichen begebbaren Commercial Paper 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 bewertet sind (ohne Margenausgleich) - beliefen sich per 31. Dezember 2016 auf 10.642 Mio. €, von denen 79 % 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 2016 wurden bestätigte Kreditfazilitäten für insgesamt 13.602 Mio. € gewährt, von denen 13.559 Mio. € zur Verfügung standen. 93 % der verfügbaren Kreditfazilitäten sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Default-Klausel, die mit Covenants oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.

Per 31. Dezember 2016 erfüllen alle Gesellschaften der Gruppe, deren Schulden konsolidiert sind, die Verpflichtungen und Erklärungen aus ihrer Finanzdokumentation.

16.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten

Per 31. Dezember 2016 lassen sich nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen der Nettoschuld (ohne Auswirkung von Derivaten, Margin Calls und fortgeführten Anschaffungskosten) wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

PER 31. DEZEMBER 2016

In Millionen Euro	Summe	2017	2018	2019	2020	2021
Anleiheemissionen	21.977	3.360	1.696	924	2.492	2.169
Bankdarlehen	5.478	977	723	459	805	283
Begebbare Commercial Paper	6.330	6.330	-	-	-	-
Ziehungen von Kreditfazilitäten	43	30	2	2	4	-
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	670	150	167	154	91	80
Sonstiges Fremdkapital	339	249	13	35	10	10
Überziehungskredite und Kontokorrentkonten	608	608	-	-	-	-
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	35.444	11.705	2.602	1.574	3.402	2.543
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(58)	(1)	(1)	(1)	(3)	(4)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	(816)	(816)	-	-	-	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	(9.825)	(9.825)	-	-	-	-
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGIN CALLS UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	24.744	1.062	2.601	1.573	3.399	2.539

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Anleiheemissionen	11.336
Bankdarlehen	2.230
Begebbare Commercial Paper	-
Ziehungen von Kreditfazilitäten	3
Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings	28
Sonstiges Fremdkapital	22
Überziehungskredite und Kontokorrentkonten	-
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	13.619
Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung	(48)
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich)	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGIN CALLS UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	13.571

PER 31. DEZEMBER 2015

in Millionen Euro	Summe	2016	2017	2018	2019	2020
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	37.525	9.988	4.649	2.407	1.328	3.249
Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten (ohne Margenausgleich) und Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten	(10.017)	(9.983)	-	-	-	(1)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGENAUSGLEICH UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	27.508	5	4.649	2.407	1.328	3.248

in Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD	15.904
Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten (ohne Margenausgleich) und Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten	(33)
NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGENAUSGLEICH UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN	15.872

Per 31. Dezember 2016 lassen sich nicht abgezinste vertragliche Zinszahlungen auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:

PER 31. DEZEMBER 2016

In Millionen Euro	Summe	2017	2018	2019	2020	2021
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	9.688	982	846	773	694	599

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	5.793

PER 31. DEZEMBER 2015

In Millionen Euro	Summe	2016	2017	2018	2019	2020
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	10.874	1.044	935	824	756	681

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden	6.634

Per 31. Dezember 2016 lassen sich nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Vermögenswerten und Verbindlichkeiten angesetzt sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):

PER 31. DEZEMBER 2016

In Millionen Euro	Summe	2017	2018	2019	2020	2021
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(843)	(223)	16	(32)	(83)	(85)

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(436)

PER 31. DEZEMBER 2015

In Millionen Euro	Summe	2016	2017	2018	2019	2020
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(1.645)	(416)	(191)	(18)	(38)	(78)

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate (ohne Commodity-Instrumente)	(904)

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 2016

In Millionen Euro	Summe	2017	2018	2019	2020	2021
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	13.559	1.517	483	538	376	10.525

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	120

Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind 6.330 Mio. € der Deckung von Commercial Paper-Emissionen zugeordnet. Per 31. Dezember 2016 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 6 % der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.

PER 31. DEZEMBER 2015

In Millionen Euro	Summe	2016	2017	2018	2019	2020
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	13.998	972	1.317	429	205	10.972

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme	102

16.3.2 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 am Bilanzstichtag 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.

PER 31. DEZEMBER 2016

In Millionen Euro	Summe	2017	2018	2019	2020	2021
Derivate, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(2.404)	(935)	(731)	(513)	(170)	(36)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(8.085)	(8.085)	-	-	-	-
Derivate, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	2.514	606	1.082	501	211	71
in Verbindung mit Handelsgeschäften	8.081	8.081	-	-	-	-
SUMME PER 31. DEZEMBER 2016	106	(332)	352	(12)	42	34

In Millionen Euro	Mehr als 5 Jahre
Derivate, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(19)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	-
Derivate, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	42
in Verbindung mit Handelsgeschäften	-
SUMME PER 31. DEZEMBER 2016	22

PER 31. DEZEMBER 2015

In Millionen Euro	Summe	2016	2017	2018	2019	2020
Derivate, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(3.923)	(1.381)	(1.524)	(722)	(206)	(67)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	(7.125)	(7.125)	-	-	-	-
Derivate, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	3.491	1.527	1.493	376	60	16
in Verbindung mit Handelsgeschäften	8.988	8.988	-	-	-	-
SUMME PER 31. DEZEMBER 2015	1.431	2.010	(31)	(345)	(146)	(51)

In Millionen Euro	mehr als 5 Jahre
Derivate, passiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	(24)
in Verbindung mit Handelsgeschäften	-
Derivate, aktiviert
in Verbindung mit Portfolio-Management	19
in Verbindung mit Handelsgeschäften	-
SUMME PER 31. DEZEMBER 2015	(5)

16.3.3 Zusicherungen im Zusammenhang mit

Commodity-Kauf- und -verkaufsverträgen, die im Zuge der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit geschlossen wurden

Einige operativ tätige Unternehmen der Gruppe schlossen langfristige Verträge ab, von denen manche Klauseln mit unbedingter Abnahmeverpflichtung enthalten. Sie bestehen in festen Zusicherungen, festgelegte Mengen an 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 berichtspflichtigen Segmente GEM & GNL, Lateinamerika und Nordamerika eingegangen sind (in TWh):

in TWh	Summe per 31. Dez. 2016	2017	2018-2021	mehr als 5 Jahre	Summe per 31. Dez. 2015
Feste Käufe	(6.214)	(746)	(2.496)	(2.972)	(6.950)
Feste Verkäufe	2.051	400	669	982	1.784

16.4 Eigenkapitalrisiko

Per 31. Dezember 2016 beliefen sich die von der Gruppe gehaltenen zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere auf 2.997 Mio. € (vgl. Anhang 15.1.1 "Zur Veräußerung gehaltene Wertpapiere").

Ein Marktpreisrückgang für börsennotierte Aktien um 10 % hätte eine Negativwirkung (vor Steuern) von etwa 198 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 verwaltet und seine Performance wird regelmäßig an den geschäftsführenden Vorstand berichtet.

ANHANG 17 Eigenkapital

17.1 Aktienkapital

	Anzahl Aktien			Wert (in Millionen Euro)
	Summe	Eigene Anteile	Im Umlauf befindlich	Aktienkapital	Kapitalrücklage	Eigene Anteile
---	---	---	---	---	---	---
PER 31. DEZEMBER 2014	2.435.285.011	(44.829.797)	2.390.455.214	2.435	32.506	(957)
Käufe/Veräußerungen eigener Anteile	-	5.422.256	5.422.256	-	-	135
PER 31. DEZEMBER 2015	2.435.285.011	(39.407.541)	2.395.877.470	2.435	32.506	(822)
Käufe/Veräußerungen eigener Anteile	-	1.884.703	1.884.703	-	-	61
PER 31. DEZEMBER 2016	2.435.285.011	(37.522.838)	2.397.762.173	2.435	32.506	(761)

Änderungen der Zahl der Aktien 2016 spiegeln die Bereitstellung von 2 Millionen Aktien aus den eigenen Anteilen als Teil von Bonusaktienprogrammen wider (im Vergleich zu 5 Millionen Aktien 2015).

17.1.1 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer ENGIE SA-Aktien bewirken

Per 31. Dezember 2016 bleibt nur ein Aktienoptionsplan in Kraft wie in Anhang 23.1 "Aktienoptionspläne" beschrieben.

Aktien, die Bonusaktienprogrammen, Performance Share-Programmen sowie Programmen für Optionspläne zum Aktienkauf zugeordnet werden, die in Anhang 23 "Anteilsbasierte Vergütungen" beschrieben sind, sind durch vorhandene ENGIE SA-Aktien gedeckt.

17.1.2 Eigene Anteile

Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 3. Mai 2016 dem Verwaltungsrat genehmigt hat. Das Programm sieht den Rückkauf von bis zu 10 % der Aktien vor, die das Stammkapital der ENGIE SA am Tag dieser Hauptversammlung darstellen. Der aggregierte Betrag von Käufen, abzüglich der Aufwendungen, aus dem Programm darf 9,7 Mrd. € nicht überschreiten, und der Kaufpreis muss unter 40 € pro Aktie - ohne Erwerbskosten - liegen.

Per 31. Dezember 2016 hielt die Gruppe 37,5 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 überträgt diesem die Aufgabe, das Tagesgeschäft auf dem Markt zu betreiben, indem er Aktien von ENGIE SA kauft oder verkauft, um für Liquidität und einen aktiven Markt für die Aktien an den Börsen in Paris und Brüssel zu sorgen. Die Mittel für die Umsetzung dieser Vereinbarung beliefen sich auf 150,0 Mio. €.

17.2 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 2016 auf 37.746 Mio. €, einschließlich 32.506 Mio. € Kapitalrücklage.

Die konsolidierten Reserven beinhalten den kumulierten Ertrag der Gruppe, die gesetzlichen und im Gesellschaftsvertrag festgelegten Reserven des Unternehmens ENGIE 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 Aktionäre verteilt werden. Die gesetzliche Reserve der ENGIE SA beträgt 244 Mio. €.

Die kumulierten versicherungsmathematischen Differenzen (Konzernanteil) stellen per 31. Dezember 2016 Verluste von 3.235 Mio. € dar (Verluste per 31. Dezember 2015: 2.538 Mio. €); latente Steuern auf diese versicherungsmathematischen Differenzen belaufen sich per 31. Dezember 2016 auf 846 Mio. € (778 Mio. € per 31. Dezember 2015).

17.2.1 Emission tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen

ENGIE SA legte zwei Ausgaben tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen auf, die erste am 3. Juli 2013 und die zweite am 22. Mai 2014. Diese Transaktionen teilten sich in mehrere Tranchen mit einem Durchschnittskupon von 3,4 % (2014) und 4,4 % (2013).

Gemäß den Festlegungen in IAS 32 - Finanzinstrumente - Darstellung und wegen ihrer Merkmale wurden diese Instrumente im Konzernabschluss im Eigenkapital bilanziert: 2014 mit insgesamt 1.907 Mio. € und 2013 mit 1.657 Mio. €.

Die den Inhabern dieser Anleihen zugesicherten Kupons, für die 2016 146 Mio. € ausgezahlt wurden, werden im Konzernabschluss als Abfluss aus dem Eigenkapital bilanziert; die entsprechende Steuerersparnis ist in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

17.2.2 Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA

Die Ausschüttungsfähigkeit von ENGIE SA betrug per 31. Dezember 2016 insgesamt 34.741 Mio. € (im Vergleich zu 36.690 Mio. € per 31. Dezember 2015), einschließlich 32.506 Mio. € an Kapitalrücklage.

17.2.3 Dividenden

Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die ENGIE SA 2015 und 2016 gezahlt hat.

	Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro)	Nettodividende je Aktie (in Euro)
für 2015
Zwischendividende (gezahlt am 15. Oktober 2015)	1.196	0,50
Restliche Dividende (gezahlt am 5. Mai 2016)	1.198	0,50
für 2016		-
Zwischendividende (gezahlt am 14. Oktober 2016)	1.198	0,50

Die in Frankreich mit dem Finanzgesetz von 2012 eingeführte zusätzliche Abgabe von 3 %, die für die Dividende und Zwischendividende aus der Ausschüttung von Mai und Oktober 2016 zu zahlen ist, beläuft sich auf 74 Mio. € (72 Mio. € für die 2015 geleisteten Zahlungen) und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung bilanziert.

Die Hauptversammlung vom 3. Mai 2016 genehmigte die Ausschüttung einer Gesamtdividende von 1 € je Aktie für 2015. Als Zwischendividende wurden am 15. Oktober 2015 0,50 € je Aktie gezahlt. Das ist ein Gesamtbetrag von 1.196 Mio. €. ENGIE SA beglich den Dividendensaldo von 0,50 € je Aktie am 5. Mai 2016 bar mit 1.198 Mio. €. Außerdem wurde auf der Verwaltungsratssitzung vom 28. Juli 2016 die Zahlung einer Zwischendividende von 0,50 € je Aktie genehmigt, zahlbar am 14. Oktober 2016. Das ist ein Gesamtbetrag von 1.198 Mio. €.

Für 2016 vorgeschlagene Dividende

Die Aktionäre werden auf der Hauptversammlung, auf der der Konzernabschluss von ENGIE für das am 31. Dezember 2016 beendete Jahr genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von 1 € je Aktie zuzustimmen. Das ist eine Gesamtauszahlung von 2.397 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2016 in Umlauf befindlichen Aktien. Diese Dividende wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2016 mindestens zwei aufeinanderfolgende Jahre und bis zur Dividendenzahlung 2016 gehalten wurden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2016 in Umlauf befindlichen Aktien hat die Erhöhung einen Wert von 16 Mio. €. Eine Zwischendividende von 0,50 €je Aktie wurde am 14. Oktober 2016 gezahlt. Das sind insgesamt 1.198 Mio. €.

Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung wird diese Dividende, abzüglich der gezahlten Zwischendividende, am 16. Mai 2017 abgetrennt und am 18. Mai 2017 gezahlt. Sie wird im Jahresabschluss per 31. Dezember 2016 nicht als Verbindlichkeit angesetzt, da der Jahresabschluss per Ende 2016 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.

17.3 Im Eigenkapital (Konzernanteil) angesetzte Gesamtgewinne und -verluste

Alle Posten der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) per 31. Dezember 2016 und 31. Dezember 2015, die in nachfolgenden Perioden in den Ertrag umgegliedert werden können.

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Zum Verkauf verfügbare Wertpapiere	587	443
Sicherungen von Nettoinvestitionen	(647)	(561)
Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente)	(900)	(641)
Cashflow-Sicherungen für Commodities	(208)	193
Latente Steuern auf die obigen Grundgeschäfte	432	146
Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern	(401)	(509)
Umrechnungsdifferenzen	1.296	990
SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN	159	62

17.4 Kapitalmanagement

ENGIE SA ist ständig bestrebt, die 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, 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 17.1.2 "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 Atomrückstellungen, Rückstellungen für nicht finanzierte Pensionspläne und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing bereinigt.

Die Zielsetzungen, die Politik und die Verfahren für das Kapitalmanagement der Gruppe haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.

ENGIE SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.

ANHANG 18 Rückstellungen

In Millionen Euro	31. Dez. 2015	Zugänge	Auflösungen (Verwendungen)	Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen)	Änderungen des Konsolidierungskreises	Auswirkung des Unwinding von Anpassungen des Diskontierungssatzes
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	5.785	237	(368)	-	2	141
Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs(1)	4.744	698	(39)	-	-	227
Demontage von Anlagen und Ausrüstung(2,3)	4.476	267	(6)	-	(2)	215
Flächensanierung	1.474	9	(35)	(58)	1.	25
Rechtsstreitigkeiten, Schadensregulierungen und Steuerrisiken	663	582	(157)	(44)	(113)	9
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	1.694	788	(495)	(11)	109	6
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	18.836	2.580	(1.100)	(114)	(4)	623

In Millionen Euro	Umrechnungsdifferenzen	Sonstige	31. Dez. 2016
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen	11	615	6.422
Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs(1)	-	-	5.630
Demontage von Anlagen und Ausrüstung(2,3)	12	710	5.671
Flächensanierung	(8)	79	1.487
Rechtsstreitigkeiten, Schadensregulierungen und Steuerrisiken	14	180	1.133
Sonstige Eventualforderungen und -schulden	(9)	(217)	1.865
SUMME RÜCKSTELLUNGEN	20	1.367	22.208

(1) Zuflüsse von 698 Mio. €, von denen eine Erhöhung von 584 Mio. € mit der dreijährlichen Überprüfung der Atomrückstellungen in Belgien zusammenhängt.

(2) Rückstellungen von insgesamt 5.671 Mio. € am 31. Dezember 2016, von denen 4.997 Mio. € Rückstellungen für den Abbruch von Atomanlagen sind, gegenüber 3.629 Mio. € am 31. Dezember 2015.

(3) Die Spalte "Sonstige" mit 710 Mio. €, von denen eine Erhöhung von 981 Mio. € mit der dreijährlichen Überprüfung der Atomrückstellungen in Belgien zusammenhängt.

Der Beitrag des Unwinding von Anpassungen des Abzinsungssatzes bei den Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstigen langfristigen Leistungen bezieht sich auf den Zinsaufwand für Pensionsverpflichtungen, abzüglich des Zinsertrags aus Planvermögen.

Die Spalte "Sonstige" umfasst vor allem versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses 2016, die im "Sonstigen Gesamtergebnis" verbucht sind, sowie Rückstellungen, die bei Vermögenswerten für Abbruch oder Flächensanierung verbucht sind.

Zugänge, Auflösungen und der Unwinding-Effekt von Abzinsungsanpassungen werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wie folgt dargestellt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016
Überschuss/(Fehlbetrag) aus betrieblicher Tätigkeit	(1.352)
Sonstiges Finanzergebnis	(623)
Ertragsteuern	(14)
SUMME	(1.989)

Die verschiedenen Arten von Rückstellungen und die Berechnungsgrundsätze werden nachstehend beschrieben.

18.1 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

Vgl. Anhang 19 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen".

18.2 Aktivitäten im Bereich der Atomstromproduktion

Im Rahmen ihres Atomstromgeschäfts hat die Gruppe Verpflichtungen im Zusammenhang mit dem Back-End des Kernbrennstoffkreislaufs und dem Abbruch von Kernkraftanlagen.

18.2.1 Rechtlicher Rahmen

Das belgische Gesetz vom 11. April 2003 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. Aufgabe der Kommission für Atomrückstellungen (Commission for Nuclear Provisions), die im Nachgang zu dem oben erwähnten Gesetz gebildet wurde, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und die Verwaltung 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 nicht in Anspruch genommene Mittel investieren kann.

Damit die Kommission für Atomrückstellungen in ihrer Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die wichtigsten Inputfaktoren zur Berechnung dieser Rückstellungen hervorgehen.

Kommt es zwischen den Dreijahresberichten zu Veränderungen, die sich wesentlich auf die benutzten finanziellen Inputfaktoren auswirken könnten, d. h. das Industrie-Szenarium, geschätzte Kosten und Zeitplan, kann die Kommission ihre Auffassung überdenken.

Synatom legte der Kommission für Atomrückstellungen seinen Dreijahresbericht am 12. September 2016 vor. Die Kommission nahm dazu am 12. Dezember 2016 Stellung und stützte sich auf das Gutachten der ONDRAF, der belgischen Nationalen Einrichtung für radioaktiven Abfall und angereicherte Spaltprodukte.

Dieser umfassende Bericht beinhaltet:

―	die industriellen Management-Szenarien, die vor dem Abschalten und dem Abbruch von Kernkraftwerken erstellt werden, sowie für das Management des radioaktiven spaltbaren Materials aus solchen Anlagen;
―	eine Gesamtschätzung der dazugehörigen Kosten und ein Zeitplan für die geplanten Aufwendungen;
―	die Methode zur Berechnung der Rückstellungen;
―	eine Analyse des zu nutzenden Abzinsungssatzes, der nach etablierten Finanzanalysetechniken ermittelt wird.

Die Rückstellungen per 31. Dezember 2016 wurden mit Industrie-Szenarien und Berechnungsmethoden errechnet, die die Kommission geprüft und genehmigt hat.

Der vorgelegte und von der Kommission angenommene Bericht sah vor:

―	einen Zufluss von 584 Mio. € zur Rückstellung für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs, für den die Gegenbuchung bei sonstigen Einmaleffekten unter "Überschuss/Fehlbetrag) aus betrieblicher Tätigkeit" erfolgt;
―	einen Zufluss von 1.123 Mio. € zur Rückstellung für den Abbruch von Anlagen, für den die wichtigste Gegenbuchung als Abbruchkomponente einer Produktionsanlage erfolgt, die in Höhe von 981 Mio. € aktiviert ist und über die Restnutzungsdauer der betreffenden Anlagen abgeschrieben wird.

Die Gruppe senkte ihren vorherigen Abzinsungssatz von 4,8 % auf 3,5 % aufgrund der früheren und prospektiven Analysen der langfristigen Referenzzinssätze, während die zugrunde liegende Annahme für die Inflation mit 2,0 % dieselbe blieb. Die erhöhten Rückstellungen wie oben dargelegt beinhalten die geschätzte Auswirkung des verringerten Abzinsungssatzes, so dass die Rückstellung für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs um zusätzliche 1.043 Mio. € und die für den Abbruch von Kernkraftanlagen um 731 Mio. € stieg. Der Abzinsungssatz bildet eine der Annahmen, die in Kombination mit anderen sich wechselseitig bedingenden Inputfaktoren darauf zielen, die Eventualfälle und sonstige Risiken einzukalkulieren, die den industriellen Prozessen des Abbruchs von Kernkraftanlagen und dem Management von abgebrannten Brennelementen innewohnen.

Insgesamt haben sich die industriellen Strategien aus dem Bericht 2016 gegenüber denen der Vergangenheit nicht geändert.

Für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs wurde die Kostenschätzung für die Lagerung vor Ort, die Wiederaufbereitung und Konditionierung aufgrund der jüngsten Kostenschätzungen und Studien überarbeitet. Die Schätzung berücksichtigte auch die um 10 Jahre verlängerte Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und 2, die 2015 genehmigt und mit der Verabschiedung des Gesetzes über die Kernenergieabgaben für Reaktoren der zweiten Generation bestätigt wurde. Die geschätzten Kosten für den Abbruch der Reaktoren wurden 2016 überprüft, um Änderungen der Abfallentsorgungsgebühren der ONDRAF, die Aktualisierung der physischen und radiologischen Bestandsdatenbanken, die um 10 Jahre verlängerte Laufzeit der Reaktoren Doel 1 und 2 und ihre Auswirkung auf den Zeitplan für die Abbrucharbeiten für das Kernkraftwerk als Ganzes zu berücksichtigen. Die von der Gruppe angesetzten Rückstellungen wurden unter Berücksichtigung des geltenden vertraglichen und rechtlichen Rahmens bewertet, der die Betriebsdauer des Reaktors Tihange 1 und der Reaktoren Doel 1 und 2 mit 50 Jahren und die der anderen Reaktoren mit 40 Jahren festlegt.

Die gebildeten Rückstellungen berücksichtigen alle bestehenden oder geplanten rechtlichen Anforderungen an den Umweltschutz auf europäischer, nationaler und regionaler Ebene. Würden künftig neue Gesetze verabschiedet, könnten sich die Kostenschätzungen, die als Berechnungsgrundlage dienen, ändern. Die Gruppe hat jedoch keine Kenntnis von geplanten Gesetzen auf diesem Gebiet, die die Höhe der Rückstellungen wesentlich beeinflussen könnten.

Die geschätzten Rückstellungsbeträge enthalten Margen für Eventualfälle und sonstige Risiken, die in Verbindung mit dem Management des Abbruchs und dem der abgebrannten Brennelemente entstehen können. Die 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 Gruppe ist der Auffassung, dass die von der Kommission genehmigten Rückstellungen alle derzeit verfügbaren Informationen zum Umgang mit Eventualfällen und sonstigen Risiken im Zusammenhang mit den Prozessen des Abbruchs von Kernenergieanlagen und des Managements abgebrannter Brennelemente berücksichtigen.

18.2.2 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 Verfahren für den Umgang mit abgebrannten radioaktiven Brennelementen: eine Wiederaufarbeitung oder eine Konditionierung ohne Wiederaufarbeitung. Die belgische Regierung hat noch nicht darüber entschieden, welches Szenario für Belgien verbindlich wird.

Die Kommission für Atomrückstellungen hat ein "gemischtes" Szenarium angenommen, bei dem etwa ein Viertel aller Brennelemente aufbereitet und der Rest direkt ohne Wiederaufbereitung entsorgt wird. Die Rückstellungen, die die Gruppe für die Wiederaufbereitung und die Lagerung von Brennelementen gebucht hat, decken alle Kosten in Verbindung mit diesem "gemischten" Szenario, einschließlich Lagerung vor Ort, Abtransport, Wiederaufbereitung in einer zugelassenen Anlage, Konditionierung, Lagerung und Entsorgung. Sie sind auf der Grundlage folgender Prinzipien und Inputfaktoren berechnet:

―	die Kosten für die Lagerung umfassen in erster Linie die Kosten für den Bau und den Betrieb zusätzlicher Trockenlager wie auch die Kosten für den Ankauf von Behältern;
―	ein Teil der abgebrannten Brennelemente wird zur Wiederaufbereitung gebracht. Das dabei gewonnene Plutonium und Uran wird an Dritte verkauft.
―	abgebrannte Brennelemente, die nicht wiederaufbereitet werden, müssen konditioniert werden. Dazu sind Konditionierungsanlagen nach den von der ONDRAF genehmigten Kriterien zu errichten;
―	die Rückstände aus der Wiederaufbereitung und konditionierte abgebrannte Brennelemente werden an ONDRAF übergeben;
―	ONDRAF schätzt die Kosten für das Verbringen von Brennelementen in unterirdische Lagerstätten;
―	die langfristige Verpflichtung berechnet sich nach den geschätzten internen und externen Kosten, die nach Angeboten Dritter oder Angeboten für Entgelte von unabhängigen Organisationen bewertet werden;
―	der angewandte Abzinsungssatz beträgt 3,5 % und wurde für eine Inflationsrate von 2,0 % berechnet (gegenwärtig 1,5 %);
―	Zuordnungen zur Rückstellung werden nach den Durchschnittskosten für verbrauchte Mengen bis zum Ende der Betriebsdauer der Anlage errechnet;
―	eine jährliche Zuordnung wird auch für das Unwindung der Abzinsung auf die Rückstellung angesetzt.

Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des Zahlungsplans von den Schätzungen abweichen. Die Rückstellungen können später je nach Änderungen der genannten Inputfaktoren und der damit verbundenen Kostenschätzungen angepasst werden. Diese Komponenten basieren dennoch auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe bislang für wirtschaftlich vernünftig hält und denen die Kommission für Atomrückstellungen 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. Die Kommission empfiehlt in ihrer Stellungnahme 2016, dass zeitnah offiziell die nötigen Schritte unternommen werden um zu sichern, dass dieses Szenario der teilweisen Wiederaufbereitung umgesetzt wird.

Ein Szenario, das die direkte Abfallentsorgung ohne Wiederaufbereitung annimmt, würde die Rückstellung im Vergleich zu einer Rückstellung für das "gemischte" Szenario verringern, wie es derzeit von der Kommission für Atomrückstellungen benutzt wird und genehmigt ist. Die belgische Regierung hat noch keinen Beschluss dazu gefasst, ob der Abfall in eine unterirdische Lagerstätte oder in ein Langzeitlager verbracht werden soll. Gemäß der EU-Richtlinie erstellte die Regierung

2015 ihren nationalen Plan für den Umgang mit abgebrannten Brennelementen und radioaktiven Abfällen. Das Programm muss noch per Ministerialverordnung genehmigt werden. Das von der Kommission für Atomrückstellungen vertretene Szenario basiert auf der Annahme, dass der Abfall in eine unterirdische Lagerstätte in der Tongrube von Boom verbracht wird, wie vom Abfallmanagementprogramm der ONDRAF empfohlen. Bislang gibt es keine zugelassene Lagerstätte in Belgien, in die der Abfall verbracht werden kann. In der Stellungnahme der Kommission 2016 wird ein zügig zu erstellendes Szenario gefordert, das ein Konzept für die Schaffung einer Lagerstätte vorsieht, das die Behörden als genehmigungsfähig betrachten würden.

Die Gruppe erwartet nicht, dass der Nachweis der Machbarkeit solcher Lagerstätten das angenommene Industrieszenarium infrage stellt, denn es wurde von nationalen wie von internationalen Experten geprüft und bewertet, die bisher keine Einwände hinsichtlich der technischen Umsetzung der vorgeschlagenen Lösung, Abfall in eine unterirdische Lagerstätte zu verbringen, erhoben haben.

18.2.3 Rückstellungen für den Abbruch 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.

Die Abbruchstrategie hat sich seit dem Bericht 2013 kaum verändert. Sie basiert auf dem Abbruch von Anlagen (i) gleich nach Abschaltung des Reaktors und (ii) "in Serie" anstelle von einem Standort nach dem anderen und (iii) komplett, so dass die Fläche danach bis zur grünen Wiese zurückgebaut wird.

Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen werden nach folgenden Prinzipien und Inputfaktoren 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 "in Serie" abgebaut werden;
―	bis zum Ende der Abbruchverpflichtungen wird zur Ermittlung des Wertes der künftigen Verpflichtung eine Inflationsrate von 2,0 % angesetzt;
―	ein Abzinsungssatz von 3,5 % (einschließlich 2,0 % Inflation) hilft, den Nettobarwert (NBW) der Verpflichtung zu bestimmen. Dieser Zinssatz gilt auch für die Berechnung der Rückstellung für die Wiederaufbereitung abgebrannter Brennelemente;
―	die Laufzeit für Tihange 1 und Doel 1 und 2 beträgt 50 Jahre, die für die anderen Anlagen 40 Jahre;
―	der Beginn der technischen Abschaltmaßnahmen hängt von der jeweiligen Anlage und dem Betriebsfahrplan für den Kernreaktor als Ganzes ab. Nach den Abschaltmaßnahmen beginnen sofort die Abbrucharbeiten;
―	der Barwert der Verpflichtung am Tag der Inbetriebnahme der Anlage stellt den Anfangsbetrag der Rückstellung dar. Die Gegenbuchung ist ein Vermögenswert in gleicher Höhe in der entsprechenden Sachanlagen-Kategorie. Dieser Vermögenswert wird planmäßig über die verbleibende Laufzeit der Anlagen abgeschrieben;
―	eine jährliche Zuteilung zu der Rückstellung in Höhe des Zinsaufwands für die Rückstellung, der am Ende des Vorjahres in den Büchern stand, wird zu dem Abzinsungssatz berechnet, mit dem der Barwert der Verpflichtung geschätzt wurde.

Die künftig tatsächlich anfallenden Kosten können hinsichtlich ihrer Art und des Zahlungsplans von den Schätzungen abweichen. Die Rückstellungen können später je nach Änderungen der oben genannten Inputfaktoren angepasst werden. Die Annahmen haben eine erhebliche Rückwirkung auf die entsprechenden Umsetzungskosten. Doch beruhen diese Inputfaktoren und Annahmen auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe bislang für wirtschaftlich vernünftig hält und denen die Kommission für Atomrückstellungen zugestimmt hat. Das angenommene Szenario beruht auf einem Abbruchprogramm und Zeitplänen, die die Atomsicherheitsbehörden genehmigen müssen.

Rückstellungen werden auch für den Konzernanteil an den erwarteten Abbruchkosten für die kerntechnischen Anlagen angesetzt, für die die Gruppe Entnahmerechte hat.

18.2.4 Empfindlichkeit gegenüber Abzinsungssätzen

Der Ende 2016 verbleibende Saldo der Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs belief sich auf 5,6 Mrd. €. Die Verpflichtung hat nach dem derzeitigen Kurs des Euro und geschätzt hinsichtlich des Anteils abgebrannter Brennelemente bisher einen Umfang von etwa 11,0 Mrd. €.

Die Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen in Belgien beliefen sich Ende 2016 auf 4,6 Mrd. €. Die Verpflichtung hatte nach dem aktuellen Kurs des Euro einen Umfang von etwa 7,5 Mrd. €.

Ausgehend von den derzeit benutzten Inputfaktoren zur Schätzung von Kosten und zum Zahlungsplan könnte eine Änderung des angewandten Abzinsungssatzes um 10 Basispunkte zu einer Berichtigung der Rückstellungen für Abbruch und Wiederaufarbeitung und Lagerung von Brennelementen von etwa 120 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 Ertrag 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 - von denen einige interdependent sein können -, die bei der Bewertung eine Rolle spielen, mit Vorsicht interpretiert werden. Die Häufigkeit, in der diese Rückstellungen von der Kommission für Atomrückstellungen nach den geltenden Bestimmungen überprüft werden, stellt sicher, dass die Gesamtverpflichtung exakt bewertet wird.

18.3 Abbruch nicht-nuklearer Anlagen und Flächensanierung

18.3.1 Abbruchverpflichtungen für sonstige nicht-nukleare Anlagen

Bestimmte Anlagen, einschließlich konventioneller Kraftwerke, Fern- und Versorgungsleitungen, Speicherstätten und LNG-Terminals müssen am Ende ihrer Betriebsdauer abgebaut werden. Diese Verpflichtung ergibt sich aus geltenden Umweltschutzbestimmungen in den jeweiligen Ländern, vertraglichen Vereinbarungen oder einer impliziten Zusicherung der Gruppe.

Setzt man die derzeitigen Fördermengen an, haben ausgehend von Schätzungen nachgewiesener und wahrscheinlicher Gasreserven bis 2260 die Rückstellungen für den Abbruch von Gasinfrastruktureinrichtungen in Frankreich einen Barwert von fast null.

18.3.2 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. Die Rückstellung wird auf der Grundlage konzerninterner Annahmen im Hinblick auf die geschätzten Sanierungskosten und den zeitlichen Ablauf der Sanierungsarbeiten berechnet. Der zeitliche Ablauf der Sanierungsarbeiten, der der Rückstellung zugrunde liegt, kann je nach Dauer einer wirtschaftlichen Förderung schwanken. Diese Überlegung hängt wiederum eng mit den Schwankungen künftiger Gas- und Ölpreise zusammen.

Die Rückstellung wird mit einer Gegenbuchung bei den Sachanlagen angesetzt.

18.3.3 Kraftwerk Hazelwood und Kohlebergwerk (Australien)

Im November 2016 verkündeten die Gruppe und ihr Partner Mitsui ihren Beschluss, das Kraftwerk Hazelwood und das dazugehörige Kohlebergwerk zu schließen. Die Gruppe ist mit 72 % an dem voll konsolidierten 1.600-MW-Kraftwerk beteiligt. Zur Schließung wird es Ende März 2017 kommen.

Ende 2016 belief sich die Rückstellung für die Abbruch- und Sanierungsverpflichtung für das Kohlebergwerk auf 532 Mio. € (einschließlich 312 Mio. € für die Rekultivierung des Bergwerks und 220 Mio. € Abbruchkosten für das Kraftwerk).

Teil des Abbruchs und der Flächensanierung ist die Rekultivierung des Bergwerks, so dass die Stabilität der Flächen und der Wände langfristig gesichert ist sowie Demontage und Abbruch aller Industrieanlagen am Standort, das Monitoring von Umweltvorfällen und der entsprechenden Sanierungspläne sowie ein langfristiges Standort-Monitoring.

In Anbetracht des komplexen und speziellen Charakters der Arbeit zur Rekultivierung des Bergwerks sind Geologen und Umweltspezialisten nach Hazelwood gekommen, um die Planung, die Kostenberechnung und die Umsetzung des Flächensanierungsplans zu unterstützen. Die Aktionäre von Hazelwood haben dem Flächensanierungsplan zugestimmt. Er wird 2017 der Umweltschutzbehörde in Victoria und den Behörden des Staates Victoria vorgelegt und mit ihnen diskutiert. Gegenwärtig reformiert der Bundesstaat Victoria die dafür geltenden Gesetze und Verordnungen. Sind die Verordnungen endgültig verabschiedet, kann sich das auf die Art der auszuführenden Arbeiten, auf den Zeitplan und somit auf die Rückstellungen für die Deckung der Kosten auswirken.

Die mittleren Abzinsungssätze zur Ermittlung der Höhe der Rückstellungen lagen bei 5,52 % bzw. 5,11 % für die Rekultivierung des Bergwerks bzw. den Abbruch des Kraftwerks.

Die Höhe der angesetzten Rückstellung basiert auf der derzeit besten Schätzung der Gruppe für die Abbruch- und Sanierungskosten, die für Hazelwood vermutlich anfallen. Doch muss die Höhe der Rückstellung künftig eventuell angepasst werden, um Änderungen der Schlüssel-Inputfaktoren zu berücksichtigen.

18.4 Eventualpositionen und Steuerrisiken

Dieser Titel enthält im Wesentlichen Rückstellungen für den Handel betreffende Eventualpositionen, Schadensregulierung und Steuerstreitigkeiten.

ANHANG 19 Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen

19.1 Beschreibung der wichtigsten Pensionspläne

Im Folgenden werden die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe beschrieben.

19.1.1 Unternehmen des Strom- und Gassektors in Frankreich

Seit 1. Januar 2005 ist die CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières) mit den Leistungsplänen für Pensionierung, Arbeitsunfähigkeit, Todesfall, Arbeitsunfall und Berufskrankheit für die Unternehmen der Strom- und Gasbranche (im Folgenden "EGI") in Frankreich befasst. Die CNIEG ist ein gesetzliches Sozialversicherungsorgan privaten Rechts in der gemeinsamen Verantwortung der 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 ENGIE SA, GRDF, GRTgaz, ELENGY, STORENGY, ENGIE 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 Verteilungsgeschäft ("regulierte in der Vergangenheit erworbene Ansprüche auf Sonderleistungen") werden durch eine Abgabe auf die Übertragungs- und Verteilungsleistungen für Gas und Strom (Contribution Tarifaire d'Acheminement) finanziert und stellen daher keine Verpflichtung der ENGIE-Gruppe mehr dar. In der Vergangenheit erworbene nicht regulierte Ansprüche auf Sonderleistungen (Leistungen, die am 31. Dezember 2004 erdient waren) werden von 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 Anteil an den Gesamtlohnkosten innerhalb des EGI-Sektors.

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 von der Wichtung der Unternehmen der Gruppe innerhalb des EGI-Sektors schwanken. Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG bewertet.

Per 31. Dezember 2016 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 3,4 Mrd. € (3,2 Mrd. € per 31. Dezember 2015). Diese Zunahme ist hauptsächlich auf die gesunkenen Abzinsungssätze zurückzuführen.

Die Dauer der Pensionsverpflichtung aus dem EGI-Pensionsplan beträgt 18 Jahre.

19.1.2 Unternehmen des Strom- und Gassektors in Belgien

In Belgien werden die Ansprüche der Beschäftigten der Strom- und Gasunternehmen - hauptsächlich Electrabel, Laborelec, ENGIE CC sowie einiger Arbeitnehmerkategorien von ENGIE 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 2016 etwa 14 % der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt 12 Jahre.

Für Tarifbeschäftigte, die nach dem 1. Juni 2002 und Führungskräfte, die (i) nach dem 1. Mai 1999 eingestellt wurden oder (ii) die die Übernahme in beitragsorientierte Pläne gewählt haben, gelten beitragsorientierte Pläne. Doch für Beiträge, die ab dem 1. Januar 2004 gezahlt werden, sieht das Gesetz eine durchschnitt liche jährliche Mindestrendite vor (3,75 % für Beiträge aus Löhnen und 3,25 % für Arbeitgeberbeiträge), wenn die Sparpläne aufgelöst werden.

