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ENGIE Audit Report / Information 2017
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Audit Report / Information
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Publication
ENGIE Deutschland AG
Berlin
Befreiender Konzernabschluss gem. § 291 HGB
zum Geschäftsjahr vom 01.01.2017 bis zum 31.12.2017
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 2017" der ENGIE-Gruppe (http://library.engie.com).
Finanzinformationen
6.1 Lagebericht
6.1.1. Lagebericht
6.1.1.1 Zusammenfassung der Ergebnisse der Gruppe
Die Angaben in der Gewinn- und Verlustrechnung und in der Kapitalflussrechnung für das am 31. Dezember 2016 beendete Jahr wurden infolge der Klassifizierung von ENGIE E&P International per 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 4.1.1. "Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts" zum Konzernabschluss). Eine Überleitung der berichteten Daten zu den angepassten vergleichenden Daten wird in Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016" zum Konzernabschluss dargestellt.
ENGIE kann für 2017 auf robuste Ergebnisse und ein starkes organisches Wachstum verweisen, das vor allem durch die positiven Auswirkungen des Leistungsoptimierungsprogramms Lean 2018 vorangebracht wurde.
Gegenüber 2016 stiegen die Erlöse auf Basis der Berichterstattung um 0,3 % auf 65,0 Mrd. € und um 1,7 % auf organischer Basis. Bei dem berichteten Wachstum machten sich die Änderungen des Konsolidierungskreises bemerkbar (Negativwirkung von 583 Mio. €), hauptsächlich aufgrund der Veräußerung der Merchant-Stromerzeugungsanlagen in den Vereinigten Staaten, in Polen und in Großbritannien. Sie wurde teilweise durch den Erwerb von Keepmoat Regeneration aufgefangen, einem Unternehmen, das Wohngebäude entwirft, baut, ausstattet und saniert, sowie einen negativen Wechselkurseffekt von 300 Mio. €, insbesondere wegen der Schwankungen des Pfund Sterling. Die gewachsenen Erlöse auf organischer Basis gingen auf gestiegene Volumen und Preise für Commodities zurück, die im Midstream-Gasgeschäft in Europa und im LNG-Geschäft in Asien verkauft wurden, auf leistungsfähigere Wärmekraftwerke in Europa und Australien, auf die Wirkung neu in Betrieb genommener Anlagen und Preisanstiege in Lateinamerika und die Auswirkung der Preisrevisionen 2016 im Infrastrukturgeschäft in Frankreich. Diese positiven Entwicklungen wurden teilweise durch einen gesunkenen Verkauf von Erdgas an Geschäftskunden in Frankreich und durch eine geringere Erzeugung erneuerbarer Energie aus Wasserkraft in Frankreich beeinträchtigt.
Das EBITDA betrug 9,3 Mrd. €, ein Minus von 1,8 % auf Basis der Berichterstattung, aber klare 5,3 % nach oben auf organischer Basis. Der berichtete Rückgang war auf Änderungen des Konsolidierungskreises zurückzuführen (Negativwirkung von 677 Mio. €), hauptsächlich aufgrund der Veräußerung von Merchant-Stromerzeugungsanlagen in den Vereinigten Staaten im Juni 2016 und im Februar 2017 und der Veräußerung von Paiton in Indonesien Ende 2016, gekoppelt mit dem Ansatz der Kernenergieabgabe in Belgien im EBITDA per 2017 (Negativwirkung von 142 Mio. €). Diese negativen Auswirkungen wurden teilweise durch einen positiven Wechselkurseffekt vor allem beim brasilianischen Real aufgefangen. Organisch wuchs das EBITDA durch Entwicklungen bei den Umsatzerlösen (ohne das Midstream-Gasgeschäft und das LNG-Geschäft), hinzu kommen die Rückwirkungen des Leistungsoptimierungsprogramms Lean 2018. Hier wird die positive Performance der Wachstumstreiber der Gruppe (5,0 %) deutlich: das Geschäft mit der vertragsgebundenen Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie und Wärmeerzeugung, das Infrastruktur- und das Dienstleistungsgeschäft.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, ging auf Basis der Berichterstattung um 6,4 % zurück und stieg auf organischer Basis um 5,0 % auf 5,3 Mrd. €. Das organische Wachstum beim EBITDA wurde durch höheren Abschreibungsaufwand wegen größerer Rückstellungen für den Abbruch eines belgischen Kernkraftwerkes gedämpft, die Ende 2016 für einen Vermögenswert angesetzt wurden.
Der Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss fortgeführter Geschäftsbereiche belief sich am 31. Dezember 2017 auf 1,2 Mrd. € und bedeutet gegenüber 2016 eine erhebliche Verbesserung. Diese Verbesserung ergibt sich aus (i) geringeren Wertminderungen (nach Steuern), (ii) Gewinnen aus der Veräußerung von Merchant-Stromerzeugungsanlagen in den Vereinigten Staaten, in Polen und in Großbritannien sowie aus der Veräußerung eines nicht konsolidierten Anteils an Petronet LNG in Indien und des restlichen Anteils an NuGen in Großbritannien sowie (iii) einer Verringerung der Fremdkapitalkosten und der tatsächlichen Ertragssteuern. Diesen Posten standen teilweise gegenüber: (i) die negativen Auswirkungen der Berichtigungen des beizulegenden Zeitwerts für die Sicherung von Commodity-Käufen und -verkäufen, (ii) Belastungen von Rückstellungen für Umstrukturierungen und (iii) der bilanzielle Einmaleffekt der erstmalig geänderten Rechnungslegung für langfristige Gaslieferverträge, einen Stromtauschvertrag und die Ermittlung einer Reihe von Transport- und Speicherkapazitätsverträgen, die infolge ihres geänderten Verwaltungsumfelds als belastend anzusehen sind.
Der Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss betrug 2017 1,4 Mrd. €. Darin enthalten sind 0,2 Mrd. € Anteil der Gruppe am Jahresüberschuss aus der Geschäftstätigkeit von ENGIE E&P International, das als "aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert wurde.
Der Anteil der Gruppe am periodischen Jahresüberschuss fortgeführter Geschäftsbereiche belief sich am 31. Dezember 2017 auf 2,4 Mrd. € und ist gegenüber 2016 um 2,4 % geringer. Das gesunkene kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, wurde teilweise durch eine Verbesserung des periodischen Nettofinanzergebnisses und Steuerergebnisses aufgefangen.
Der Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss betrug 2,7 Mrd. € und ist besser als im Vorjahr. Darin enthalten sind 0,3 Mrd. € als Anteil der Gruppe am periodischen Jahresüberschuss aus der Geschäftstätigkeit von ENGIE E&P International, das als "aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert wurde.
Der Kapitalfluss aus der betrieblichen Tätigkeit wies solide 8,3 Mrd. € aus, gegenüber 2016 jedoch ein Minus von 1,3 Mrd. €. Diese Performance zeigt die Negativwirkung eines geänderten Konsolidierungskreises, höherer Umstrukturierungs- und Streitschlichtungskosten und eine ungünstigere Änderung beim Working Capital insbesondere aufgrund der Gasvorräte in Frankreich.
Die Nettoverschuldung betrug 22,5 Mrd. € und ist gegenüber dem 31. Dezember 2016 um 2,3 Mrd. € geringer. Der Grund dafür sind vor allem (i) der Kapitalfluss aus betrieblicher Tätigkeit (8,3 Mrd. €), (ii) die Folgen des Portfolio-Rotationsprogramms (4,8 Mrd. €), einschließlich der vollzogenen Veräußerung des Portfolios der Merchant-Wärmekraftwerke in den Vereinigten Staaten, Polen und Großbritannien, der Veräußerung von Anteilen an Opus Energy und NuGen in Großbritannien, der Klassifizierung des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien als "veräußerungsfähige Vermögenswerte", der Veräußerung eines Anteils von 25 % an Elengy (durch die Übertragung von 100 % Elengy auf GRTgaz) und der Veräußerung eines Anteils an Petronet LNG in Indien, und (iii) ein günstiger Wechselkurseffekt (0,7 Mrd. €). Diesen Posten standen teilweise gegenüber (i) Bruttoinvestitionen in der Periode (9,3 Mrd. €) und (ii) Dividendenzahlungen an die Aktionäre von ENGIE SA (2,0 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,6 Mrd. €). Dank der vom französischen Staat zurückgezahlten Steuer von 3 % auf Dividenden (0,4 Mrd. €) verbesserte sich auch die Nettoverschuldung.
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 basiert auf 3 Hauptprogrammen:
| ― | dem Portfolio-Rotationsprogramm (Ziel ist eine Nettoschuld von 15 Mrd. € für 2016-2018). Bislang hat die Gruppe Veräußerungen im Umfang von 13,2 Mrd. € bekannt gegeben (d. h. über 90% des Gesamtprogramms), von denen 11,6 Mrd. € bereits vollzogen sind(1) ; |
| ― | dem Investitionsprogramm (14,3 Mrd. € Capex-Zuwachs für 2016-2018). Die Gruppe hat bekannt gegeben, 13,9 Mrd. € investiert und gesichert zu haben (d. h. über 97% des Gesamtprogramms), von denen 10,2 Mrd. € abgeschlossen sind; |
| ― | dem Programm zur Leistungsoptimierung Lean 2018. Die Gruppe beschloss, ihr Ziel für 2018 um 100 Mio. € zu steigern, um einen für das EBITDA 2018 erwarteten Nettogewinn von insgesamt 1,3 Mrd. € zu erzielen. Ende Dezember 2017 lag der im EBITDA erfasste Nettogewinn bei 947 Mio. € und damit über dem ursprünglichen kumulierten Ziel von 850 Mio. €. Für das gesamte überarbeitete Programm liegen die Zahlen bereits vor. |
Für 2018 erwartet die Gruppe mit einem Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss ohne E&P und LNG zwischen 2,45 Mrd. € und 2,65 Mrd. €(3) ein deutliches organisches Wachstum im Vergleich zu 2017. Diese Orientierung basiert auf einem EBITDA-Richtwert von 9,3 Mrd. € bis 9,7€ Mrd. €, ebenfalls mit einem klaren Wachstum auf organischer Basis.
Für die Periode 2018 erwartet die Gruppe:
| ― | ein Verhältnis von Nettoschuld/EBITDA kleiner oder gleich 2,5x und |
| ― | ein "A"-Rating für Kredite. |
Für das Geschäftsjahr 2017 bestätigt die Gruppe die Barauszahlung einer Dividende von 0,70 € je Aktie.
Für das Geschäftsjahr 2018 verkündet die Gruppe eine neue Dividendenstrategie mit einer auf 0,75 € je Aktie erhöhten und bar auszuzahlenden Dividende (+7,1 %).
6.1.1.3 Konsolidierte Erlöse und Erträge
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 65.029 | 64.840 | +0,3% | +1,7% |
| EBITDA | 9.316 | 9.491 | -1,8% | +5,3% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (4.044) | (3.855) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.273 | 5.636 | -6,4% | +5,0% |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Die konsolidierten Erlöse per 31. Dezember 2017 beliefen sich auf 65,0 Mrd. €, gegenüber dem Vorjahr ein Plus von 0,3 %. Auf organischer Basis (ohne Änderungen des Konsolidierungskreises und Auswirkungen der Umrechnungssätze) wuchsen die Umsatzerlöse um 1,7 %. Berichtigt um den ungünstigen Trend bei den Temperaturen in Frankreich, die milder als 2016 waren, lag das organische Wachstum bei 1,9 %.
(1) Im November 2017 verkündete ENGIE die Unterzeichnung einer Vereinbarung mit Total über den Verkauf seines Upstream- und Midstream-Liquefied Natural Gas (LNG)-Geschäfts, der im Laufe des Jahres 2018 abgeschlossen werden soll. 2018 vollzog ENGIE die Veräußerung der Geschäfte von E&P International und des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien.
(2) abzüglich DBSO-Erträge; ohne Capex für E&P und Upstream/Midstream LNG (einschließlich Touat und Cameron) in Höhe von 0,3 Mrd. € und Corporate Capex von 0,2 Mrd. €
(3) Diese Ziele und diese Angabe ohne die Beiträge von E&P und LNG unterstellen durchschnittliche Witterungsbedingungen in Frankreich, die vollständige Weitergabe der Lieferkosten bei den regulierten französischen Gastarifen, keine wesentlich veränderte Bilanzierung, ausgenommen IFRS 9 und IFRS 15, keine größeren regulatorischen und makroökonomischen Änderungen, Annahmen für Rohstoffpreise gemäß den Marktbedingungen per 31. Dezember 2017 für den nicht abgesicherten Teil der Produktion und mittlere Wechselkurse für 2018 wie folgt: €/$: 1,22, €/BRL: 3,89 und ohne wesentliche Auswirkungen von nicht bereits angekündigten Veräußerungen.
Änderungen des Konsolidierungskreises hatten eine deutliche Negativwirkung von 583 Mio. €. Sie entstanden hauptsächlich aus der Veräußerung von Wasserkraftwerken und Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten (Negativwirkung von 836 Mio. €), Polen (Negativwirkung von 440 Mio. €) und Großbritannien (Negativwirkung von 93 Mio. €). Dem stand teilweise der Erwerb von Keepmoat Regeneration (Positivwirkung von 473 Mio. €) gegenüber. Die Wechselkurse wirkten sich mit 300 Mio. € negativ auf die Erlöse aus. Hier macht sich die Abwertung des Pfund Sterling gegenüber dem Euro bemerkbar.
Die gewachsenen Erlöse auf organischer Basis gingen auf gestiegene Commodity-Volumen zurück, die im Midstream-Geschäft in Europa verkauft wurden, auf leistungsfähigere Wärmekraftwerke in Europa und Australien, auf die Wirkung neu in Betrieb genommener Anlagen und Preisanstiege in Lateinamerika und die Auswirkung der Preisrevisionen 2016 im regulierten Infrastrukturgeschäft in Frankreich. Diesen positiven Entwicklungen standen teilweise ein rückläufiger Verkauf von Erdgas an Geschäftskunden in Frankreich und eine geringere Erzeugung erneuerbarer Energie aus Wasserkraft in Frankreich gegenüber.
Ausgehend von Geschäftssegmenten gingen die Erlöse auf organischer Basis (i) bei GEM & LNG, Lateinamerika, Infrastructures Europe, Europa ohne Frankreich und Benelux und Afrika/Asien nach oben, (ii) blieben sie in Frankreich stabil, (iii) für Nordamerika und Benelux leicht nach unten und (iv) im Segment Sonstige erheblich nach unten.
Das EBITDA ging über das Jahr um 1,8 % auf 9,3 Mrd. € zurück. Ohne die Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Umrechnungssätze stieg das EBITDA um 5,3 %.
TRENDS für das EBITDA
In Millionen Euro
Änderungen des Konsolidierungskreises hatten eine Negativwirkung von 677 Mio. €. Sie entstand hauptsächlich aus der Veräußerung von Wasserkraftwerken und Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten (Negativwirkung von 329 Mio. €) und von Paiton in Indonesien (Negativwirkung von 156 Mio. €) in Verbindung damit, dass die Kernenergieabgabe in Belgien ab 2017 im EBITDA angesetzt wird (Negativwirkung von 142 Mio. €). Die Wechselkurse wirkten sich vor allem wegen der Aufwertung des brasilianischen Real gegenüber dem Euro mit 26 Mio. € positiv aus.
Auf organischer Basis stieg das EBITDA um 5,3 % auf 477 Mio. €. Diese Zunahme spiegelt die positive Performance der Wachstumstreiber der Gruppe wider(1) , die (i) vom Performance-Programm Lean 2018, (ii) von der Inbetriebnahme neuer Anlagen vor allem in Lateinamerika und (iii) von einer guten Performance des Dienstleistungsgeschäfts profitierten, insbesondere dank des Ausbaus der Dienstleistungen. Diesen positiven Faktoren standen teilweise (i) die positive Wirkung einer aufgelösten Rückstellung 2016 in Brasilien, (ii) der drastische Rückgang der erzeugten Strommengen aus dem erneuerbarem Energieträger Wasser in Frankreich und (iii) ein ungünstiger Temperatureffekt auf die Gasinfrastruktur- und -Retail-Geschäfte in Frankreich gegenüber. Zudem blieb die Performance des Merchant-Geschäfts über die Periode stabil, denn die positiven Preis- und Volumeneffekte im Wärmekraftwerksgeschäft in Europa und Australien wurden durch den Rückgang bei den erzielten Preisen und der Stromproduktion aus Kernenergie vor allem in Belgien gedämpft.
(1) vertragsgebundene Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie und Wärmeerzeugung, Infrastrukturgeschäft und Dienstleistungsgeschäft.
Die EBITDA-Performance auf organischer Basis sah für die jeweiligen Segmente sehr unterschiedlich aus:
| ― | In Nordamerika stieg das organische EBITDA dank der guten Performance im Dienstleistungsgeschäft deutlich an. Hinzukamen Kosteneinsparungen aus dem Programm Lean 2018, und das trotz der schwächeren Performance der verbliebenen Stromerzeugung. |
| ― | In Lateinamerika ging das organische EBITDA leicht zurück, vor allem durch die positive Wirkung einer Rückstellungsauflösung 2016 in Brasilien, die teilweise durch die Inbetriebnahme neuer Anlagen in Mexiko und Peru, positive Preisrevisionen in Mexiko und Argentinien und einen verbesserten Beitrag der Wasserkraftwerksgeschäfte in Brasilien gedämpft wurde. |
| ― | In Afrika/Asien spiegelt das organische EBITDA eine sehr starke Performance wider, denn die Wachstumstreiber profitierten hauptsächlich von der Inbetriebnahme des Kraftwerks Az-Zour North in Kuwait und dem erfolgreichen Vertragsabschluss über das Kraftwerk Fadhili in Saudi-Arabien, von der soliden Leistung des Retail-Geschäfts vor allem in Australien und von den größeren Margen im Gasverteilungsgeschäft in Thailand. Diesen Faktoren standen teilweise die geringere Verfügbarkeit von Anlagen in Thailand und in der Türkei sowie höhere Steuern für Gesellschaften, die in Oman und Saudi-Arabien nach der Equity-Methode bilanziert werden, gegenüber. Zudem profitierte das Merchant-Geschäft mit der Stromerzeugung in Australien von Preis- und Volumenerhöhungen; |
| ― | in den Benelux-Ländern war der Rückgang auf organischer Basis vor allem dem Merchant-Geschäft geschuldet, denn geringere erzielte Stromverkaufspreise und die ungeplante Abschaltung von Tihange 1, Tihange 2 und Doel 3 wirkten sich auf das Atomstromgeschäft aus. Diesen Einflüssen standen teilweise eine gute Performance der Wachstumstreiber im Dienstleistungs- und Gas- und Stromabsatzgeschäft, im Geschäft mit der Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie sowie Kosteneinsparungen aus dem Programm Lean 2018 gegenüber. |
| ― | In Frankreich war das verbesserte EBITDA für die Geschäfte mit erneuerbarer Energie und Dienstleistungen den größeren Stromvolumen im Retail-Segment, den Margen aus dem DBSO(1) -Geschäft (in den Wind- und Solarparksektoren) und einer guten Performance der Netzgeschäfte zu verdanken. Dem standen teilweise ein Rückgang der Stromerzeugung aus Wasserkraft, geringere Volumen und Margen im Retail-Gasgeschäft sowie ungünstige Temperatureffekte in Frareich gegenüber; |
| ― | EBITDA-Trends in Europa ohne Frankreich und Benelux spiegeln die starke Performance der Wachstumstreiber wider. Das geht im Wesentlichen auf verbesserte Margen und Volumen im Gas- und Strom-Retail-Geschäft in Großbritannien, im Gasdienstleistungs- und -verteilungsgeschäft und auf Kosteneinsparungen aus dem Performance-Programm Lean 2018 zurück; |
| ― | bei Infrastructures Europe resultiert das gesunkene organische EBITDA aus geringeren Verkäufen von Speicherkapazität in Frankreich, aus Negativwirkungen von Preisrevisionen im Transportgeschäft und dem ungünstigen Trend bei den Temperaturen in Frankreich; |
| ― | bei GEM & GNL lag das EBITDA unter dem von 2016, vor allem im Merchant-Geschäft. Das lag an negativen Preisauswirkungen, eher unerheblichen Revisionen für die Bedingungen der Gasversorgung für 2017 im Vergleich zu 2016 und an Schwierigkeiten mit der Gasversorgung während des Kälteeinbruchs im Januar 2017 in Südfrankreich. Diese Negativwirkungen wurden teilweise durch Preisrevisionen für die 2017 geschlossenen LNG-Lieferverträge in Verbindung mit Kosteneinsparungen aus dem Performance-Programm Lean 2018 aufgefangen; |
| ― | im Segment Sonstige wuchs das EBITDA auf organischer Basis wegen einer guten Leistung der Wärmeerzeugung aus Gaskraftwerken in Europa (Merchant-Geschäfte) und der B2B-Stromverkäufe in Frankreich (Kundendienstlösungen) erheblich. Zudem profitierte das EBITDA von Kosteneinsparungen aus dem Programm Lean 2018, insbesondere auf Konzernebene; |
| ― | das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 5,3 Mrd. €. Auf organischer Basis ist das ein Plus von 5,0 % gegenüber 2016. Die Gründe sind die gleichen wie beim EBITDA. Die Abschreibungsaufwendungen für das Jahr lagen nach der dreijährlichen Überprüfung der Abbruchkosten für ein belgisches Kernkraftwerk Ende 2016 über denen des Vorjahres. |
6.1.1.4 Trends der Geschäftsentwicklung in berichtspflichtigen Segmenten
6.1.1.4.1 Nordamerika
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 2.934 | 3.814 | -23,1% | -1,8% |
| EBITDA | 169 | 475 | -64,3% | +18,3% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (50) | (45) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 120 | 430 | -72,2% | +23,6% |
Die Erlöse beliefen sich für das Nordamerikasegment auf insgesamt 2.934 Mio. €. Auf Basis der Berichterstattung ist das ein Minus von 23,1 %, vor allem wegen der Veräußerung im Merchant-Stromerzeugungsbereich. Auf organischer Basis gingen die Erlöse um 1,8 % zurück. Grund dafür waren ein rückläufiges Versorgungsgeschäft und weniger günstige Verlängerungen der Strombezugsvereinbarungen für die verbliebenen Anlagen. Dem standen teilweise höhere Erlöse aus Dienstleistungen gegenüber.