Das Gesetz über Zusatzpensionen, das am 18. Dezember 2015 verabschiedet wurde und am 1. Januar 2016 in Kraft getreten ist, sieht nun eine Mindestrendite - je nach der tatsächlichen Rendite belgischer Staatsanleihen - im Bereich von 1,75 % - 3,25 % vor (die Höhe gilt jetzt für die Arbeitnehmer- und Arbeitgeberbeiträge gleichermaßen). 2016 lag die Mindestrendite bei 1,75 %.

Die Anwendung dieses neuen Gesetzes führte zu einem Anstieg der Nettoverpflichtung aus beitragsorientierten Plänen von 10 Mio. € am 31. Dezember 2016.

Für diese beitragsorientierten Pläne wurde für 2016 eine Aufwendung von 24 Mio. € angesetzt (24 Mio. € per 31. Dezember 2015).

19.1.3 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 Arbeitnehmer n, 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 ENGIE Gruppe bilanziert gemeinschaftliche Pläne mehrerer Arbeitgeber als beitragsorientierte Pläne.

Für diese gemeinschaftlichen Pläne mehrerer Arbeitgeber wurde 2016 eine Aufwendung von 69 Mio. € angesetzt (71 Mio. € per 31. Dezember 2015).

19.1.4 Sonstige Pensionspläne

Die meisten sonstigen Unternehmen der Gruppe gewähren ihren Beschäftigten ebenfalls Ruhestandsleistungen. Hinsichtlich der Finanzierung ist der Anteil der leistungsorientierten und der beitragsorientierten Pläne innerhalb der Gruppe fast gleich groß.

Die wichtigsten Pensionspläne der Gruppe außerhalb Frankreichs, Belgiens und der Niederlande betreffen:

―

Großbritannien: Die große Mehrheit leistungsorientierter Pensionspläne 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 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: ENGIE Brasil Energia hat einen eigenen Pensionsplan. Es ist ein zweigliedriges System: Ein Teil ist ein leistungsorientierter Plan (geschlossen), der andere ein beitragsorientierter Plan, der Neueinstellungen seit Anfang 2005 offen steht.

19.2 Beschreibung sonstiger Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstiger langfristiger Leistungen

19.2.1 Sonstige Leistungen für gegenwärtige und frühere Beschäftigte des EGI-Sektors

Zu den sonstigen Leistungen für Beschäftigte des EGI-Sektors zählen: Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:

―	niedrigere Energiepreise;
―	Abfindungen;
―	Zusatzurlaub;
―	Todesfallkapital.

Langfristige Leistungen:

―	Beihilfen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten;
―	Beihilfen bei zeitweiliger und dauerhafter Erwerbsunfähigkeit;
―	Treueprämien.

Im Folgenden werden die wichtigsten Verpflichtungen der Gruppe beschrieben.

19.2.1.1 Niedrigere Energiepreise

Nach Artikel 28 der nationalen Satzung für Beschäftigte der Strom- und Gasindustrie haben alle Beschäftigten (gegenwärtige und frühere Beschäftigte, die eine bestimmte Betriebszugehörigkeit nachweisen können) Anspruch auf Sachleistungen in Form geringerer Energiepreise, die als "Mitarbeitertarife" bezeichnet werden.

Diese Leistung berechtigt Beschäftigte zu einer Strom- und Gasversorgung zu einem gesenkten Preis. Für pensionierte Beschäftigte 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 von 1951 mit EDF liefert ENGIE Gas an alle gegenwärtigen und früheren Beschäftigten von ENGIE und EDF, während EDF die gleichen Begünstigten mit Strom beliefert. ENGIE zahlt den Ausgleichsbeitrag (oder erhält einen) 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 2016 auf 3,0 Mrd. €. Die Dauer der Verpflichtung beträgt 21 Jahre.

19.2.1.2 Abfindungen

Beschäftigte, die in den Ruhestand gehen (oder deren Angehörige im Falle des Todes während der Beschäftigungszeit), haben Anspruch auf Abfindungen am Ende der Beschäftigungszeit, die sich mit der Dauer der Dienstes im EGI-Sektor steigern.

19.2.1.3 Vergütungen bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten

Beschäftigte des EGI-Sektors haben Anspruch auf Vergütung bei Arbeitsunfällen und Berufskrankheiten. Diese Leistungen stehen allen Beschäftigten oder den Angehörigen von Beschäftigten zu, die infolge von Arbeitsunfällen oder Berufskrankheiten oder Wegeunfällen versterben.

Die Höhe der Verpflichtung entspricht dem wahrscheinlichen Barwert der Leistungen, die an die gegenwärtigen Begünstigten zu zahlen sind, wobei Hinterbliebenen-Annuitäten zu berücksichtigen sind.

19.2.2 Sonstige Leistungen für die Beschäftigten des Gas- und Stromsektors in Belgien

Die Unternehmen des Strom- und Gassektors gewähren auch andere Leistungen für Arbeitnehmer, wie die Erstattung von Kosten für medizinische Versorgung, Rabatte 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.

19.2.3 Sonstige Tarifvereinbarungen

Die meisten anderen Unternehmen der Gruppe gewähren ihrem Personal ebenfalls Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (Vorruhestandsregelungen, medizinische Versorgung, Sachleistungen usw.) und sonstige langfristige Leistungen wie Prämien bei Dienstjubiläen und für Betriebszugehörigkeit.

19.3 Leistungsorientierte Pläne

19.3.1 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 Ansatz 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 31. DEZEMBER 2014	(6.232)	41	176
Wechselkursdifferenzen	13	-	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	45	(48)	-
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	448	38	(11)
periodenbezogener Pensionsaufwand	(458)	15	3
Obergrenze des Vermögenswerts	(41)	-	-
Gezahlte Beiträge/Leistungen	441	16	-
PER 31. DEZEMBER 2015	(5.785)	62	167
Wechselkursdifferenzen	(51)	(1)	-
Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige	46	(12)	(43)
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	(663)	(7)	2
periodenbezogener Pensionsaufwand	(430)	(49)	3
Obergrenze des Vermögenswerts	41	-	-
Gezahlte Beiträge/Leistungen	420	76	1
PER 31. DEZEMBER 2016	(6.422)	68	130

Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".

Die für die Periode in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten Kosten belaufen sich für 2016 auf 478 Mio. € (2015: auf 442 Mio. €). Die Bestandteile dieser Kosten für leistungsorientierte Pläne in der Periode sind in Anhang 19.3.4 "Bestandteile des periodenbezogenen Nettopensionsaufwands" dargelegt.

Die Euro-Zone macht 95 % der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2016 aus (gegenüber 94 % per 31. Dezember 2015).

Kumulierte im Eigenkapital angesetzte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2016 auf 3.469 Mio. € gegenüber 2.730 Mio. € am 31. Dezember 2015.

Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile erschienen, bedeuteten einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 670 Mio. €. für 2016 und einen versicherungsmathematischen Nettogewinn von 446 Mio. € für 2015.

19.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen

Die Tabelle unten zeigt den Betrag des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Posten während der dargestellten Perioden und ihre Überleitung auf die in der Bilanz berichteten Beträge:

	31. Dez. 2016
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen(1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2)	Langfristige Leistungsverpflichtungen(3)	Summe
---	---	---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTS- BARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(7.197)	(3.394)	(530)	(11.120)
Dienstzeitaufwand	(234)	(50)	(45)	(329)
Zinsaufwand	(208)	(84)	(11)	(303)
Gezahlte Beiträge	(14)	-	-	(14)
Änderungen	8	-	-	8
Änderungen des Konsolidierungskreises	(6)	(3)	-	(10)
Plankürzungen/Abgeltungen	1	-	-	1
Einmaleffekte	-	-	-	-
Finanzielle versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste	(825)	(261)	(15)	(1.102)
Demografische versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste	106	(51)	(2)	52
Gezahlte Leistungen	434	113	46	594
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(8)	(1)	-	(8)
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(7.945)	(3.731)	(556)	(12.232)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	5.445	1		5.446
Zinsertrag auf Planvermögen	162	-	-	162
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	361	-	-	361
Empfangene Beiträge	267	-	-	267
Änderungen des Konsolidierungskreises	1	-	-	1
Abgeltungen	-	-	-	-
Gezahlte Leistungen	(351)	-	-	(351)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	33	-	-	33
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen B am 31. Dezember	5.919	1	-	5.920
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(2.026)	(3.730)	(556)	(6.311)
Obergrenze des Vermögenswerts	(42)	-	-	(42)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(2.068)	(3.730)	(556)	(6.354)
BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE	(2.136)	(3.731)	(556)	(6.422)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	68	-	-	68

	31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Pensionsleistungsverpflichtungen(1)	Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses (2)
---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTS- BARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(7.580)	(3.393)
Dienstzeitaufwand	(267)	(64)
Zinsaufwand	(196)	(70)
Gezahlte Beiträge	(13)	-
Änderungen	8	16
Änderungen des Konsolidierungskreises	2	(1)
Plankürzungen/Abgeltungen	19	-
Einmaleffekte	(2)	(6)
Finanzielle versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste	292	294
Demografische versicherungs- mathematische Gewinne und Verluste	140	(280)
Gezahlte Leistungen	373	109
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	25	-
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(7.197)	(3.394)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	5.349	3
Zinsertrag auf Planvermögen	148	-
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	40	-
Empfangene Beiträge	271	17
Änderungen des Konsolidierungskreises	(1)	-
Abgeltungen	(15)	(1)
Gezahlte Leistungen	(332)	(17)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	(14)	-
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen B am 31. Dezember	5.445	1
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(1.752)	(3.393)
Obergrenze des Vermögenswerts	(48)	-
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(1.800)	(3.393)
BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE	(1.862)	(3.393)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	62	-

	31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Langfristige Leistungsverpflichtungen(3)	Summe
---	---	---
A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS
Anwartschaftsbarwert per 1. Januar	(564)	(11.537)
Dienstzeitaufwand	(46)	(376)
Zinsaufwand	(9)	(276)
Gezahlte Beiträge	-	(13)
Änderungen	-	24
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	1
Plankürzungen/Abgeltungen	-	19
Einmaleffekte	-	(7)
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	33	619
Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	9	(131)
Gezahlte Leistungen	48	530
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	-	25
Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A	(530)	(11.120)
B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar	-	5.351
Zinsertrag auf Planvermögen	-	148
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	-	40
Empfangene Beiträge	-	288
Änderungen des Konsolidierungskreises	-	(1)
Abgeltungen	-	(17)
Gezahlte Leistungen	-	(349)
Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen)	-	(14)
Beizulegender Zeitwert von Planvermögen B am 31. Dezember	-	5.446
C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B	(530)	(5.674)
Obergrenze des Vermögenswerts	-	(48)
NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG	(530)	(5.722)
BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTEN ANSPRÜCHE	(530)	(5.785)
VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN	-	62

(1) Pensionen und Ruhestandsprämien

(2) Ermäßigte Energietarife, Gesundheitsvorsorge, außergesetzliche Leistungen und sonstige Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses

(3) Treueprämien und sonstige langfristige Leistungen

19.3.3 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. 2016	31. Dez. 2015
Beizulegender Zeitwert am 1. Januar	167	176
Zinsertrag auf Plan vermögen	3	3
Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste	2	(11)
Tatsächlicher Ertrag	5	(9)
Plankürzungen/Abgeltungen	-	-
Arbeitgeberbeiträge	15	16
Arbeitnehmerbeiträge	-	1
Gezahlte Leistungen	(14)	(17)
Sonstige	(43)	-
BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER	130	167

19.3.4 Bestandteile des periodenbezogenen Nettopensionsaufwands

Der für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2016 und 2015 beendeten Jahre angesetzte periodenbezogene Nettopensionsaufwand gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Laufender Dienstzeitaufwand	329	376
Nettozinsaufwand	141	128
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste(1)	17	(42)
Planänderungen	(8)	(24)
Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen	(1)	(2)
Einmaleffekte	-	7
SUMME	478	442
davon im kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, ausgewiesen	337	314
davon im Nettofinanzergebnis ausgewiesen	141	128

(1) bei einer langfristigen Leistungsverpflichtung.

19.3.5 Finanzierungspolitik und -strategie

Werden leistungsorientierte Pläne finanziert, wird das entsprechende Planvermögen in Rentenfonds und/oder bei Versicherungsgesellschaften investiert, je nach Investitionspraxis in dem jeweiligen Land. Die Investitionsstrategien für diese leistungsorientierten Pläne orientieren auf die richtige Balance zwischen Anlagenrendite und hinnehmbarem Risiko.

Diese Strategien haben zwei Ziele: genügend Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen vorzuhalten und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Abzinsungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.

Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen in der Verantwortung des jeweiligen Fonds-Managements. Wird 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 Risiko und das langfristige Profil der Verbindlichkeiten angepasst.

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	(6.593)	5.078	(42)	(1.557)
Pläne mit Überdeckung	(804)	842	-	38
Nicht finanzierte Pläne	(4.835)	-	-	(4.835)
PER 31. DEZEMBER 2016	(12.232)	5.920	(42)	(6.354)
Pläne mit Unterdeckung	(5.777)	4.469	(48)	(1.356)
Pläne mit Überdeckung	(923)	977	-	55
Nicht finanzierte Pläne	(4.421)	-	-	(4.421)
PER 31. DEZEMBER 2015	(11.120)	5.446	(48)	(5.722)

Die Zuordnung von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:

In %	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Eigenkapitalinvestitionen	29	31
Investitionen in Staatsanleihen	17	16
Investitionen in Unternehmensanleihen	31	34
Geldmarktwertpapiere	10	8
Immobilien	4	4
Sonstige Vermögenswerte	9	7
SUMME	100	100

Alle Planvermögenswerte waren am 31. Dezember 2016 auf aktiven Märkten börsennotiert.

Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2016 bei 3,8 %.

Die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen betrug etwa 3 % bei der Versicherung der Gruppe und 5% bei Pensionsfonds.

Die Zuordnung von Planvermögenskategorien nach geografischem Gebiet der Investition lässt sich wie folgt analysieren:

In %	Europa	Nordamerika	Lateinamerika	Asien - Ozeanien	Rest der Welt	Summe
Eigenkapitalinvestitionen	60	25	1	12	2	100
Investitionen in Staatsanleihen	70	2	28	-	-	100
Investitionen in Unternehmensanleihen	79	14	2	4	1	100
Geldmarktwertpapiere	70	1	4	24	-	100
Immobilien	93	-	3	4	-	100
Sonstige Vermögenswerte	61	8	19	6	6	100

19.3.6 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
		2016	2015	2016	2015	2016
---	---	---	---	---	---	---
Abzinsungssatz	Eurozone	1,7%	2,5%	2,0%	2,6%	1,5%
	UK-Zone	2,7%	3,9%	-	-	-
Inflationsrate	Eurozone	1,8%	1,7%	1,8%	1,7%	1,8%
	UK-Zone	3,3%	3,1%	-	-	-

	Langfristige Leistungsverpflichtungen	Summe Leistungsverpflichtungen
	2015	2016	2015
---	---	---	---
Abzinsungssatz	2,2%	1,8%	2,3%
	-	-	-
Inflationsrate	1,7%	1,8%	1,7%
	-	-	-

19.3.6.1 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 ausgehend von Angaben zu Erträgen von mit AA bewerteten Unternehmensanleihen ermittelt. Für die Eurozone werden die Daten (von Bloomberg) für langfristige Fälligkeiten 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 Währungsgebiet wurde die Inflationsrate ermittelt. Eine Erhöhung oder Senkung der Inflationsrate um 100 Basispunkte würde (bei unverändertem Abzinsungssatz) zu einer Änderung von etwa 15 % beim Anwartschaftsbarwert führen.

19.3.6.2 Sonstige Annahmen

Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 2,7 % geschätzt.

Eine angenommene Erhöhung der medizinischen Aufwendungen um 100 Basispunkte hätte folgende Auswirkungen:

In Millionen Euro	Erhöhung um 100 Basispunkte	Senkung um 100 Basispunkte
Auswirkung auf Aufwendungen	1	(1)
Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen	9	(8)

19.3.7 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2017 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge

Die Gruppe erwartet, 2017 etwa 179 Mio. € Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne, einschließlich 88 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.

19.4 Beitragsorientierte Pläne

2016 verbuchte die Gruppe eine Aufwendung in Höhe von 137 Mio. € für Beträge, die in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe eingezahlt wurden (2015: 134 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand " in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

ANHANG 20 Explorations- und Förderaktivitäten

20.1 Explorations- und Förderanlagen

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 31. Dezember 2014	1.106	1.406	8.555	11.067
Änderung des Konsolidierungskreises	(174)	-	(10)	(185)
Erwerbe	37	951	128	1.115
Veräußerungen	(124)	(198)	-	(322)
Umrechnungsdifferenzen	105	105	(155)	54
Sonstige	60	(106)	126	81
Per 31. Dezember 2015	1.009	2.158	8.643	11.810
Änderung des Konsolidierungskreises	-	-	-	-
Erwerbe	1	998	97	1.095
Veräußerungen	-	(11)	(203)	(215)
Umrechnungsdifferenzen	6	(48)	101	60
Sonstige	24	(502)	569	91
PER 31. DEZEMBER 2016	1.040	2.593	9.208	12.841
B. KUMULIERTE AMORTISATION, PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNGSAUFWAND
Per 31. Dezember 2014	(438)	(4)	(4.847)	(5.289)
Änderung des Konsolidierungskreises	174	-	10	185
Amortisation, planmäßige Abschreibung	-	-	(664)	(664)
Wertminderungsaufwendungen	(349)	(1.146)	(1.041)	(2.536)
Veräußerungen	88	-	-	88
Umrechnungsdifferenzen	(48)	(26)	77	3
Sonstige	-	-	-	-
Per 31. Dezember 2015	(573)	(1.176)	(6.464)	(8.213)
Änderung des Konsolidierungskreises	-	-	-	-
Amortisation, planmäßige Abschreibung	-	-	(534)	(534)
Wertminderungsaufwendungen	(35)	(110)	(12)	(157)
Veräußerungen	-	-	154	154
Umrechnungsdifferenzen	(1)	61	(31)	30
Sonstige	(71)	419	(240)	108
PER 31. DEZEMBER 2016	(680)	(806)	(7.126)	(8.612)
C. BUCHWERT
Per 31. Dezember 2015	437	982	2.179	3.597
PER 31. DEZEMBER 2016	360	1.787	2.082	4.229

Zu den Erwerben 2016 gehören vor allem im Laufe des Jahres durchgeführte Erschließungen des Touat-Feldes in Algerien, des Jangkrik-Feldes in Indonesien und des Cygnus-Feldes in Großbritannien. Veräußerungen betreffen vor allem ein Portfolio von produzierenden Feldern in Deutschland.

Zu den Erwerben 2015 gehören vor allem im Laufe des Jahres durchgeführte Erschließungen des Cygnus-Feldes in Großbritannien, des Jangkrik-Feldes in Indonesien und des Touat-Feldes in Algerien. Zu den Veräußerungen gehört hauptsächlich die eines Anteils von 11,67 % am Jangkrik-Feld in Indonesien.

Die am 31. Dezember 2016 und 31. Dezember 2015 verzeichneten Wertminderungsaufwendungen sind in Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen" beschrieben.

20.2 Aktivierte Explorationsaufwendungen

Die folgende Tabelle zeigt eine Aufgliederung der Nettoänderung bei den aktivierten Explorationsaufwendungen:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Per 1. Januar	359	430
Aktivierte Explorationsaufwendungen für das Jahr	65	129
Beträge, die für die Periode in den Aufwendungen angesetzt wurden	(92)	(145)
Sonstige	(110)	(54)
PER 31. DEZEMBER	222	359

Die aktivierten Explorationsaufwendungen sind in der Bilanz unter "Sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen.

20.3 Investitionen in der Periode

Investitionen in das Explorations- und Fördergeschäft beliefen sich auf 940 Mio. € bzw. 1.027 Mio. € für 2016 bzw. 2015. Investitionen sind im "Erwerb von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten" in der Kapitalflussrechnung enthalten.

ANHANG 21 Finanzierungsleasings

21.1 Finanzierungsleasings mit ENGIE 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 des Segments Lateinamerika (größtenteils ENGIE Energia Perú - Peru) und die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von Cofely.

Die nicht abgezinsten und Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:

	31. Dez. 2016		31. Dez. 2015
In Millionen Euro	Nicht abgezinster Wert	Barwert	Nicht abgezinster Wert	Barwert
---	---	---	---	---
Jahr 1	158	153	102	99
Jahr 2 bis 5 inkl.	539	493	292	259
über Jahr 5 hinaus	32	22	275	253
SUMME	728	668	669	611

Die folgende Tabelle zeigt eine Überleitung von Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings wie in der Bilanz aufgeführt (vgl. Anhang 15.2.1 "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	670	150	492	28
Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen von Hauptforderung und Zinsen	58	8	47	4
NICHT ABGEZINSTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN	728	158	539	32

21.2 Finanzierungsleasings mit ENGIE als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der Anleitung zu IFRIC 4 zur Interpretation von IAS 17. Sie betreffen (i) Energiekauf- und -verkaufverträge, 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) und Lanxess (Electrabel - Belgien) angesetzt.

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen	1.116	1.167
Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist	46	42
SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS	1.163	1.209
Nicht realisierter Finanzertrag	166	172
NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ)	997	1.037
davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen	962	1.007
davon Barwert des nicht garantierten Restwerts	35	30

Die Beträge, die in der Bilanz in Verbindung mit Finanzierungsleasingverhältnissen ausgewiesen sind, werden in Anhang 15.1.2 "Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten" dargelegt.

Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen, die aus Finanzierungsleasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Jahr 1	115	108
Jahr 2 bis 5 inkl.	450	444
über Jahr 5 hinaus	552	616
SUMME	1.116	1.167

ANHANG 22 Operating-Leasings

22.1 Operating-Leasings mit ENGIE 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 2016 und 2015 wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Mindestleasingzahlungen	(864)	(886)
Bedingte Leasingzahlungen	(15)	(18)
Ertrag aus Weitervermietung	-	76
Aufwendungen aus Weitervermietung	(29)	(27)
Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasings	(181)	(238)
SUMME	(1.089)	(1.093)

Der Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasings lässt sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Jahr 1	611	620
Jahr 2 bis 5 inkl.	1.694	1.398
über Jahr 5 hinaus	1.339	1.281
SUMME	3.644	3.300

22.2 Operating-Leasings mit ENGIE als Leasinggeber

Diese Leasings fallen hauptsächlich in den Rahmen der Anleitung zu IFRIC 4 zur Interpretation von IAS 17. Sie betreffen vor allem Kraftwerke, die im Segment Afrika/Asien betrieben werden.

Erlöse aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2016 und 2015 wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Mindestleasingzahlungen	388	556
Bedingte Leasingzahlungen	24	76
SUMME	412	632

Erträge aus Leasingverhältnissen sind im Erlös erfasst.

Die Barwerte künftiger Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Jahr 1	335	403
Jahr 2 bis 5 inkl.	264	694
über Jahr 5 hinaus	-	27
SUMME	598	1.125

ANHANG 23 Anteilsbasierte Vergütungen

Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen lassen sich wie folgt gliedern:

		Aufwand für das Jahr
In Millionen Euro	Anhang	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---	---
Ausgaben von Mitarbeiteraktien(1)	23.2	2	15
Bonus-/Performance-Aktienprogramme	23.3	36	34
Pläne sonstiger Unternehmen der Gruppe		22	1
SUMME		60	50

(1) Einschließlich Share Appreciation Rights, die in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt wurden.

23.1 Aktienoptionsprogramme(1)

Der Verwaltungsrat der Gruppe genehmigte weder für 2016 noch für 2015 neue ENGIE-Aktienoptionen.

Am 31. Dezember 2016 ist der letzte laufende Aktienoptionsplan ein bereits erdienter Aktienkaufplan, für den kein Aufwand mehr angesetzt wird. Dieser Plan hat folgende Eckdaten:

Plan	Tag der Genehmigung durch die Hauptversammlung	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. 2015
12.11.2008	16.07.2008	12.11.2012	32,7	3.753	2.615.000	5.969.064
10.11.2009(1)	04.05.2009	10.11.2013	29,4	4.036	-	4.808.015
SUMME					2.615.000	10.777.079

Plan	Annullierte oder verfallene Optionen	Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2016	Fälligkeit	Restlaufzeit
12.11.2008	5.969.064	-	11.11.2016	-
10.11.2009(1)	32.586	4.775.429	09.11.2017	0,9
SUMME	6.001.650	4.775.429

(1) am 31. Dezember 2016 ausübbare Pläne

Der 2008 aufgelegte Aktienzeichnungsplan lief 2016 aus, 6 Millionen Optionen wurden annulliert.

23.2 Ausgaben von Mitarbeiteraktien

23.2.1 Link 2014

2016 emittierte ENGIE keine neuen Aktien für Mitarbeiter.

Die einzige Auswirkung von Mitarbeiteraktien 2016 auf den Ertrag bezieht sich auf bar abgegoltene Share Appreciation Rights und resultiert aus dem beizulegenden Zeitwert von Optionsscheinen, die die Verbindlichkeit den Beschäftigten gegenüber sichern und die als Teil des Zeichnungsprogramms LINK 2014 ausgegeben wurden. Diese Belastung machte 2016 1 Mio. € aus.

(1) Die Bedingungen von in der Vergangenheit aufgelegten Plänen sind in früheren Registrierungsdokumenten beschrieben, die GDF SUEZ erarbeitet hat.

23.3 Bonusaktien und Performance Shares

23.3.1 Neuzuteilungen 2016

ENGIE-Performance-Share-Plan vom 16. Dezember 2016

Am 14. Dezember 2016 genehmigte der Verwaltungsrat die Zuteilung von 5 Millionen Performance Shares für die Unternehmensführung und das Senior-Management der Gruppe in drei Tranchen:

―	Performance Shares, deren Anwartschaftsfrist am 14. März 2020 endet mit einer weiteren Sperrfrist von einem Jahr;
―	Performance Shares, deren Anwartschaftsfrist am 14. März 2020 ohne Sperrfrist endet und
―	Performance Shares, deren Anwartschaftsfrist am 14. März 2021 ohne Sperrfrist endet.