Vor allem infolge der Veräußerung von Merchant-Anlagen ging der Stromverkauf von 65,8 TWh auf 41,3 TWh zurück.
Das EBITDA betrug insgesamt 169 Mio. €. Auf Basis der Berichterstattung ist das ein Minus von 64,3 %, auf organischer Basis ist es ein Plus von 18,3 %. Die Verbesserung auf organischer Basis entstand aus der stärkeren Performance der Dienstleistungsgeschäfte in Verbindung mit Kosteneinsparungen im Gesamtunternehmen. Diese Wirkungen wurden teilweise durch die schwächere Performance der verbliebenen Anlagen aufgehoben.
(1) Develop, Build, Share and Operate (erschließen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben)
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 120 Mio. €. Das ist ein Minus von 72,2 % auf Basis der Berichterstattung, aber ein Plus von 23,6 % auf organischer Basis aufgrund der oben genannten Bewegungen im EBITDA, zu denen etwas geringere Nettokosten für die planmäßige Abschreibung und Amortisation hinzukamen.
6.1.1.4.2 Lateinamerika
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 4.511 | 4.075 | +10,7% | +8,3% |
| EBITDA | 1.711 | 1.696 | +0,9% | -2,4% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (433) | (412) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.278 | 1.284 | -0,5% | -4,3% |
Die Erlöse des Segments Lateinamerika betrugen 4.511 Mio. €, ein Plus von 10,7 % auf Basis der Berichterstattung, zu dem die Aufwertung des brasilianischen Real sowie eine organische Zunahme von 8,3 % beigetragen haben.
In Brasilien stiegen die Erlöse aufgrund der Inbetriebnahme des Windparks Santa Monica und von Preisen, die teilweise wegen der schlechten hydrologischen Bedingungen gestiegen waren. In Mexiko profitierten die Erlöse von höheren Verteilungstarifen und der Inbetriebnahme des Gaskraftwerks Pânuco im Oktober 2016. In Chile wirkten sich eine Strompreisindexierung (trotz geringerer Volumen) und eine größere Nachfrage bei der Regasifizierung positiv aus. Argentinien profitierte von Verteilungstariferhöhungen im Oktober 2016 sowie im April und Dezember 2017. In Peru trugen die Inbetriebnahme von ChilcaPlus (Mai 2016) und Nodo Energetico (Oktober 2016) dazu bei, die geringere Nachfrage und den Verlust von Strombezugsverträgen mit hohen Gewinnspannen abzufedern.
Die Stromverkäufe blieben mit 59,3 TWh stabil, während die Gasverkäufe um 1,6 TWh auf 28,9 TWh sanken.
Das EBITDA betrug insgesamt 1.711 Mio. €. Das ist ein Plus von 0,9 % auf Basis der Berichterstattung, bei dem sich die Aufwertung des brasilianischen Real positiv bemerkbar machte, und ein Minus von 2,4 % auf organischer Basis. Der leichte Rückgang auf organischer Basis entstand durch einen erheblichen Einmaleffekt aus der Auflösung einer Rückstellung in Brasilien 2016, dem teilweise die bei den Erlösen erwähnten Faktoren gegenüberstanden, wie auch die insgesamt besseren Ergebnisse des Spot-Markts in Brasilien, der Ansatz einer Vertragsstrafe für die Kündigung einer Strombezugsvereinbarung in Peru, die Inbetriebnahme von Los Ramones (Gastransportleitung in Mexiko im Juli 2016) und erhebliche Kosteneinsparungen aus dem Performance-Programm Lean 2018.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 1.278 Mio. €. Das ist ein Minus von 4,3 % auf organischer Basis im Wesentlichen wegen der Änderungen im EBITDA und einer höheren Abschreibung durch die Inbetriebnahme von Anlagen in Brasilien, Peru und Mexiko.
6.1.1.4.3 Afrika/Asien
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 3.984 | 3.804 | +4,7% | +6,5% |
| EBITDA | 1.323 | 1.162 | +13,8% | +30,5% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (256) | (239) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.067 | 923 | +15,6% | +34,7% |
Die Erlöse für das Segment Afrika/Asien betrugen 3.984 Mio. €. Das ist ein Plus von 4,7 % auf Basis der Berichterstattung und von 6,5 % auf organischer Basis. Der Beitrag der Dienstleistungsgeschäfte eines 2016 erworbenen australischen Unternehmens wurde teilweise durch einen negativen Wechselkurseffekt aufgrund eines geschwächten US-Dollars gegenüber dem Euro und den Verkauf des Meenakshi-Kohlekraftwerks in Indien im September 2016 geschmälert. Der organische Zuwachs resultierte im Wesentlichen aus höheren Marktpreisen in Australien, die sich positiv auf den Stromerzeugungsbereich auswirkten, und aus höheren Absatzvolumen im australischen Retail-Geschäft sowie dem erfolgreichen Abschluss des Vertrags über das Kraftwerk Fadhili in Saudi-Arabien. Diesen positiven Wirkungen standen teilweise umfangreiche geplante Instandhaltungsarbeiten in Thailand, eine geringere Verfügbarkeit von Kraftwerken und sinkende Gaspreise in der Türkei gegenüber.
Hauptsächlich durch die Schließung des Kohlekraftwerks Hazelwood in Australien Ende des ersten Quartals und den Verkauf des Kraftwerks Meenakshi sank der Stromabsatz um 6,1 TWh auf 44,9 TWh.
Das EBITDA betrug 1.323 Mio. €. Das ist ein Plus von 13,8 % auf Basis der Berichterstattung, vor allem durch die Positivwirkung des Erwerbs von Tabreed (District-Fernkältenetze) in den Vereinigten Arabischen Emiraten im September 2017 als Gegengewicht zum Verkauf des Kohlekraftwerks Paiton im Dezember 2016. In dem organischen Wachstum von 30,5 % zeigen sich vor allem die bessere Performance im Stromerzeugungs- und Retail-Geschäft in Australien, größere Margen beim Gasverteiler PTT NGD in Thailand, die Inbetriebnahme des Kraftwerks Az-Zour North in Kuwait, der erfolgreiche Abschluss des Vertrags über das Kraftwerk Fadhili in Saudi-Arabien und die positive Regelung von Ansprüchen im Nahen Osten.
Dieser Performance standen teilweise die geringere Verfügbarkeit von Kraftwerken in Thailand und in der Türkei gegenüber sowie die Auswirkung von Steuererhöhungen auf die Ergebnisse unserer Geschäftspartner in Oman und Saudi-Arabien.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 1.067 Mio. €. Das ist ein Plus von 34,7 % auf organischer Basis aus den gleichen Gründen wie beim EBITDA.
6.1.1.4.4 Benelux
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 8.865 | 9.044 | -2,0% | -1,9% |
| EBITDA | 551 | 755 | -26,9% | -8,2% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (561) | (383) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | (9) | 371 | -102,5% | -64,3% |
Die Erlöse für das Segment Benelux erreichten 8.865 Mio. € mit einem Minus von 2,0 % gegenüber 2016. In diesem Rückgang zeigen sich vor allem geringere Volumen, die im B2B-Segment in Belgien abgesetzt wurden, und die Auswirkung niedrigerer Rohstoffpreise auf das Retail-Geschäft. Die Dienstleistungsgeschäfte waren dank herausragender Leistungen in Belgien mit 5,1 % am Erlöszuwachs beteiligt.
In Belgien und Luxemburg belief sich der Stromabsatz auf 37,9 TWh. Das sind 0,9 TWh weniger als 2016. In den Niederlanden erreichten die Stromverkäufe 9,8 TWh. Das ist eine Zunahme um 1,4 TWh.
Die Erdgasverkäufe kletterten per 31. Dezember 2017 um 0,2 TWh auf 49,4 TWh.
Das EBITDA belief sich auf 551 Mio. €. Das sind auf organischer Basis 8,2 % weniger als 2016. Grund dafür sind ein Rückgang bei den erzielten Stromverkaufspreisen und die geringere Verfügbarkeit von Kernkraftwerken wegen der ungeplanten Abschaltung von Tihange 1, Tihange 2 und Doel 3. Diese Auswirkungen wurden teilweise durch eine gute Performance des Dienstleistungsgeschäfts und den Gas- und Stromabsatz aufgefangen, zu denen Kosteneinsparungen aus dem Programm Lean 2018 kamen. Abgesehen von den genannten Faktoren, die zu dem Rückgang beitrugen, spielte bei dem um 26,9 % gesunkenen berichteten EBITDA der Ansatz der Kernenergieabgabe im EBITDA ab 1. Januar 2017 ebenfalls eine Rolle. Die Abgabe für das Jahr betrug 142 Mio. €.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, passte zum EBITDA. Hier wirkte sich auch der gestiegene Abschreibungsaufwand durch höhere Abbruchkosten für Anlagen ungünstig aus, der nach der dreijährlichen Überprüfung der Rückstellungen für Kernkraftanlagen Ende 2016 angesetzt wurde.
6.1.1.4.5 Frankreich
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 31. Dez. 2016(1) | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|
| Erlöse | 16.659 20.332 | -18,1% | +0,1% |
| EBITDA | 1.475 1.315 | +12,2% | +6,6% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (593) (620) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 882 695 | +26,9% | +12,8% |
(1) Erlöse 2016 und EBITDA, einschließlich B2B-Geschäfte (E&C), die am 1. Januar 2017 in das Segment Sonstige übertragen wurden
VERKAUFTE VOLUMEN
| in TWh | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe | 94,7 | 102,6 | -7,7% |
| Stromverkäufe | 34,3 | 34,2 | +0,0% |
(1) Gas- und Stromabsätze 2016 umfassen nicht E&C (vgl. Abschnitt 3.9).
FRANKREICH - BEREINIGT UM DIE WITTERUNGSVERHÄLTNISSE
| in TWh | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Gesamtveränderung in TWh |
|---|---|---|---|
| Mengen der witterungsbedingten Anpassung | (0,3) | 1,6 | (1,9) |
| (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter) |
Die Erlöse für das Segment Frankreich beliefen sich auf 16.659 Mio. €, ein Minus von 18,1 % auf Basis der Berichterstattung und ein Plus von 0,1 % auf organischer Basis. Der berichtete Rückgang war der Übertragung des B2B-Gas- und Stromverkaufs (E&C) vom Segment Frankreich in das Segment Sonstige geschuldet. Der leichte organische Anstieg resultierte aus höheren Erlösen aus dem Dienstleistungsgeschäft, die durch eine geringere Stromerzeugung aus Wasserkraft gedämpft wurden.
Der Erdgasabsatz sank ohne die Übertragung von E&C um 7,9 TWh, einschließlich 6,0 TWh als Folge des Verlustes von Retail-Kunden aufgrund des Wettbewerbsdrucks und 1,9 TWh wegen des Temperatureffekts. Der Stromabsatz schob sich ohne die Übertragung von E&C um 0,1 TWh nach oben, hauptsächlich aufgrund der gestiegenen Strommengen, die im Retail-Segment verkauft wurden. Dem stand eine geringere Stromerzeugung aus Wasserkraft gegenüber.
Das EBITDA belief sich auf 1.475 Mio. €. Das ist ein Plus von 6,6 % auf organischer Basis wegen der gestiegenen Strommengen, die im Retail-Segment verkauft wurden, wegen der Margen bei DBSO(1) -Geschäften in den Wind- und Solarparksektoren und einer guten Performance des Netzgeschäfts, und das trotz des erheblichen Rückgangs der Stromerzeugung aus Wasserkraft und verlorener privater Gaskunden.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, betrug 882 Mio. €. Das ist ein Plus von 12,8 % auf organischer Basis.
6.1.1.4.6 Europa, ohne Frankreich und Benelux
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 8.848 | 8.118 | +9,0% | +4,0% |
| EBITDA | 655 | 612 | +7,0% | +9,7% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (216) | (202) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 439 | 410 | +7,2% | +17,0% |
Die Erlöse für das Segment Europa ohne Frankreich und Benelux betrugen 8.848 Mio. €, was ein organisches Wachstum von 4,0 % bedeutet, hauptsächlich befördert durch positive Preis- und Mengeneffekte im Gas- und Strom-Retail-Geschäft in Großbritannien und das Wachstum der Geschäfte mit Dienstleistungen. Neben dem organischen Wachstum wurden die negativen Einflüsse des Wechselkurses für das Pfund Sterling durch den Erlösbeitrag des Ende April 2017 erworbenen Keepmoat Regeneration mehr als aufgefangen.
Die Stromverkäufe machten 30,3 TWh aus. Sie stiegen im Vergleich zu 2016 um 0,6 TWh(2) . Die Gasverkäufe stiegen um 2,9 TWh auf 71,1 TWh, angeschoben vor allem durch die günstigen Witterungsverhältnisse in Rumänien.
Das EBITDA betrug 655 Mio. € mit einem Anstieg um 9,7 % auf organischer Basis. Das geht im Wesentlichen auf verbesserte Margen und Volumen im Gas- und Strom-Retail-Geschäft in Großbritannien, auf das Dienstleistungs- und -Gasverteilungsgeschäft und auf Kosteneinsparungen aus dem Performance-Programm Lean 2018 zurück.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, stieg um 17% auf 439 Mio. € auf organischer Basis und entspricht so dem EBITDA-Wachstum.
(1) Develop, Build, Share and Operate (erschließen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben)
(2) Schließt den Absatz von 0,5 TWh aus Kraft-Wärme-Kopplung in Italien ein, im Gegensatz zu den per 31. Dezember 2016 berichteten Daten.
6.1.1.4.7 Infrastructures Europe
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 3.488 | 3.267 | +6,8% | +6,9% |
| Gesamtumsatzerlöse (inkl. gruppeninterner Geschäfte) | 6.712 | 6.762 | -0,7% | |
| EBITDA | 3.384 | 3.459 | -2,1% | -2,2% |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (1.444) | (1.390) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.940 | 2.068 | -6,2% | -6,2% |
Die Erlöse des Segments Infrastructures Europe, einschließlich der gruppeninternen Geschäfte, beliefen sich auf 6.712 Mio. € mit einem leichten Rückgang von 0,7 %. Er ist, soweit es Frankreich betrifft, einem geringeren Absatz von Speicherkapazität, der jährlichen Tarifüberprüfung für Regasifizierung und Transportinfrastruktur (Erhöhung um 4,6 % am 1. April 2016 und Senkung um 3,1 % am 1. April 2017) und der Auswirkung ungünstiger Temperaturen auf das Gasverteilungsgeschäft geschuldet. Er wurde teilweise durch kurzfristige Transportkapazitätsverkäufe in Deutschland aufgefangen. Die Tarifüberprüfungen für die Verteilungsinfrastruktur in Frankreich wirkten sich insgesamt positiv aus (Erhöhung um 2,8 % am 1. Juli 2016 und Senkung um 2,05 % am 1. Juli 2017).
Der Beitrag zum Konzernerlös betrug 3.488 Mio. €, ein Plus von 6,8 % gegenüber 2016. Der größere Beitrag spiegelt im Wesentlichen den Zuwachs im Verteilungs- und Weiterleitungsgeschäft für Dritte in Frankreich wider. Die Erlöse aus Weiterleitung stiegen auch in Deutschland. Das EBITDA belief sich auf 3.384 Mio. €. Wegen der veränderten Gesamtumsatzerlöse sind das 2,1 % weniger als im Vorjahr.
Das kurzfristige Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, lag für die Periode bei 1.940 Mio. €. Das sind 6,2 % weniger als 2016, mit einem Anstieg der Nettokosten für die planmäßige Abschreibung und Amortisation durch Inbetriebnahme neuer Anlagen von GRTgaz (einschließlich Arc de Dierrey Ende 2016) und durch GRDF (vor allem die neuen kommunizierenden "intelligenten" Zähler).
6.1.1.4.8 GEM & LNG
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 9.391 | 8.981 | +4,6% | +4,9% |
| EBITDA | (82) | 3 | n.v. | n.v. |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (55) | (77) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | (137) | (74) | -85,2% | -52,9% |
Der Beitrag von GEM & LNG zu den Erlösen der Gruppe per 31. Dezember 2017 belief sich auf 9.391 Mio. €. Das ist im Jahresvergleich ein Plus von 4,9 %. Wachstumstreiber waren die gestiegenen Mengen und Preise von Commodities, die im Midstream-Gasgeschäft in Europa und im LNG-Geschäft in Asien verkauft wurden.
Das EBITDA war mit 82 Mio. € negativ und ist gegenüber 2016 gesunken. Grund dafür waren vor allem negative Preiseffekte, eher unerhebliche Neuregelungen der Gasversorgungsbedingungen für 2017 verglichen mit 2016 und Schwierigkeiten bei der Gasversorgung im Januar 2017 in Südfrankreich. Diese Einflüsse wurden teilweise durch die positive Auswirkung der Preisrevision 2017 für einen LNG-Liefervertrag in Verbindung mit Kosteneinsparungen aus dem Performance-Programm Lean 2018 aufgefangen.
Beim kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, kam es für das Geschäft 2017 zu einem Fehlbetrag von 137 Mio. €, wobei dieser Rückgang auf Basis der Berichterstattung wie auf organischer Basis den Trends beim EBITDA entspricht.
6.1.1.4.9 Sonstige
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) | Veränderung in % (auf organischer Basis) |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 6.347 | 3.405 | +86,4% | -9,4% |
| EBITDA | 128 | 15 | n.v. | n.v. |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | (436) | (487) | ||
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | (308) | (472) | +34,8% | +59,1% |
(1) Erlöse 2016 und EBITDA, ohne B2B-Geschäfte (E&C), die am 1. Januar 2017 in das Segment Sonstige übertragen wurden.
VERKAUFTE VOLUMEN
| in TWh | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Gasverkäufe in Frankreich | 42,3 | 51,5 | -17,8% |
| Stromverkäufe in Frankreich | 46,1 | 45,2 | +2,0% |
(1) Gas- und Stromabsätze 2016 mit E&C.
FRANKREICH - BEREINIGT UM DIE WITTERUNGSVERHÄLTNISSE
| in TWh | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Gesamtveränderung in TWh |
|---|---|---|---|
| Mengen der witterungsbedingten Anpassung | (0,1) | 0,5 | (0,6) |
| (negative Zahl = warme Witterung, positive Zahl = kaltes Wetter) |
Das Segment Sonstige umfasst die Geschäftseinheiten Generation Europe, Tractebel GTT und Sonstige. Zur Geschäftseinheit Sonstige gehören Solairedirect sowie die Holding- und Konzerngeschäfte der Gruppe, die vor allem Gesellschaften betreffen, bei denen der Finanzbedarf der Gruppe zentralisiert ist, und der nach der Equity-Methode bilanzierte Beitrag von SUEZ. Seit 1. Januar 2017 umfasst das Segment Sonstige auch den B2B-Gas- und Stromabsatz (E&C) in Frankreich, der zuvor im Segment Frankreich bilanziert wurde.
Die Erlöse erreichten 6.347 Mio. €, ein Plus von 86 % auf Basis der Berichterstattung bzw. ein Minus von 9,4 % auf organischer Basis. Der berichtete Anstieg spiegelt den internen Transfer des E&C-Geschäfts am 1. Januar 2017 wider, dem teilweise die Veräußerung der Wärmekraftwerksgeschäfte in Polen und Großbritannien 2017 gegenübersteht. Der Rückgang auf organischer Basis geht auf den gesunkenen Erdgasabsatz an Geschäftskunden in Frankreich wegen verloren gegangener Kunden und der Abschaltung des Kraftwerks Rugeley in Großbritannien im Juni 2016 zurück. Er wurde teilweise durch eine bessere Performance von Gaskraftwerken in Europa, insbesondere in Frankreich und Belgien, aufgefangen, die höhere Stromverkaufspreise erzielten.
Der Erdgasabsatz sank um 9,2 TWh. Darin enthalten sind ein negativer Temperatureffekt von 0,6 TWh und eine Negativwirkung von 8,6 TWh durch Wettbewerbsdruck. Der Anteil von ENGIE am B2B-Markt sank von 25 % auf 21 % Ende 2016. Der Stromabsatz stieg um 0,9 TWh auf 46,1 TWh und profitierte von einer gestiegenen Erzeugung in den Gaskraftwerken in Europa und dem kontinuierlichen Bestreben, Strommarktanteile im B2B-Segment in Frankreich zu gewinnen. Diese Verbesserungen wurden teilweise durch die Veräußerung von Wärmekraftwerken in Polen im März 2017 und in Großbritannien im Oktober 2017 sowie der Abschaltung des Kraftwerks Rugeley im Juni 2016 gedämpft.
Das EBITDA belief sich auf Basis der Berichterstattung wie auch auf organischer Basis auf 128 Mio. €. Das ist mehr als 2016, vor allem dank einer guten Performance des Wärmekraftwerksgeschäfts in Europa mit besseren erzielten Margen. Einem hinzugewonnenen Marktanteil bei Strom im B2B-Segment in Frankreich und einem besseren Risikomanagement stand teilweise ein Verlust von Gasmarktanteilen gegenüber.
Der Fehlbetrag beim kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, war mit 308 Mio. € negativ für die Periode und bedeutete eine Verbesserung auf Basis der Berichterstattung wie auf organischer Basis, was dem EBITDA entspricht.