Zusätzlich zu der Bedingung der Betriebszugehörigkeit zur Gruppe am Erfüllungsstichtag besteht jede Tranche aus Instrumenten, die drei verschiedenen Bedingungen unterliegen:

―	der Bedingung einer Markt-Performance, bei der die Gesamtaktienrendite von ENGIE der einer Referenzgruppe von sechs Unternehmen in der Zeit von November 2016 bis Januar 2020 entspricht;
―	zwei internen Leistungsbedingungen im Hinblick auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss der Gruppe und den ROCE 2018 und 2019.

Teil dieses Plans ist auch die Zuerkennung von Performance Shares ohne Bedingungen für die Gewinner der Innovations- und Inkubationsprogramme (32.950 zugeteilte Aktien).

23.3.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen

Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert der neuen 2016 von ENGIE bewilligten Pläne zu berechnen:

Zuteilungsdatum	Ende der Wartefrist	Ende der Sperrfrist	Preis am Tag der Zuteilung	Erwartete Dividende	Finanzierungsaufwendungen für den Mitarbeiter	Kosten der Nichtübertragbarkeit
16. Dezember 2016	14. März 2020	14. März 2021	12,03	0,7	5,2%	0,42
16. Dezember 2016	14. März 2020	14. März 2020	12,03	0,7	5,2%	-
16. Dezember 2016	14. März 2021	14. März 2021	12,03	0,7	5,2%	-
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 16. Dezember 2016

Zuteilungsdatum	Marktbezogene Leistungsbedingung	Beizulegender Zeitwert je Einheit
16. Dezember 2016	ja	8,10
16. Dezember 2016	ja	8,52
16. Dezember 2016	ja	7,91
Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 16. Dezember 2016		8,44

23.3.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne

Zusätzlich zu der Bedingung des fortbestehenden Beschäftigungsverhältnisses in der Gruppe unterliegt das Anrecht auf bestimmte Bonusaktien- und Performance-Share-Pläne einer internen Leistungsbedingung. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die

Zahl der den Mitarbeitern zugeteilten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne angesetzt wird.

Leistungsbedingungen werden am Ende jeder Berichtsperiode überprüft. Eine Nichterfüllung von Leistungskriterien lag nicht vor, daher wurde für 2016 keine Verringerung des Volumens verbucht.

23.3.4 Pläne für kostenfreie Aktien mit oder ohne Leistungsbedingungen, die am 31. Dezember 2016 in Kraft waren, und Auswirkung auf den Ertrag

Der über das Jahr verbuchte Aufwand für laufende Pläne sah wie folgt aus:

	Aufwand für das Jahr
(In Millionen Euro)	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
---	---	---
Bonusaktienpläne	5	17
Performance-Share-Pläne	31	17
davon Aufwand für das Jahr	31	28
davon Auflösung wegen unerfüllter Leistungsbedingungen	-	(11)
SUMME	36	34

ANHANG 24 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 25 "Vergütung von Führungskräften" angegeben. Geschäfte mit assoziierten und Gemeinschaftsunternehmen werden in Anhang 3 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" beschrieben.

Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäfte beschrieben.

24.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats sind

24.1.1 Beziehungen zum französischen Staat

Bis 10. Januar 2017 besaß der französische Staat 32,76 % von ENGIE und ernannte fünf Vertreter im aus 19 Mitgliedern bestehenden Verwaltungsrat der Gruppe. Zu diesem Zeitpunkt verkaufte der französische Staat 4,1 % von ENGIE über eine private Platzierung an institutionelle Anleger. Infolgedessen besitzt der französische Staat nun 28,65 % von ENGIE und 31,98 % der Stimmrechte der Gruppe.

Der französische Staat hält eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und für Kontinuität und Sicherheit der Lieferungen im Energiesektor zu sorgen. Die goldene Aktie ist dem französischen Staat auf unbegrenzte Zeit gewährt und berechtigt ihn, gegen Beschlüsse von ENGIE ein Veto einzulegen, wenn er der Auffassung ist, dass sie den Interessen Frankreichs schaden.

Die Aufgaben zum Erbringen öffentlicher Dienstleistungen im Energiesektor sind im Gesetz vom 3. Januar 2003 definiert.

Am 6. November 2015 verlängerten der französische Staat und ENGIE den Vertrag über öffentliche Dienstleistungen, der festlegt, wie solche Aufgaben umgesetzt werden, sowie die Pflichten der Gruppe beim Erbringen öffentlicher Dienstleistungen und die Bedingungen für die Tarifregulierung in Frankreich:

―	als Teil ihrer Verpflichtungen zu öffentlicher Dienstleistung bekräftigte die Gruppe erneut ihr Engagement für die Liefersicherheit, für qualitativ hochwertige Kundenbeziehungen, für Solidarität und Unterstützung von Kunden mit geringem Einkommen, für nachhaltige Entwicklung und Umweltschutz und Forschung;
―	im Hinblick auf die Bedingungen für die Tarifregulierung in Frankreich bestätigt der Vertrag den Regulierungsrahmen für die Festsetzung und Änderung von Erdgastarifen in Frankreich gemäß DEKRET vom 18. Dezember 2009, das insbesondere Tarifänderungen prognostiziert, die auf aufgelaufenen Kosten basieren, gleichzeitig aber auch ein Übergangsregelwerk nach der Aufhebung regulierter Erdgastarife für Geschäftskunden festlegt. Reguliert sind alle Übertragungsgebühren durch das Transportnetz von GRTgaz und das Gasverteilungsnetz in Frankreich sowie alle Gebühren für den Zugang zu den französischen LNG-Terminals.

24.1.2 Beziehungen zu EDF

Nach der Schaffung des französischen Netzbetreibers für die Verteilung von Gas und Strom am 1. Juli 2004 (EDF Gaz de France Distribution) haben Gaz de France SA und EDF am 18. April 2005 eine Vereinbarung geschlossen, die ihre Beziehungen hinsichtlich des Verteilungsgeschäfts regelt. Das Gesetz vom 7. Dezember 2006 über den Energiesektor organisierte das Verteilungsnetz für Erdgas und Strom neu. Enedis SA (vorher: ERDF SA), eine Tochtergesellschaft von EDF SA, und GRDF SA, eine Tochtergesellschaft von ENGIE SA, wurden am 1. Januar 2007 bzw. am 1. Januar 2008 gegründet. Sie agieren im Einklang mit der zuvor von den beiden marktbeherrschenden Betreibern geschlossenen Vereinbarung.

24.2 Beziehungen zur CNIEG (Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières)

Die Beziehungen der Gruppe zur CNIEG, die alle Leistungen für Altersvorsorge, Todesfall und Erwerbsunfähigkeit für erwerbstätige und pensionierte Beschäftigte der Gruppe regelt, die unter den EGI-Sonderpensionsplan fallen, und für die Beschäftigten von EDF und nicht verstaatlichten Unternehmen (Entreprises Non Nationalisées -ENN), sind in Anhang 19 "Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen" beschrieben.

ANHANG 25 Vergütung von Vorstandsmitgliedern und Führungskräften

Die im Folgenden dargestellte Vergütung von Führungskräften umfasst die Vergütung für den geschäftsführenden Vorstand und den Verwaltungsrat der Gruppe.

2016 hatte der geschäftsführende Vorstand 12 Mitglieder, 2015 waren es 21.

Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Kurzfristige Leistungen	18	26
Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses:	6	5
Anteilsbasierte Vergütungen	5	1
Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses	11	-
SUMME	40	33

ANHANG 26 Working-Capital-Bedarf, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

26.1 Zusammensetzung der Änderung des Working-Capital-Bedarfs

In Millionen Euro	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2016	Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2015
Vorräte	510	903
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten	(740)	2.105
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, zu Buchwerten	703	(1.981)
Steuer und mit Arbeitnehmern verbundene Forderungen/Verbindlichkeiten	219	169
Margenausgleich und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern	671	498
Sonstige	6	(530)
SUMME	1.369	1.163

26.2 Vorräte

In Millionen Euro	31. Dez. 2016	31. Dez. 2015
Vorräte an Erdgas, zu Buchwerten	1.169	1.547
Uranbestände	581	585
CO2 -Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Zertifikate für die Verpflichtung zu Energieeffizienz, netto	384	413
Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto	1.522	1.661
SUMME	3.656	4.207

26.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten

Sonstige kurzfristige Vermögenswerte (10.692 Mio. €) und sonstige langfristige Vermögenswerte (431 Mio. €) bestehen zumeist aus Steuererstattungsansprüchen. Am 31. Dezember 2016 umfassen sonstige langfristige Vermögenswerte eine Forderung an EDF Belgien, die Atomrückstellungen betrifft und sich auf 69 Mio. € beläuft (31. Dezember 2015: 61 Mio. €).

Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten (15.702 Mio. €) und sonstige langfristige Verbindlichkeiten (1.403 Mio. €) umfassen im Wesentlichen Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Steuern und Arbeitnehmern.

ANHANG 27 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 für diese Verfahren ausgewiesenen Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2016 auf 1.133 Mio. € (per 31. Dezember 2015 auf 663 Mio. €).

Die im Folgenden dargestellten wichtigsten Gerichts- und Schiedsverfahren sind als Verbindlichkeiten ausgewiesen oder führen zu Eventualforderungen oder -verbindlichkeiten.

Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe in eine Reihe von Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen vor Landesgerichten, Schiedsgerichten oder Verwaltungsbehörden involviert. Die Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen, die sich wesentlich auf die Gruppe auswirken könnten, sind im Folgenden dargestellt.

27.1 Nordamerika

27.1.1 Untersuchung durch die FERC (PJM Interconnection)

Am 8. Dezember 2015 setzte die Ermittlungsabteilung der Federal Energy Regulatory Commission (FERC - Bundeskommission für Energieregulierung) GDF SUEZ Energy Marketing NA Inc. (GSEMNA) und GDF SUEZ Energy North America, Inc. (GSENA) über ihre vorläufigen Erkenntnisse hinsichtlich eines möglichen Verstoßes gegen die Vorschriften der FERC in Kenntnis, bei dem es um "Kredite für Opportunitätskosten" geht, die bei GSEMNA durch PJM Interconnection von Februar 2011 bis September 2013 aufgelaufen sind. Am 18. März 2016 antwortete die Gruppe förmlich auf die vorläufigen Erkenntnisse der FERC und erklärte, warum die Gruppe der Auffassung ist, ordnungsgemäß und rechtmäßig gehandelt zu haben. Am 2. Dezember 2016 gab die FERC eine Anzeige behaupteter Verletzungen bekannt. In ihrer Entscheidung vom 1. Februar 2017 stimmte die FERC einer auf der Zustimmung der Betroffenen beruhenden Vergleichsvereinbarung vom 29./30. November 2016 zu, wonach sich GSEMNA ohne ein Eingeständnis der behaupteten Verstöße zur Zahlung von 81,8 Mio. USD bereit erklärte. Damit ist die Angelegenheit erledigt.

27.2 Lateinamerika

27.2.1 Konzessionen in Buenos Aires und Santa Fe

2003 strengten ENGIE und seine gemeinschaftlichen Anteilseigner, Konzessionsnehmer für die Wasserversorgung in Buenos Aires und Santa Fe, zwei Schiedsverfahren gegen den argentinischen Staat vor dem International Center for Settlement of Investment Disputes (ICSID - Internationales Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten) an. Anliegen der Verfahren ist eine Kompensation für den Wertverlust der Investitionen, die auf der Grundlage des Bilateralen französisch-argentinischen Investitionsschutzabkommen seit Beginn der Konzession getätigt wurden.

Am 9. April 2015 ordnete das ICSID an, dass der argentinische Staat 405 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge über die Wasserversorgung und -aufbereitung in Buenos Aires zu zahlen habe und am 4. Dezember 2015 die Zahlung von 211 Mio. USD für die Kündigung der Konzessionsverträge Santa Fe betreffend. Der argentinische Staat bemüht sich, diese Urteile aufheben zu lassen. Bekanntlich haben ENGIE und SUEZ (vormals SUEZ Environnement) vor dem Börsengang von SUEZ Environnement Company (jetzt SUEZ) eine Vereinbarung darüber geschlossen, dass die Rechte und Pflichten aus dem Anteilsbesitz von ENGIE an Aguas Argentinas und Aguas Provinciales de Santa Fe wirtschaftlich auf SUEZ übergehen.

27.3 Benelux

27.3.1 Kernenergieabgaben

Am 30. November 2015 trafen der belgische Staat, ENGIE und Electrabel eine Vereinbarung zur Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und Doel 2 und die Zahlung von Kernenergieabgaben für 2015 und 2016. Diese Vereinbarung erstreckt sich auch auf die Aussetzung und schließlich die Beendigung verschiedener Verfahren wegen früherer Kernenergieabgaben. Sie trat nach der Verabschiedung des Gesetzes vom 25. Dezember 2016 über die Kernenergieabgaben für die Reaktoren Doel 3 und 4 und Tihange 2 und 3 in Kraft.

27.3.2 Wiederaufnahme und Verlängerung des Betriebs der Kernreaktoren

Verschiedene Verbände haben vor dem Verfassungsgericht, dem Staatsrat und normalen Gerichten gegen die Gesetze und Verwaltungsentscheidungen geklagt, die die Verlängerung der Betriebsdauer der Reaktoren Doel 1 und 2 und Tihange 1 genehmigt haben. Einige Verfahren sind noch anhängig. Außerdem haben einige lokale Behörden und verschiedene Organisationen in Deutschland die Genehmigung zur Wiederaufnahme des Betriebs des Reaktors Tihange 2 angefochten. Diese Klagen sind ebenfalls anhängig.