6.1.1.5 Andere Posten der Gewinn- und Verlustrechnung
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | Veränderung in % (auf Basis der Berichterstattung) |
|---|---|---|---|
| Kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 5.273 | 5.636 | -6,4% |
| Marktbewertung von Warenverträgen, ohne Trading-Instrumente | (307) | 1.279 | |
| Wertminderungsaufwendungen | (1.317) | (4.035) | |
| Restrukturierungskosten | (671) | (450) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 752 | 544 | |
| Sonstige Einmaleffekte | (911) | (850) | |
| Überschuss/(Fehlbetrag) aus betrieblicher Tätigkeit | 2.819 | 2.124 | +32,7% |
| Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) | (1.296) | (1.321) | |
| Ertragssteuerertrag/(-aufwand) | 425 | (481) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.948 | 322 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 290 | (158) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | 163 | n.v. |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | 1.423 | (415) | |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) bei fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 1.226 | (304) | |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 196 | (111) | |
| Minderheitsbeteiligungen | 815 | 579 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 722 | 626 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 93 | (47) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als .aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 .Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Der Ertrag aus laufender Geschäftstätigkeit belief sich 2017 auf 2.819 Mio. € und liegt damit über dem von 2016, und zwar hauptsächlich wegen (i) geringerer Wertminderungen für 2017, (ii) Gewinnen aus Veräußerungen von Vermögenswerten und aus veräußerungsfähigen Wertpapieren, wobei dem teilweise gegenüberstanden (iii) die Negativwirkung von Berichtigungen des beizulegenden Zeitwerts von Commodity-Sicherungen, (iv) ein geringeres kurzfristiges Betriebsergebnis nach dem Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, (v) höhere Restrukturierungskosten und (vi) der sich als Einmaleffekt auswirkende Erstansatz nach der Änderung der bilanziellen Behandlung von langfristigen Gaslieferverträgen, eines Stromtauschvertrags sowie der Ermittlung einer Reihe von Verträgen über Weiterleitung und Speicherkapazitäten als belastende Verträge im Ergebnis eines neuen Managementumfelds (Geschäftseinheit GEM).
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wurde auch beeinflusst durch:
| ― | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Rohstoffderivaten für betriebsrelevante Positionen mit einer Negativwirkung von 307 Mio. € auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (hier spiegeln sich Transaktionen wider, für die kein Hedge-Accounting gewählt werden konnte) gegenüber einem Plus von 1.279 Mio. € im Jahr 2016. Die Auswirkungen auf die Periode resultieren vor allem aus den negativen Preiseffekten insgesamt auf diese Positionen in Verbindung mit der negativen Nettowirkung der Glattstellung von Positionen mit einem positiven Marktwert per 31. Dezember 2016; |
| ― | Nettowertminderungen von 1.317 Mio. € gegenüber 4.035 Mio. € im Vorjahr. |
Per 31. Dezember 2017 setzte die Gruppe einen Wertminderungsaufwand von 481 Mio. € beim Geschäfts- oder Firmenwert, von 788 Mio. € bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und von 48 Mio. € bei finanziellen Vermögenswerten und Investitionen in Gesellschaften an, die nach der Equity-Methode bilanziert werden. Diese Wertminderungen bezogen sich im Wesentlichen auf die berichtspflichtigen Segmente Infrastructures Europe (Speicherung), Sonstige (vor allem die Geschäftseinheit Generation Europe) und Afrika/Asien, Frankreich und Nordamerika. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an den Wertminderungsaufwendungen wirkten sich diese Wertminderungen mit 1.146 Mio. € negativ auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) aus. Diese Wertminderungen sind in Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen" zum Konzernabschluss beschrieben.
2016 erfasste die Gruppe Wertminderungsaufwendungen von 1.690 Mio. € für den Goodwill, 2.201 Mio. € für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte und 144 Mio. € für finanzielle Vermögenswerte und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden. Diese Wertminderungen bezogen sich im Wesentlichen auf die berichtspflichtigen Segmente Benelux, GEM & LNG, Frankreich und Nordamerika;
| ― | Restrukturierungskosten von 671 Mio. € (gegenüber 450 Mio. € im Vorjahr), die hauptsächlich Kosten in Verbindung mit dem Performance-Programm Lean 2018 für das Gesamtunternehmen umfassten; |
| ― | Änderungen des Konsolidierungskreises mit einer Positivwirkung von 752 Mio. €, die im Wesentlichen aus Gewinnen aus der Veräußerung des Portfolios von Merchant-Wärmekraftwerken von 540 Mio. € in den Vereinigten Staaten, aus der gesamten restlichen Beteiligung der Gruppe von 38,10 % an NuGen für 93 Mio. €, einem Kraftwerkportfolio von 61 Mio. € in Großbritannien und dem Kraftwerk Polaniec in Polen für 57 Mio. € entstanden war (vgl. Anhang 4.1). |
| ― | sonstige Einmaleffekte, die einen Verlust von 911 Mio. € darstellen. Hier ging es hauptsächlich (i) um den Einmaleffekt einer erstmaligen Bilanzierung (mit 1.243 Mio. € negativ) infolge der geänderten bilanziellen Behandlung von langfristigen Gaslieferverträgen, eines Stromtauschvertrags sowie der Ermittlung einer Reihe von Verträgen über Weiterleitung und Speicherkapazitäten als belastende Verträge im Ergebnis eines neuen Managementumfelds (vgl. Anhang 8.5) und (ii) um den Gewinn von 349 Mio. € aus der Veräußerung der 10%igen Beteiligung der Gruppe an Petronet LNG in Indien. |
Die Nettofinanzaufwendungen blieben stabil, sie betrugen 2017 1.296 Mio. € im Vergleich zu 1.321 Mio. € im Vorjahr (vgl. Anhang 9).
Der Ertragssteuerertrag machte 2017 425 Mio. € aus (2016 war es ein Aufwand von 481 Mio. €). Er beinhaltet einen Ertragssteuerertrag von 1.531 Mio. € aus Einmaleffekten der Gewinn- und Verlustrechnung (gegenüber 843 Mio. € 2016) und bezieht sich hauptsächlich auf (i) Steueränderungen in Frankreich, in den Vereinigten Staaten und sonstige Einmalmaßnahmen (479 Mio. €), (ii) die Auswirkung der vom französischen Staat zurückgezahlten Steuer von 3 % auf Dividenden (359 Mio. €) und (iii) auf den Einmaleffekt einer erstmaligen geänderten bilanziellen Behandlung bestimmter oben erwähnter Verträge der BU GEM (298 Mio. €). Um diese Einmaleffekte berichtigt, lag der wiederkehrende Effektivsteuersatz bei 29,3 % und war damit niedriger als 2016 mit 36,1 %, vor allem durch den Ansatz der Kernenergieabgabe in Belgien ab 2017 im EBITDA und auch wegen der Aufhebung der 3 % Steuer auf Dividenden in Frankreich.
Der Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen bei nicht beherrschenden Beteiligungen betrug 722 Mio. € im Vergleich zu 626 Mio. € 2016. Der Anstieg geht auf bessere betriebliche Erträge vor allem in Asien-Pazifik zurück sowie auf Aufholungen von Wertminderungsaufwand in Großbritannien, deren Auswirkungen durch den Ansatz eines Kapitalgewinns aus der Veräußerung einer Beteiligung von 50 % an Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) in Chile 2016 gedämpft wurden.
6.1.1.6 Änderungen der Nettoverschuldung
Die Nettoverschuldung betrug 22,5 Mrd. € und ist gegenüber dem 31. Dezember 2016 um 2,3 Mrd. € geringer. Der Grund dafür sind vor allem (i) der Kapitalfluss aus betrieblicher Tätigkeit (8,3 Mrd. €), (ii) die Folgen des Portfolio-Rotationsprogramms (4,8 Mrd. €), einschließlich der vollzogenen Veräußerung des Portfolios der Merchant-Wärmekraftwerke in den Vereinigten Staaten, Polen und Großbritannien, der Veräußerung eines Anteils an Opus Energy und der restlichen Beteiligung an NuGen in Großbritannien, der Klassifizierung des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien bei "veräußerungsfähigen Vermögenswerten", der Veräußerung eines Anteils von 25 % an Elengy (durch die Übertragung von 100 % von Elengy auf GRTgaz) und der Veräußerung eines Anteils an Petronet LNG in Indien, und (iii) ein günstiger Wechselkurseffekt (0,7 Mrd. €). Diesen Posten standen teilweise gegenüber (i) Bruttoinvestitionen in der Periode (9,3 Mrd. €) und (ii) Dividendenzahlungen an die Aktionäre von ENGIE SA (2,0 Mrd. €) und an Minderheitsbeteiligungen (0,6 Mrd. €). Dank der vom französischen Staat zurückgezahlten Steuer von 3 % auf Dividenden (0,4 Mrd. €) verbesserte sich auch die Nettoverschuldung.
Ohne die interne E&P-Schuld belief sich die Nettoverschuldung auf 20.936 Mio. € gegenüber 23.080 Mio. € per 31. Dezember 2016.
Änderungen der Nettoverschuldung gliedern sich wie folgt:
In Millionen Euro
Die Kennzahl Nettoschuld (ohne die interne Schuld durch E&P) zu EBITDA betrug per 31. Dezember 2017 2,25.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nettoschuld (ohne die interne Schuld durch E&P) | 20.936 | 23.080 |
| EBITDA | 9.316 | 9.491 |
| KENNZAHL NETTOSCHULD/EBITDA | 2,25 | 2,43 |
Die Kennzahl wirtschaftliche Nettoschuld (ohne die interne Schuld durch E&P) zu EBITDA betrug per 31. Dezember 2017 3,90.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Wirtschaftliche Nettoverschuldung (ohne die interne Schuld durch E&P) | 36.362 | 38.399 |
| EBITDA | 9.316 | 9.491 |
| KENNZAHL WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD/EBITDA | 3,90 | 4,05 |
6.1.1.6.1 Kapitalfluss aus betrieblicher Tätigkeit (CFFO)
Der Kapitalfluss aus der betrieblichen Tätigkeit wies solide 8,3 Mrd. € aus, was gegenüber 2016 jedoch ein Minus von 1,3 Mrd. € ist. Diese Performance zeigte die Negativwirkung eines geänderten Konsolidierungskreises, höherer Umstrukturierungs- und Streitschlichtungskosten und eine ungünstigere Änderung beim Working Capital, verursacht insbesondere durch Gasvorräte in Frankreich.
6.1.1.6.2 Nettoinvestitionen
Die Bruttoinvestitionen in der Periode beliefen sich auf 9.267 Mio. € und beinhalteten:
| ― | Finanzinvestitionen von 3.487 Mio. € vor allem für (i) den Erwerb einer Beteiligung von 40 % an Tabreed in den Vereinigten Arabischen Emiraten (657 Mio. €), von Keepmoat Regeneration in Großbritannien (€392 Mio. €) und Icomera in Schweden (119 Mio. €), (ii) das Erlangen der Konzessionsvereinbarungen für die Wasserkraftwerke Jaguara und Miranda in Brasilien (686 Mio. €), (iii) Zahlungen für Kapitalerhöhungen, die für SUEZ (244 Mio. €), Cameron LNG (135 Mio. €) und das Joint Venture für den über 50 Jahre laufenden Energiemanagementvertrag mit der Universität Ohio in den Vereinigten Staaten (125 Mio. €) gezeichnet wurden, (iv) die Finanzierung des Nord Stream 2-Projekts (298 Mio. €) und (v) eine Aufstockung der Investitionen in Synatom um 78 Mio. €; |
| ― | Investitionen in Erschließung für insgesamt 3.309 Mio. €, von denen (i) 1.294 Mio. € in das Segment Lateinamerika investiert wurden, um Wärmekraftwerke zu bauen und Wasserkraftwerke wie auch Wind- und Photovoltaikparks in Brasilien und Chile zu erschließen, (ii) 739 Mio. € in das Segment Infrastructures Europe investiert wurden (Mischstationen und Aufbau von Erdgastransportnetzen in Frankreich), (iii) 522 Mio. € in das Segment Frankreich (hauptsächlich für Projekte mit erneuerbaren Energien) investiert wurden und (iv) 292 Mio. € zum Aufbau von Photovoltaikprojekten von Solairedirect vor allem in Indien und Frankreich investiert wurden; |
| ― | Instandhaltungsinvestitionen in Höhe von 2.471 Mio. €. |
Veräußerungen stellten einen Barbetrag von 4.617 Mio. € dar. Sie beinhalteten im Wesentlichen die Veräußerung der Merchant-Wärmekraftwerke der Gruppe in den Vereinigten Staaten für 3.085 Mio. €, des Kraftwerks Polaniec in Polen für 292 Mio. €, des 10%igen Anteils der Gruppe an Petronet LNG in Indien für 436 Mio. €, eines Kraftwerksportfolios in Großbritannien für 232 Mio. €, einer 25%igen Beteiligung an Elengy (durch die Übertragung von 100 % von Elengy auf GRTgaz) für 202 Mio. €, einer 30%igen Beteiligung an Opus Energy in Großbritannien für 122 Mio. € und der Restbeteiligung von 38,10 % an NuGen für 122 Mio. €.
Unter Berücksichtigung der Änderungen des Konsolidierungskreises für die Periode im Hinblick auf Akquisitionen und Veräußerungen von Tochtergesellschaften (negative Auswirkung von 443 Mio. €) belief sich der Beitrag zur Nettoschuld durch Investitionen, abzüglich Veräußerungserlöse, auf 4.208 Mio. €.
Nach Segmenten gliedern sich die Investitionsausgaben wie folgt:
In Millionen Euro
6.1.1.6.3 Dividenden und Entwicklungen der eigenen Anteile
Dividenden und Entwicklungen der eigenen Anteile (einschließlich der Auswirkung der vom französischen Staat zurückgezahlten Steuer von 3 % auf Dividenden) machten in der Periode 2.622 Mio. € aus und beinhalteten:
| ― | 2.049 Mio. € für Dividenden, die ENGIE SA seinen Aktionären zahlte, die dem Saldo der Dividenden von 2016 (0,50 €/Aktie für Aktien mit Anrechten auf eine ordentliche Dividende oder 0,60 €/Aktie für Aktien mit Anrechten auf einen Aufschlag auf die Dividende), der im Mai 2017 gezahlt wurde, und einer im Oktober 2017 gezahlten Zwischendividende (0,35 €/Aktie) entsprechen; |
| ― | Dividenden von 642 Mio. €, die verschiedene Tochtergesellschaften ihren Minderheitsaktionären zahlten, Zinszahlungen auf Hybrid-Schulden von 144 Mio. €, Quellensteuer und Entwicklungen der eigenen Anteile. |
6.1.1.6.4 Nettoverschuldung per 31. Dezember 2017
Nimmt man die fortgeführten Anschaffungskosten heraus, schließt aber die Auswirkung von Devisenderivaten ein, waren per 31. Dezember 2017 80 % der Nettoschuld in Euro und 14 % in US-Dollar denominiert.
Mit dem Beitrag von Finanzinstrumenten sind 86 % der Nettoschuld festverzinslich.
Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld der Gruppe liegt bei 10,6 Jahren.
Per 31. Dezember 2017 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien von insgesamt 13,4 Mrd. €.
6.1.1.7 Sonstige Posten der Bilanz
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | Nettoveränderung |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | 92.171 | 98.905 | (6.734) |
| davon Goodwill | 17.285 | 17.372 | (88) |
| davon Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 57.528 | 64.378 | (6.851) |
| davon Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.409 | 6.624 | 785 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 58.161 | 59.595 | (1.434) |
| davon Vermögenswerte, die als zur Veräußerung verfügbar klassifiziert sind | 6.687 | 3.506 | 3.181 |
| Summe Eigenkapital | 42.577 | 45.447 | (2.870) |
| Rückstellungen | 21.768 | 22.208 | (440) |
| Fremdkapital | 33.467 | 36.950 | (3.482) |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 52.520 | 53.895 | (1.375) |
| davon Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind | 3.371 | 300 | 3.071 |
Der Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten lag bei 57,5 Mrd. €, ein Minus von 6,9 Mrd. € gegenüber dem 31. Dezember 2016. Dieser Rückgang resultierte hauptsächlich aus der Klassifizierung der Explorations- und Förderaktivitäten als "aufgegebene Geschäftsbereiche" und des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien als "veräußerungsfähige Vermögenswerte" (Negativwirkung von 5,3 Mrd. €) (vgl. Anhang 4.4.1), aus planmäßigen Abschreibungs- und Amortisationskosten (Negativwirkung von 4,2 Mrd. €), Währungsumrechnungsdifferenzen (Negativwirkung von1,9 Mrd. €), Wertminderungen (Negativwirkung von1,0 Mrd. €) und Änderungen des Konsolidierungskreises (Negativwirkung von 0,6 Mrd. €). Dem standen teilweise Investitionen in der Periode gegenüber (6,2 Mrd. € positive Auswirkung).
Der Goodwill war mit 17,3 Mrd. € stabil, hauptsächlich durch den Erwerb von Keepmoat Regeneration (0,5 Mrd. € positive Wirkung), nicht beherrschenden Anteilen an La Compagnie du Vent (0,1 Mrd. € positive Wirkung), Icomera (0,1 Mrd. € positive Wirkung) und EV-Box (0,1 Mrd. € positive Wirkung). Dem standen Wertminderungen (Negativwirkung von 0,5 Mrd. €) und Umrechnungsdifferenzen (Negativwirkung von 0,4 Mrd. €) gegenüber.
Das gesamte Eigenkapital betrug 42,6 Mrd. €. Das sind 2,9 Mrd. € weniger im Vergleich zum 31. Dezember 2016. Die Verringerung entstand vor allem aus der Zahlung der Bardividende (Negativwirkung von 2,7 Mrd. €, einschließlich 2,0 Mrd. € Dividenden, die ENGIE SA den Aktionären zahlte, und 0,7 Mrd. € an Minderheitsbeteiligungen) und weiteren Posten des sonstigen Gesamtergebnisses (Negativwirkung von 2,5 Mrd. € hauptsächlich aus Bewegungen bei den Währungsumrechnungen bei Posten, die aufgrund der Veräußerung des Merchant-Wärmekraftwerkportfolios in den Vereinigten Staaten und der Abwertung des US-Dollar gegenüber dem Euro aus dem sonstigen Gesamtergebnis in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden). Sie wurde teilweise durch den Jahresüberschuss für die Periode aufgefangen (positive Wirkung von 2,2 Mrd. €).
Die Rückstellungen betrugen 21,7 Mrd. €. Das sind 0,4 Mrd. € weniger im Vergleich zum 31. Dezember 2016. Diese Verringerung ist (mit 1,3 Mrd. €) hauptsächlich die Auswirkung der Klassifizierung der Explorations- und Förderaktivitäten als "aufgegebene Geschäftsbereiche" am 11. Mai 2017 (vgl. Anhang 4.1.1), sie wurde teilweise aufgefangen durch Rückstellungen für belastende Verträge im Zusammenhang mit Verträgen zur Reservierung von Speicher- und Transportkapazität (vgl. Anhang 8.5).
Per 31. Dezember 2017 entsprechen die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die in die "veräußerungsfähigen Vermögenswerte" und in die "Verbindlichkeiten, die direkt mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbunden sind," umgestuft wurden, den Explorations- und Förderaktivitäten infolge ihrer Klassifizierung als aufgegebene Geschäftsbereiche im Konzernabschluss, dem Kraftwerk Loy Yang B in Australien und per 31. Dezember 2016 dem Merchant-Wärmekraftwerkportfolio in den Vereinigten Staaten und dem Kraftwerk Polaniec in Polen, die in der ersten Hälfte 2017 verkauft wurden (vgl. Anhang 4.1).
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 2017 beliefen sich auf 20.585 Mio. €. Hauptsächlich wegen des gestiegenen Stromabsatzes liegen sie damit 15 % über denen von 2016.
Der Jahresfehlbetrag lag 2017 bei 1.358 Mio. €, 2016 waren es 1.252 Mio. €. Ursache ist der kombinierte Effekt aus höheren Stromverkäufen, denen geringere Margen beim Gasabsatz gegenüberstanden, dann vor allem der Verlust von Kunden und die Verringerung der Overhead-Kosten durch das Kosteneinsparungsprogramm der Gruppe.
Das Unternehmen berichtete einen Nettofinanzertrag von 3.849 Mio. € gegenüber 1.294 Mio. € 2016. Der deutliche Zuwachs geht auf Dividendenzahlungen von Tochtergesellschaften zurück (4.214 Mio. € im Vergleich zu 2.043 Mio. € 2016) und insbesondere Electrabel zahlte Dividenden von 1.641 Mio. € in Form eines Beitrags von Electrabel-France-Aktien. GRDF zahlte Dividenden von 1.007 Mio. €, einschließlich der Rückzahlung von Ausgabeaufschlägen in Höhe von 738 Mio. €.
Die Nettosonderaufwendungen betrugen 2.072 Mio. €, hauptsächlich durch den kombinierten Effekt von Zuschreibungen zur Amortisation von Wertpapieren, abzüglich der Aufholungen (negative 1.538 Mio. €), Rückstellungen für die Umstrukturierung von Arbeitskräften und Immobilien (negative 113 Mio. €), Vorfälligkeitsentschädigungen für Anleihen (negative 93 Mio. €), denen der Kapitalgewinn aus dem Verkauf der Elengy-Aktien an GRTgaz (positive 73 Mio. €) und die Auflösung der Rückstellung für Preiserhöhungen (positive 43 Mio. €) gegenüberstehen.
Der Ertragsteuerertrag betrug 1.001 Mio. € gegenüber einem Ertrag von 672 Mio. € für 2016. Die Differenz geht im Wesentlichen auf die Rückzahlung der Steuer von 3 % auf Dividenden durch den Staat zurück (422 Mio. €), nachdem der Verfassungsrat sie für ungültig erklärt hat.
Der Jahresüberschuss erreichte 1.421 Mio. €.
Das Aktienkapital belief sich Ende 2017 auf 37.191 Mio. €, verglichen mit 37.976 Mio. € per 31. Dezember 2016. Hier machten sich die ausgezahlten Dividenden, die Auswirkung der erstmaligen Anwendung des ANC-Standards 2015-05 für Finanzinstrumente (negative 144 Mio. €) und der Jahresüberschuss 2017 bemerkbar.
Per 31. Dezember 2017 machte die Nettoschuld 34.254 Mio. € aus, Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente beliefen sich auf 8.862 Mio. € (von denen sich 6.185 Mio. € auf Kontokorrentkredite von Tochtergesellschaften bezogen).