27.3.3 Tausch von Kernkraftwerkskapazität mit E.ON

Am 26. November 2014 stellte die E.ON über die Tochtergesellschaft PreussenElektra GmbH 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. 100 Mio. € zuzüglich Zinsen zahlen müsse und (ii) um die Rückzahlung der belgischen Kernenergieabgabe von ca. 199 Mio. € zuzüglich Zinsen, die E.ON gezahlt hat. Electrabel bestreitet diese Forderungen und verlangt seinerseits: (i) die Zahlung des vollen Betrags von ca.120 Mio. € plus Zinsen, den Electrabel für die belgische Kernenergieabgabe in Rechnung gestellt hat, und (ii) die Rückzahlung der von Electrabel gezahlten deutschen Kernenergieabgabe von ca. 189 Mio. € plus Zinsen. Der Fall wurde in der Woche vom 12. Dezember 2016 verhandelt.

27.3.4 Steuern für Betriebsstätten

Die belgische Energiebehörde forderte eine Steuer auf von Electrabel in den Jahren 2006 bis 2015 nicht oder nicht vollständig genutzte Betriebsstätten. Electrabel widersprach diesen Steuern zunächst auf dem Verwaltungsweg und dann durch Klage vor dem Brüsseler Gericht erster Instanz und dem Brüsseler Appellationsgericht. Der belgische Staat und Electrabel sind jetzt übereingekommen, alle Streitigkeiten in dieser Angelegenheit zu beenden. Das Übereinkommen beendet das Verfahren bezüglich der gezahlten Steuern aufgrund des im Wesentlichen sachlichen Charakters des Streits zwischen den Parteien, und es sieht auch die Aufhebung oder Änderung des Gesetzes vor, um solche Streitigkeiten künftig zu vermeiden. Das Gesetz trat am 25. Dezember 2016 in Kraft.

27.3.5 Forderung der niederländischen Steuerbehörden

Aufgrund einer strittigen Auslegung einer Gesetzesänderung, die 2007 in Kraft trat, lehnen die niederländischen Steuerbehörden die Abzugsfähigkeit eines Teils der Zinsen ab, die seit 2000 für einen Finanzierungsvertrag zum Erwerb von Kapitalanlagen in den Niederlanden gezahlt wurden. Ende März 2016 wiesen die niederländischen Steuerbehörden die von ENGIE Energie Nederland Holding BV wegen des Steuerbescheids für das Steuerjahr 2007 eingereichte Klage ab. Am 5. Mai 2016 wurden gegen diese Entscheidung Rechtsmittel eingelegt. Die Gesamtsumme für Steuern und Verzugszinsen, die bis 31. Dezember 2011 veranlagt wurde, belief sich auf 227 Mio. €. Aufgrund der Abweisung der Verwaltungsklage gegen den Steuerbescheid 2007 durch die niederländischen Steuerbehörden wurde im Juni 2016 vor dem Gericht erster Instanz in Arnhem Klage erhoben.

27.4 Frankreich

27.4.1 La Compagnie du Vent

Seit 2011 ist ENGIE in eine Reihe von Streitigkeiten mit Jean-Michel Germa, Gründer von La Compagnie du Vent (LCV), und SOPER, einem Minderheitsaktionär von LCV, involviert. Am bedeutsamsten ist die Klage von SOPER vom 8. Januar 2013 auf Zahlung von etwa 250 Mio. € durch ENGIE als Kompensation für einen behaupteten Vertragsbruch und Verletzung der 2007 unterzeichneten Aktionärsvereinbarung. Dieser Streit ist gegenwärtig beim Handelsgericht Créteil anhängig, die ersten Schriftsätze wurden im Juli 2016 ausgetauscht. Der Fall wird im Grundsatz im Mai/Juni 2017 verhandelt.

27.4.2 Geschäftspraktiken in den Gas- und Stromliefermärkten

Am 15. April 2014 reichte Direct Energie bei der Wettbewerbsbehörde Beschwerde gegen ENGIE wegen einer angeblichen missbräuchlichen Nutzung einer marktbeherrschenden Stellung in den Gas- und Strombezugsmärkten ein und beantragte vorläufige Schutzmaßnahmen. Die Wettbewerbsbehörde verkündete ihre Entscheidung über die vorläufigen Schutzmaßnahmen am 9. September 2014. ENGIE legte Widerspruch gegen die Entscheidung ein. Doch das Appellationsgericht bekräftigte im Wesentlichen den Beschluss der Wettbewerbsbehörde, der nun endgültig und bindend ist. In der Sache teilte die Wettbewerbsbehörde ihre Argumente am 20. Juli 2016 mit, auf die ENGIE am 20. Oktober 2016 entgegnete. Das Verfahren läuft noch. Am 27. März 2015 informierten die Wettbewerbsbehörden ENGIE über eine Klage von UFC Que Choisir, einer französischen Verbrauchergruppe, wegen angeblich missbräuchlicher Nutzung einer marktbeherrschenden Stellung von ENGIE in den Gas- und Stromliefermärkten. Das Verfahren läuft noch.

Am 26. Oktober 2015 informierten die Wettbewerbsbehörden ENGIE über eine weitere Klage wegen angeblich missbräuchlicher Nutzung einer marktbeherrschenden Stellung von ENGIE in den Gas- und Stromliefermärkten durch Direct Energie sowie einen neuen Antrag auf vorläufige Schutzmaßnahmen. In einer Entscheidung vom 2. Mai 2016 ordnete die Wettbewerbsbehörde an, dass ENGIE als vorläufige Schutzmaßnahme und in Erwartung einer Entscheidung in der Sache bestimmte vorläufige Schutzmaßnahmen einhalten müsse. Direct Energie focht diese Entscheidung vor dem Pariser Appellationsgericht an, das die Forderung von Direct Energie am 28. Juli 2016 abwies. Direct Energie hat gegen dieses Urteil Beschwerde vor dem Kassationshof eingelegt. Die Untersuchung dauert an.

27.4.3 Quellensteuer

In ihrer Steuernachforderung vom 22. September 2008 beanstandeten die französischen Steuerbehörden die steuerliche Behandlung des regressfreien Verkaufs einer Quellensteuer-(précompte)-Forderung durch SUEZ (heute ENGIE) 2005 in Höhe von 995 Mio. €. Im Mai 2016 erteilten die französischen Steuerbehörden einen Steuerbescheid für einen Teil der entstandenen Körperschaftssteuer in Höhe von 89,6 Mio. €. ENGIE bezahlte diese Summe und reichte im August 2016 Klage ein.

Den Streit über den précompte selbst betreffend, wies der Conseil d'État am 1. Februar 2016 die Beschwerde vor dem Kassationshof zurück, bei der die Rückzahlung des précompte für die Steuerjahre 1999, 2000, und 2001 erreicht werden sollte. Das Verwaltungsgericht von Cergy Pontoise nahm wegen der von SUEZ (heute ENGIE) für die Geschäftsjahre 2002/2003 und 2004 geforderten Beträge die gleiche Position wie das Pariser Appellationsgericht ein. ENGIE SA hat gegen diese Entscheidung Berufung eingelegt.

Nachdem sich ENGIE und verschiedene französische Konzerne beschwert hatten, übermittelte die Europäische Kommission dem französischen Staat am 28. April 2016 eine begründete Stellungnahme als Teil des Verletzungsverfahrens, in der sie die Auffassung vertrat, dass sich der Conseil d'État nicht an die Gesetze der Europäischen Union halte, wenn er Urteile zu Streitigkeiten über den précompte verkündet, wie solche, die ENGIE betreffen. Am 8. Dezember 2016 beschloss die Europäische Kommission, die Angelegenheit wegen der Nichteinhaltung durch Frankreich an den Gerichtshof der Europäischen Union zu verweisen.

27.4.4 Regulierte Erdgastarife

Am 24 Juni 2013 legte der französische nationale Verband der Energieversorger ANODE (Association nationale des opérateurs détaillants en énergie) 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 im Wesentlichen, dass die Rahmenbedingungen 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 stehen. Am 15. Dezember 2014 ordnete der Conseil d'État eine Aussetzung des Verfahrens bis zu einer Vorabentscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union in dieser Angelegenheit an. Der Gerichtshof der Europäischen Union gab seine Entscheidung am 7. September 2016 bekannt, der Conseil d'État muss nun in der Sache urteilen.

27.5 Europa ohne Frankreich und Benelux

27.5.1 Spain - Púnica

Im Fall Púnica (einer Untersuchung zur Auftragsvergabe) leitete der mit dem Fall befasste Untersuchungsrichter Ermittlungen gegen fünf Mitarbeiter von Cofely España und das Unternehmen selbst ein. Die kriminalpolizeiliche Ermittlung dauert an.

27.5.2 Ungarn - Schiedsverfahren CIRDI

Am 4. April 2016 beantragten ENGIE, GDF International und ENGIE International Holdings ein Schiedsverfahren vor dem Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (ICSID). Im Wesentlichen beschuldigte die Gruppe den ungarischen Staat, seine Verpflichtungen aus dem Vertrag über die Energiecharta nicht zu erfüllen, indem er verschiedene steuerliche und Regulierungsmaßnahmen ergriff, die den Grundsatz der gerechten und billigen Behandlung und das Verbot einer zwangsweisen Enteignung verletzen. Sie verlangt eine Kompensation für erlittenen Schaden. Diese Beantragung eines Schiedsverfahrens folgt auf eine Vermittlung am 25. Februar 2015. Schiedsverfahren vor dem ICSID dauern meist zwei bis drei Jahre.

27.5.3 Italien - Maestrale

Am 5. Oktober 2012 verkaufte International Power Consolidated Holdings Ltd (IPCHL) eine Reihe ihrer in Sardinien und Sizilien Windparks betreibenden Tochterunternehmen an ERG Renew SpA (ERG). Anfang der 2000er Jahre, noch bevor diese Tochterunternehmen zur Gruppe gehörten, wurden sie nach dem italienischen Gesetz Nr. 488/1192 subventioniert. 2007 beschlagnahmte die Staatsanwaltschaft das Vermögen der Windparks unter dem Verdacht des Subventionsbetrugs. Auf Antrag der IPCHL wurde die Beschlagnahme 2010 aufgehoben, nachdem das Unternehmen bis zu einer Entscheidung in der Sache eine Bürgschaft über 31,6 Mio. € beigebracht hatte.

Am 4. November 2014 nahmen die italienischen Behörden die Subventionen formal zurück und forderten die sofortige Zurückzahlung durch ERG trotz des Betrags, den IPCHL bereits als Bürgschaft geleistet hatte.

Am 21. März 2016 beantragte ERG ein Schiedsverfahren gegen IPCHL vor dem Internationalen Schiedsgericht ICC, um von IPCHL eine Bürgschaft über die von den italienischen Behörden geforderten Beträge zu erlangen. Eine Vergleichsvereinbarung wurde am 19. Dezember 2016 erzielt, die das Schiedsverfahren beendete.

27.5.4 Italien - Vado Ligure

Am 11. März 2014 beschlagnahmte und schloss das Gericht in Savona die mit Kohle betriebenen Blöcke VL3 und VL4 des Wärmekraftwerks Vado Ligure der Tirreno Power S.p.A. (TP), eines Unternehmens, das sich zu 50 % im Besitz der ENGIE-Gruppe befindet. Dieses Urteil wurde als Teil einer strafrechtlichen Ermittlung gegen die gegenwärtigen und früheren Geschäftsführer von TP wegen Verstoßes gegen den Umweltschutz und Gefährdung der öffentlichen Gesundheit erlassen. Die Untersuchung wurde am 20. Juli 2016 abgeschlossen. Die Vorverhandlung über die Entscheidung, die Angelegenheit für ein Urteil in der Sache an das Gericht Savona zurückzuverweisen, wird nicht vor Herbst 2017 erwartet.

27.6 Infrastructures Europe

27.6.1 Zugang zu Gasinfrastruktureinrichtungen

Am 22. Mai 2008 verkündete die Europäische Kommission ihren Beschluss, ein förmliches Verfahren gegen Gaz de France wegen des Verdachts auf Verletzung von Vorschriften der Europäischen Union wegen Missbrauchs einer marktbeherrschenden Stellung und wegen restriktiver Geschäftspraktiken einzuleiten. Das Verfahren 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 21. Oktober 2009 legte die Gruppe Vorschläge für Zusicherungen vor, die den Zugang zum und den Wettbewerb im französischen Erdgasmarkt erleichtern sollten. Am 3. Dezember 2009 urteilte die Kommission, dass diese Zusicherungen rechtlich bindend seien. Dieser Beschluss der Kommission beendete das im Mai 2008 eingeleitete Verfahren. Diese Zusicherungen (die bis 2024 gelten und in bestimmten Fällen bis 2029) werden unter der Aufsicht eines von der Europäischen Kommission genehmigten Treuhänders erfüllt.

27.6.2 Inbetriebnahme

In dem Streit zwischen GRDF und verschiedenen Gaslieferanten wies das Pariser Appellationsgericht in seiner Entscheidung vom 2. Juni 2016 darauf hin, (i) dass das Risiko einer nicht gezahlten Vergütung für den "Übertragungs"-Teil des Vertrags mit dem Endkunden vom Netzmanager, nicht vom Gaslieferanten zu tragen ist; (ii) erkannte es für Recht, dass die Vergütung für das vom Lieferanten im Auftrag des Netzmanagers erbrachte Kundenmanagement fair sein und den Kosteneinsparungen des Netzmanagers entsprechen sollten und ordnete (iii) an, dass GRDF seine Übertragungsverträge nach diesen Grundsätzen gestalten müsse. GRDF legte gegen das Urteil des Appellationsgerichts Beschwerde beim Kassationshof ein.