Information über Zahlungsfristen
In Anwendung von Artikel D441-4 des französischen Handelsgesetzbuches müssen Unternehmen, deren Jahresabschlüsse von einem Wirtschaftsprüfer geprüft werden, Informationen über Zahlungsfristen für Lieferanten und Kunden veröffentlichen. Damit soll verdeutlicht werden, dass es keine erheblichen Versäumnisse bei der Einhaltung von Zahlungsfristen gibt.
INFORMATION ÜBER ZAHLUNGSFRISTEN FÜR LIEFERANTEN UND KUNDEN GEMÄSS ARTIKEL D.441-4 DES FRANZÖSISCHEN HANDELSGESETZBUCHES
| Artikel D. 441 I.-1.: Am Ende der Berichtsperiode eingegangene unbezahlte und überfällige Rechnungen | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 0 Tage (Richtwert) | 1 bis 30 Tage | 31 bis 60 Tage | 61 bis 90 Tage | 91 Tage oder mehr | Gesamt (1 Tag oder mehr) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (A) nach Fälligkeitsalter | ||||||
| Zahl der Rechnungen | - | 718 | ||||
| Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.) | 9,5 | 1,1 | 0,3 | 3,3 | 14,3 | |
| Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode | - | 0,04% | 0,01 % | 0,00% | 0,01% | 0,06% |
| Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode | ||||||
| (B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen im Zusammenhang mit strittigen oder nicht erfassten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | ||||||
| Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen | 67 | |||||
| Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen | 84,9 | |||||
| (C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbarte oder gesetzlich vorgeschriebene Fristen - Artikel L. 441-6 oder Artikel L. 443-1 des französischen Handelsgesetzbuches) | ||||||
| Angewandte Zahlungsfristen, | ||||||
| um Zahlungsverzug zu berechnen | Gesetzliche Zahlungsfristen: 60 Tage |
| Artikel D. 441 I.-2.: Am Ende der Berichtsperiode ausgestellte unbezahlte und überfällige Rechnungen | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 0 Tage (Richtwert) | 1 bis 30 Tage | 31 bis 60 Tage | 61 bis 90 Tage | 91 Tage oder mehr | Gesamt (1 Tag oder mehr) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (A) nach Fälligkeitsalter | ||||||
| Zahl der Rechnungen | - | 5.479.406 | ||||
| Aggregierter Rechnungsbetrag (mit MwSt.) | - | 166,0 | 53,5 | 30,0 | 413,2 | 662,9 |
| Anteil am Gesamtbetrag der Einkäufe (mit MwSt.) für die Periode | ||||||
| Anteil an den Gesamterlösen (mit MwSt.) für die Periode | - | 0,68% | 0,22% | 0,12% | 1,70% | 2,73% |
| (B) Aus (A) ausgenommene Rechnungen im Zusammenhang mit strittigen oder nicht erfassten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | ||||||
| Zahl der ausgeschlossenen Rechnungen | 149 | |||||
| Aggregierter Betrag der ausgeschlossenen Rechnungen | 73,9 | |||||
| (C) Angewandte Standardzahlungsfristen (vertraglich vereinbarte oder gesetzlich vorgeschriebene Fristen - Artikel L. 441-6 oder Artikel L. 443-1 des französischen Handelsgesetzbuches) | ||||||
| Angewandte Zahlungsfristen, | Vertraglich vereinbarte Zahlungsfristen: 14 Tage | |||||
| um Zahlungsverzug zu berechnen | Gesetzliche Zahlungsfristen: 30 Tage |
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 2017 31,9 Mrd. €. Das ist weniger als im Vorjahr. Sie bestand hauptsächlich aus 22,2 Mrd. € in Anleihen und 5,6 Mrd. € in Bankdarlehen (einschließlich Finanzierungsleasings). Sonstige Darlehen und Inanspruchnahmen von Kreditlinien summierten sich zu 0,2 Mrd. €. Kurzfristige Darlehen (Commercial Paper/kurzfristige Wertpapiere) hatten Ende 2017 einen Anteil von 12 % an dieser Gesamtbruttoschuld.
Insgesamt 82 % der Bruttoschuld wurden auf Finanzmärkten emittiert (Anleiheemissionen und Commercial Paper/kurzfristige Wertpapiere).
Die Nettoschuld ohne fortgeführte Anschaffungskosten, ohne den Effekt von derivativen Finanzinstrumenten und Barsicherheiten, belief sich Ende 2017 auf 22,4 Mrd. €.
Ende 2017 war die Nettoschuld zu 80 % in Euro, zu 14 % in US-Dollar und zu 4 % in brasilianischen Real denominiert, ohne fortgeführte Anschaffungskosten, aber nach dem Beitrag der Umrechnungssätze von Derivaten.
Nach dem Beitrag von Derivaten waren 86 % der Nettoschuld festverzinslich. Gegenüber 2016 haben sich die durchschnittlichen Kosten der Bruttoschuld mit 2,63 % um 14 Basispunkte verringert. Die durchschnittliche Fälligkeit der Nettoschuld lag Ende 2017 bei 10,6 Jahren.
Wichtige Transaktionen 2017
Die wichtigsten Transaktionen 2017 mit Einfluss auf die Finanzschuld sind in Anhang 15.3.3 von Abschnitt 6.2 "Konzernabschluss" beschrieben. Außerdem verlängerte die Gruppe die Fälligkeit der 5,5 Mrd. € gepoolter Konsortialkreditlinien um ein Jahr auf November 2022. 2017 erlangte die jährliche Aktualisierung des Prospekts für das EMTN-Programm von ENGIE über 25 Mrd. € die AMF-Genehmigung Nr. 17-552 vom 16. Oktober 2017.
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. Fitch hat ENGIE seit Oktober 2017 mit A/F1 mit stabilem Ausblick bewertet.
6.1.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung von Kapital
Per 31. Dezember 2017 besaß die Gruppe nicht in Anspruch genommene bestätigte Kreditlinien (die unter anderem zur Deckung von Commercial-Paper-/kurzfristig vermarktbaren Wertpapierprogrammen verwendet werden können) von 13,4 Mrd. €. 94 % dieser Linien werden zentral verwaltet, unterliegen keinen Financial Covenants oder sind mit keinem Kreditrisiko-Rating verknüpft. Die Gegenparteien dieser Linien sind weit diversifiziert, keine einzige hält mehr als 6 % der Gesamtsumme dieser gepoolten Linien. Ende 2017 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 2017 erfüllten alle Unternehmen der Gruppe, deren Schuld konsolidiert ist, die bindenden Verpflichtungen und Zusicherungen aus ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme weniger nicht maßgeblicher Unternehmen, für die die Durchsetzung von Waiver-Compliance-Regelungen diskutiert wird.
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 3,3 Mrd. €, die 2018 auslaufen (mit Ausnahme der Fälligkeit von 3,9 Mrd. € in Commercial Paper/kurzfristigen Wertpapieren). Zusätzlich besaß sie per 31. Dezember 2017 Barmittel von 9,6 Mrd. € (abzüglich Kontokorrentkredite) und insgesamt 13,4 Mrd. € aus verfügbaren Kreditlinien (nicht abzüglich des Betrags der ausgegebenen Commercial Paper/der kurzfristigen Wertpapiere), einschließlich 0,7 Mrd. €, die 2018 auslaufen.
6.2 Konzernabschluss
6.2.1. Konzernabschluss
Gewinn- und Verlustrechnung
| In Millionen Euro |
Anhänge | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|---|
| Erlöse | 7.1 | 65.029 | 64.840 |
| Käufe | (36.740) | (36.620) | |
| Personalkosten | 7.2 | (10.082) | (9.996) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | 7.3 | (3.736) | (4.223) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (11.077) | (10.407) | |
| Sonstige betriebliche Erträge | 1.441 | 1.291 | |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 7 | 4.835 | 4.884 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 3 | 437 | 752 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.273 | 5.636 | |
| Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente | 8.1 | (307) | 1.279 |
| Wertminderungsaufwendungen | 8.2 | (1.317) | (4.035) |
| Restrukturierungskosten | 8.3 | (671) | (450) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 8.4 | 752 | 544 |
| Sonstige Einmaleffekte | 8.5 | (911) | (850) |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 8 | 2.819 | 2.124 |
| Finanzaufwand | (2.122) | (2.210) | |
| Finanzertrag | 827 | 889 | |
| NETTOFINANZERGEBNIS | 9 | (1.296) | (1.321) |
| Ertragssteuerertrag/(-aufwand) | 10 | 425 | (481) |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.948 | 322 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 290 | (158) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | 163 | |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | 1.423 | (415) | |
| davon Jahresüberschuss/(-fehhetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 1.226 | (304) | |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 196 | (111) | |
| Minderheitsbeteiligungen | 815 | 579 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 722 | 626 | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 93 | (47) | |
| UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | 11 | 0,53 | (0,23) |
| davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | 0,45 | (0,19) | |
| davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | 0,08 | (0,05) | |
| VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | 11 | 0,53 | (0,23) |
| davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | 0,45 | (0,19) | |
| davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | 0,08 | (0,05) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
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. 2017 | 31. Dez. 2017 Eigentümer Mutterunternehmen | 31. Dez. 2017 Nichtbeherrschende Beteiligungen | 31. Dez. 2016(1) | 31. Dez. 2016 Eigentümer Mutterunternehmen(1) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | 1.423 | 815 | 163 | (415) | |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 15 | (379) | (381) | 2 | 146 | 144 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 16 | 327 | 327 | (86) | (86) | |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | 16 | 393 | 378 | 15 | (250) | (260) |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | 16 | 6 | 18 | (11) | (30) | 27 |
| Latente Steuern auf obige Posten | 10 | (184) | (184) | 123 | 102 | |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | 13 | 13 | 108 | 108 | ||
| Umrechnungsdifferenzen | (2.583) | (2.209) | (374) | 402 | 255 | |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 4 | (177) | (124) | (53) | (276) | (193) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN | (2.583) | (2.162) | (421) | 137 | 97 | |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 19 | 96 | 93 | 2 | (677) | (633) |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 10 | (97) | (92) | (4) | 52 | 52 |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Positionen aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | 32 | 32 | (50) | (49) | ||
| Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 7 | 5 | 2 | 3 | 2 | |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 38 | 38 | (672) | (628) | ||
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (307) | (701) | 394 | (371) | (946) |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2016 Nichtbeherrschende Beteiligungen(1) |
|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 579 |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 2 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | 10 |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (57) |
| Latente Steuern auf obige Posten | 21 |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | |
| Umrechnungsdifferenzen | 147 |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | (83) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN | 40 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (44) |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Positionen aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | |
| Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 1 |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | (44) |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 575 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
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. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |||
| Goodwill | 12 | 17.285 | 17.372 |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 13 | 6.504 | 6.639 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 14 | 51.024 | 57.739 |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 15 | 2.656 | 2.997 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 15 | 2.976 | 2.250 |
| Derivate | 15 | 2.948 | 3.603 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 3 | 7.409 | 6.624 |
| Sonstige Vermögenswerte | 25 | 567 | 431 |
| Latente Steueransprüche | 10 | 803 | 1.250 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 92.171 | 98.905 | |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |||
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 15 | 599 | 595 |
| Derivate | 15 | 7.378 | 9.047 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 15 | 20.311 | 20.835 |
| Vorräte | 25 | 4.155 | 3.656 |
| Sonstige Vermögenswerte | 25 | 8.492 | 10.692 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 15 | 1.608 | 1.439 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 15 | 8.931 | 9.825 |
| Vermögenswerte, die als zur Veräußerung verfügbar klassifiziert sind | 4 | 6.687 | 3.506 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 58.161 | 59.595 | |
| SUMME DER VERMÖGENSWERTE | 150.332 | 158.499 | |
| VERBINDLICHKEITEN | |||
| in Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| Aktienkapital | 36.639 | 39.578 | |
| Minderheitsbeteiligungen | 2 | 5.938 | 5.870 |
| SUMME EIGENKAPITAL | 17 | 42.577 | 45.447 |
| Langfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 18 | 18.428 | 19.461 |
| Langfristiges Fremdkapital | 15 | 25.292 | 24.411 |
| Derivate | 15 | 2.980 | 3.410 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 15 | 32 | 200 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 25 | 1.009 | 1.203 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 10 | 5.220 | 6.775 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 52.960 | 55.461 | |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |||
| Rückstellungen | 18 | 3.340 | 2.747 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 15 | 8.176 | 12.539 |
| Derivate | 15 | 8.720 | 9.228 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 15 | 16.432 | 17.075 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 25 | 14.756 | 15.702 |
| Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind | 4 | 3.371 | 300 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 54.795 | 57.591 | |
| SUMME EIGENKAPITAL UND VERBINDLICHKEITEN | 150.332 | 158.499 |
NB: Die Beträge in den Tabellen sind in Millionen Euro angegeben. In bestimmten Fällen kann das Runden zu unwesentlichen Abweichungen bei den Summen führen.