Im Hinblick auf die im Auftrag des Netzmanagers im Stromversorgungssektor erbrachten Kundenmanagementleistungen (in diesem Fall ERDF, heute ENEDIS) urteilte der Conseil d'Êtat nach einem von ENGIE angestrengten Verfahren am 13. Juli 2016 auch, dass derselbe Grundsatz, wonach der Netzmanager den Lieferanten vergütet, gilt. In derselben Entscheidung sprach der Conseil dÊtat der Regulierungskommission für Energie (Commission de Régulation de l'Ênergie -CRE) das Recht ab, einen Oberwert für Kunden festzulegen, über den hinaus keine Vergütung zu zahlen ist, weshalb ENGIE bislang keine Vergütung erhalten hat.

Am 12. Januar 2017 kündigte die CRE eine öffentliche Anhörung zu Regelungen für die Vergütung von Erdgas- und Stromlieferanten für den Netzmanager erbrachte Kundenmanagementleistungen bei Einzelvertragskunden im ersten Quartal 2017 an. Die CRE hat auch erklärt, im zweiten Quartal 2017 dazu Stellung nehmen zu wollen.

27.6.3 Fos Cavaou

Am 17. Januar 2012 stellte die Fosmax LNG, eine Tochtergesellschaft von Elengy, einen Antrag auf Einleitung eines Schiedsverfahrens gegen das STS-Konsortium beim ICC International Court of Arbitration. Der Streit betrifft den Bau eines LNG-Terminals im Besitz von Fosmax LNG, das von STS auf der Grundlage eines Festpreisauftrags über die schlüsselfertige Errichtung vom 17. Mai 2004 gebaut wurde, der Bauarbeiten und Lieferungen vorsah.

Am 13. Februar 2015 verkündete das Schiedsgericht seinen Spruch, und Fosmax LNG zahlte daher am 30. April 2015 an STS eine Nettovergütung (mit Zinsen) von 70 Mio. € vor Steuern. Am 18. Februar 2015 klagte Foxmax LNG vor dem Conseil d'Êtat auf Aufhebung dieser Entscheidung und legte dann am 18. August 2015 Berufung vor dem Pariser Appellationsgericht ein, um die Aufhebung des Spruchs und die Nichtigkeit der Vollstreckungsverfügung zu erreichen. Der Conseil d'Êtat verwies den Fall am 3. Dezember 2015 an das Tribunal des Conflits, das in seinem Urteil vom 11. April 2016 den Zuständigkeitskonflikt beilegte und die Zuständigkeit des Conseil d'Êtat bestätigte.

In seiner Entscheidung vom 9. November 2016 hob der Conseil d'Êtat den Schiedsspruch vom 13. Februar 2015 teilweise auf und vertrat die Ansicht, dass Fosmax LNG berechtigt war, die Arbeiten öffentlich auszuschreiben. Er verwies die Parteien an diesem Punkt an das Schiedsgericht zurück. Fosmax LNG beabsichtigt, STS ein Aufforderungsschreiben zu senden, um die Rückzahlung von 36 Mio. € zu verlangen, die dem unrechtmäßig gezahlten Teil des Schiedsspruchs entsprechen. Bleibt die Rückzahlung aus, strengt Fosmax LNG ein neues Schiedsverfahren an.

27.7 Sonstige

27.7.1 Luxemburg - Untersuchung einer staatlichen Beihilfe

Am 19. September 2016 kündigte die Europäische Kommission ihren Beschluss an, eine Untersuchung darüber einzuleiten, ob zwei Private Rulings des Staates Luxemburg 2008 und 2010 zu zwei ähnlichen Transaktionen zwischen mehreren Tochterunternehmen der Gruppe in Luxemburg eine staatliche Beihilfe darstellen. Luxemburg wie auch ENGIE haben diesen Beschluss zur Einleitung einer Untersuchung angefochten. Die endgültige Entscheidung der Kommission steht noch aus.

27.7.2 Großbritannien - Untersuchung einer staatlichen Beihilfe für Gibraltar

Am 7. Oktober 2016 kündigte die Europäische Kommission ihren Beschluss an, eine Untersuchung wegen staatlicher Beihilfe gegen Großbritannien bezüglich des Steuersystems in Gibraltar einzuleiten. Der Beschluss bezieht sich auf die Praxis der Steuerauskünfte in Gibraltar. Erwähnt werden 165 Steuervorbescheide, die, wenn sie erteilt wurden, eine staatliche Beihilfe darstellen könnten. Einer der Vorbescheide wurde einem Tochterunternehmen der International Power Ltd 2011 im Zusammenhang mit dem Abbruch einer Anlage in Gibraltar erteilt. ENGIE hat diesen Beschluss am 25. November 2016 angefochten. Die endgültige Entscheidung der Kommission steht noch aus.

ANHANG 28 Ereignisse nach der Berichtsperiode

Vorvertragliche Übereinkunft über den Erwerb des gesamten Aktienkapitals von Elengy durch GRTgaz

Am 16. Januar 2017 unterzeichneten die Gruppe, Société d'infrastructures Gazières ("SIG", im Besitz von CNP Assurances and Caisse des Dépôts et Consignations) und GRTgaz eine vorvertragliche Übereinkunft, Verhandlungen aufzunehmen, damit GRTgaz (ein französischer Übertragungsnetzbetreiber für Erdgas, der sich zu 74,7 % im Besitz von ENGIE und zu 24,9 % im Besitz von SIG befindet) das gesamte Aktienkapital von Elengy erwerben kann (einer 100%igen Tochter von ENGIE, die LNG-Terminals in Frankreich betreibt).

Als Teil des Geschäfts, das sich nicht auf die gegenwärtige Besitzstruktur von GRTgaz auswirkt, würde SIG eine Kapitalerhöhung von GRTgaz bis zur Höhe seiner Unternehmensbeteiligung zeichnen (d. h. ca. 200 Mio. €) und so die Nettoschuld der Gruppe in gleicher Höhe verringern.

Veräußerung des Portfolios an Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten

Am 7. Februar 2017 schloss die Gruppe den Verkauf ihres Portfolios an Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten ab (vgl. Anhang 4.1.1). Die Gruppe erhielt an diesem Tag eine Gegenleistung von 3.294 Mio. USD (3.085 Mio. €), die dem Verkaufspreis des Portfolios entspricht.

Am Berichtsstichtag wird der Veräußerungsgewinn auf 557 Mio. € geschätzt. Davon entsprechen 525 Mio. € der Umgliederung von Umrechnungsdifferenzen und Sicherungen der Nettoinvestition für das Portfolio aus dem Sonstigen Gesamtergebnis in die Gewinn- und Verlustrechnung. Die Transaktion verringerte die Nettoschuld der Gruppe ebenfalls um geschätzte 3.080 Mio. €.

ANHANG 29 Honorare für Wirtschaftsprüfer und die Mitglieder ihrer Netze

Gemäß Artikel 222-8 der Verordnung der Finanzmarktaufsichtsbehörde (AMF) informiert die folgende Tabelle über die Honorare, die ENGIE SA, ihre vollkonsolidierten Tochterunternehmen und gemeinschaftliche Geschäftstätigkeit jedem der Wirtschaftsprüfer gezahlt haben, die mit der Prüfung der Jahresabschlüsse und des Konzernabschlusses der ENGIE-Gruppe beauftragt waren.

Die Hauptversammlung der ENGIE SA vom 28. April 2014 beschloss, das Mandat der Wirtschaftsprüfungsunternehmen Deloitte und EY um die Dauer von sechs Jahren von 2014 - 2019 zu verlängern.

	31. Dez. 2016
	EY		Deloitte
---	---	---	---	---
in Millionen Euro	Betrag	%	Betrag	%
---	---	---	---	---
Abschlussprüfung, Prüfungsdienstleistungen und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft	9,5	85,0%	12,7	77,7%
• ENGIE SA	2,5	22,1%	2,3	14,4%
• Vollkonsolidierte Tochterunternehmen und gemeinschaftliche Vereinbarungen	7,0	63,0%	10,4	63,4%
Nichtprüfungsleistungen	1,7	15,0%	3,6	22,3%
• ENGIE SA	0,7	6,5%	0,5	3,2%
• Vollkonsolidierte Tochterunternehmen und gemeinschaftliche Vereinbarungen	1,0	8,5%	3,1	19,1%
davon Leistungen im Zusammenhang mit gesetzlichen Anforderungen	0,1	0,9%	0,2	1,2%
davon sonstige Prüfungsleistungen	0,8	7,4%	2,2	13,0%
davon Steuern	0,7	6,1%	1,0	5,8%
SUMME	11,2	100%	16,3	100%

ANHANG 30 Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der Forderung nach Veröffentlichung von Jahresabschlüssen befreit sind

Einige Unternehmen der Segmente Benelux, GEM & LNG 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: ENGIE Energie Nederland NV, ENGIE Energie Nederland Holding BV, ENGIE Nederland Retail BV, ENGIE 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, ENGIE Portfolio Management BV, IPM Energy Services BV, IPM Eagle Victoria BV, Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Corp Luxembourg SARL, ENGIE Treasury Management SARL und ENGIE 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 Information wird nach dem Prüfungsurteil über den Konzernabschluss gegeben und beinhaltet einen erläuternden Abschnitt hinsichtlich der Bewertungen bestimmter maßgeblicher Angelegenheiten der Rechnungslegung und Prüfung durch die Wirtschaftsprüfer. Diese Bewertungen wurden zu dem Zweck vorgenommen, ein Prüfungsurteil über den Konzernabschluss insgesamt abzugeben und nicht, um die Ordnungsmäßigkeit einzelner Saldopositionen, Geschäftsvorfälle oder Informationen zu bescheinigen. Dieser Bericht beinhaltet auch Informationen über die spezielle Prüfung von Angaben im Lagebericht von ENGIE. Dieser Bericht ist im Zusammenhang mit dem französischen Recht zu lesen und gemäß diesem Recht auszulegen sowie nach den in Frankreich geltenden beruflichen Prüfstandards.

An die Aktionäre

In Erfüllung des uns von Ihrer Hauptversammlung übertragenen Auftrags berichten wir Ihnen hiermit für das am 31. Dezember 2016 beendete Jahr über:

―	die Prüfung des beigefügten Konzernabschlusses von ENGIE;
―	die Begründung unserer Bewertungen;
―	die spezielle gesetzlich verlangte Überprüfung.

Dieser Konzernabschluss ist vom Verwaltungsrat genehmigt worden. Unsere Aufgabe ist es, zu diesem Konzernabschluss ein Prüfungsurteil abzugeben, das auf unserer Prüfung beruht.

1. 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 2016 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr.

2. 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 tatsächlichen künftigen Ergebnisse der berichteten Geschäftsvorfälle können von diesen Schätzungen abweichen. Sie wurden vor dem Hintergrund eines anhaltenden Abschwungs in den Energiemärkten vorgenommen, dessen Konsequenzen eine Prognose der mittelfristigen wirtschaftlichen Perspektiven erschweren.

Das ist der Kontext, in dem wir unsere eigenen Bewertungen insbesondere hinsichtlich folgender maßgeblicher bilanzbezogener Schätzungen vorgenommen haben:

―	Bewertung des erzielbaren Betrags für den Goodwill und von materiellen und immateriellen Vermögenswerten.

Wir haben die Methoden für die Durchführung von Werthaltigkeitstests geprüft, die Ihre Gruppe dazu veranlassten, Wertminderungsaufwendungen von 4.273 Mio. € zu verbuchen, wie in Anhang 8.2 zum Konzernabschluss angegeben.

Wir haben die Angaben und die Schlüsselannahmen für die Ermittlung des erzielbaren Betrags 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 12 zum Konzernabschluss die geeigneten Angaben enthalten.

―	Evaluierung der Rückstellungen für das Management der Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und für den Abbruch von Kernenergieanlagen.

Wir haben die Grundlagen geprüft, auf denen diese Rückstellungen verbucht wurden, die Empfindlichkeit der Bewertungen der technischen Annahmen und die Industrie-Szenarien eingeschätzt, vor allem das Szenario für die Verwaltung radioaktiver Brennelemente sowie Kostenannahmen, den zeitlichen Ablauf der Vorgänge und den Abzinsungssatz. Wir haben überprüft, dass die Anhänge 1.3.1.3 und 18 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.

―	Schätzung noch nicht gemessener Umsatzerlöse (so genannter ungemessener Umsatzerlöse).

Die Gruppe schätzt Umsatzerlöse aus Strom- und Gasverkäufen an Kundensegmente, deren Energieverbrauch während der Berichtsperiode auf der Grundlage von Verbrauchsschätzungen im Verhältnis zu dem Energievolumen gemessen wird, 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 18 und 27 zum Konzernabschluss die entsprechenden Angaben enthalten.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Wir überprüften, dass Anhang 1 zum Konzernabschluss diesbezüglich die angemessenen 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.

3. 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, 10. März 2017

Die Wirtschaftsprüfer

Deloitte & Associes

Veronique Laurent

Ernst & Young et Autres

Pascal Macioce