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 Aktien | Aktienkapital | 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 | |||||
| Dividendenauszahlung in bar | (2.397) | |||||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile | (72) | |||||
| Coupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen | (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 | Aktienkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|
| 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 | |||
| Dividendenauszahlung in bar | (2.397) | (507) | (2.903) | ||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile | 61 | (11) | (11) | ||
| Coupons tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen | (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.
| In Millionen Euro | Anzahl Aktien | Aktienkapital | Kapitalrücklage |
|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2016 | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 |
| Nettoergebnis | |||
| Sonstiges Gesamtergebnis | |||
| SUMME GESAMTERGEBNIS | |||
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | |||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17.2.3) | |||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 17.1.2) | |||
| Coupons von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 17.2.1) | |||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | |||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | |||
| Stammkapitalerhöhungen/-herabsetzungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | |||
| Sonstige Änderungen | |||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017 | 2.435.285.011 | 2.435 | 32.506 |
| In Millionen Euro | Konsolidierte Rücklagen | Tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | Änderungen des beizulegenden Zeitwerts und sonstige |
|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2016 | 1.967 | 3.273 | (1.137) |
| Nettoergebnis | 1.423 | ||
| Sonstiges Gesamtergebnis | 38 | 223 | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | 1.460 | 223 | |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 37 | ||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17.2.3) | (2.049) | ||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 17.1.2) | (19) | ||
| Coupons von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 17.2.1) | (144) | ||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | 60 | ||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (3) | ||
| Stammkapitalerhöhungen/-herabsetzungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | |||
| Sonstige Änderungen | 1 | ||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017 | 1.455 | 3.129 | (915) |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Eigene Anteile | Aktienkapital | Nicht beherrschende Beteiligungen | Gesamt |
|---|---|---|---|---|---|
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2016 | 1.296 | (761) | 39.578 | 5.870 | 45.447 |
| Nettoergebnis | 1.423 | 815 | 2.238 | ||
| Sonstiges Gesamtergebnis | (2.384) | (2.124) | (421) | (2.545) | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (2.384) | (701) | 394 | (307) | |
| Emissionen von Mitarbeiteraktien und anteilsbasierte Vergütung | 37 | 37 | |||
| Bar ausgezahlte Dividenden (vgl. Anhang 17.2.3) | (2.049) | (680) | (2.729) | ||
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile (vgl. Anhang 17.1.2) | (122) | (140) | (140) | ||
| Coupons von tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen (vgl. Anhang 17.2.1) | (144) | (144) | |||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern | 60 | 131 | 191 | ||
| Geschäftsvorfälle zwischen Eigentümern in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (3) | (1) | (4) | ||
| Stammkapitalerhöhungen/-herabsetzungen, durch nicht beherrschende Beteiligungen gezeichnet | 226 | 226 | |||
| Sonstige Änderungen | 1 | (3) | (2) | ||
| EIGENKAPITAL PER 31. DEZEMBER 2017 | (1.088) | (883) | 36.639 | 5.938 | 42.577 |
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. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | 163 | |
| - Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 290 | (158) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.948 | 322 | |
| - Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (437) | (752) | |
| + Erhaltene Dividenden von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 466 | 457 | |
| - planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen, netto | 6.203 | 9.252 | |
| - Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte | (1.096) | (724) | |
| - Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente | 307 | (1.279) | |
| - Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 44 | 40 | |
| - Ertragsteueraufwand | (425) | 481 | |
| - Nettofinanzergebnis | 1.296 | 1.321 | |
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 8.305 | 9.117 | |
| + Gezahlte Steuern | (894) | (896) | |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 25.1 | 1.251 | 1.842 |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT FORTGEFÜHRTER GESCHÄFTSBEREICHE | 8.662 | 10.063 | |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT AUFGEGEBENER GESCHÄFTSBEREICHE | 647 | 111 | |
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT | 9.309 | 10.174 | |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 5.5 | (5.779) | (5.290) |
| Erwerbe von beherrschenden Anteilen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 5.5 | (690) | (411) |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 5.5 | (1.446) | (208) |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 5.5 | (258) | (391) |
| Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 90 | 153 | |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 3.203 | 983 | |
| Veräußerungen von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 283 | 1.457 | |
| Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 538 | 767 | |
| Erhaltene Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte | 83 | 12 | |
| Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 170 | 142 | |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen | 5.5 | (838) | 30 |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (4.645) | (2.756) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | (512) | (899) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (5.157) | (3.655) | |
| Gezahlte Dividenden(2) | (2.871) | (3.155) | |
| Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat | 389 | ||
| Rückzahlung von Finanzschulden | (7.738) | (4.752) | |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | (181) | (257) | |
| Gezahlte Zinsen | (745) | (817) | |
| Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 100 | 137 | |
| Kapitalfluss aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekaufte Fremdkapitalaufnahmen | (156) | (236) | |
| Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen | 6.356 | 2.904 | |
| Kapitalerhöhung/-senkung | 224 | (9) | |
| Ausgabe nachrangiger ewig laufender Hybridanleihen | |||
| Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile | (140) | (11) | |
| Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen | 5.5 | 1 | (26) |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (4.761) | (6.222) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | 36 | 188 | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (4.725) | (6.034) | |
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei fortgeführten Geschäftsbereichen | (294) | 169 | |
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | (10) | (12) | |
| SUMME KAPITALFLUSS FÜR DIE PERIODE | (877) | 642 | |
| Umklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | (16) | ||
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 9.825 | 9.183 | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 8.931 | 9.825 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 .Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
(2) Die Zeile "Gezahlte Dividenden" beinhaltet die an Besitzer tief nachrangiger, ewig laufender Anleihen gezahlten Coupons in Höhe von 144 Mio. € per 31. Dezember 2017 und von 146 Mio. € per 31. Dezember 2016.
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 société anonyme mit einem Aufsichtsrat, der den Bestimmungen in Buch II des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) sowie allen sonstigen Bestimmungen des französischen Rechts unterliegt, die für 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 7. März 2018 genehmigte der Aufsichtsrat der Gruppe den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2017 beendete Geschäftsjahr und gab ihn zur Veröffentlichung frei.
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 2016 und 2017) 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 2017 beendete Jahr wurde gemäß den IFRS-Standards erstellt, wie vom International Accounting Standards Board veröffentlicht und von der Europäischen Union übernommen(1) .
Die Bilanzierungsstandards für den Konzernabschluss für das am 31. Dezember 2017 beendete Jahr sind mit der Strategie zur Erstellung des Konzernabschlusses für das am 31. Dezember 2016 beendete Jahr konsistent, mit den Ausnahmen, die im Folgenden in §1.1.1 beschrieben sind.
1.1.1 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRlC-Interpretationen, die für 2017 gelten
| ― | Änderungen an IAS 7 - Kapitalflussrechnungen: Angabeninitiative. |
| ― | Änderungen an IAS 12 - Ertragssteuern: Ansatz von Vermögenswerten aus latenten Steuern für nicht realisierte Verluste. |
| ― | Jährliche Verbesserungen der IFRS-Standards - Zyklus 2012-2014(2)(3) . |
Diese Änderungen haben keine wesentliche Auswirkung auf den Konzernabschluss. Anhang 15.3.2 zeigt die Überleitung von Nettoschuld auf den Kapitalfluss bei Finanzierungen (Änderungen bei IAS 7).
1.1.2 2018 in Kraft tretende IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, deren vorzeitige Anwendung die Gruppe nicht gewählt hat
1.1.2.1 IFRS 9 - Finanzinstrumente und IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden
IFRS 9 - Finanzinstrumente
Im Juli 2014 führte der IASB einen neuen Standard für Finanzinstrumente ein. IFRS 9 umfasst die folgenden drei Hauptphasen:
- Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten
Nach dem neuen Standard werden finanzielle Vermögenswerte ausgehend von ihrer Art, den Merkmalen der vertraglichen Zahlungsströme und dem mit ihnen verbundenen Geschäftsmodell klassifiziert.
- Wertminderung
IFRS 9 legt die anzuwendenden Grundsätze und Leitlinien fest, um die erwarteten Kreditausfälle bei finanziellen Vermögenswerten, Kreditzusagen und Finanzgarantien zu bewerten und anzusetzen.
- Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen
Ziel des neuen Standards ist, mit einem an den Grundsätzen des Risikomanagements orientierten Ansatz das Hedge Accounting besser am Risikomanagement auszurichten.
ENGIE hat entschieden, IFRS 9 nicht vorzeitig zu übernehmen und ihn ab 1. Januar 2018 vollständig anzuwenden. Gemäß den Übergangsbestimmungen des IFRS 9 gilt für die Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten sowie für die Wertminderung die retrospektive Methode, während die prospektive Methode für das Hegde Accounting angewandt wird. Die Optionen für die erstmalige Anwendung des Standards wirken sich für die Gruppe nicht wesentlich aus.
(1) Verfügbar auf der Website der Europäischen Kommission: http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_en.htm.
(2) Die Europäische Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.
(3) Die Verbesserungen bei IFRS 12 aus diesem Zyklus gelten ab 2017, die anderen ab 2018.
Der Fortschritt in diesem speziellen Projekt ermöglichte die Anpassung der IT-Prozesse und -Instrumente und das Erarbeiten von Leitlinien, so dass die neuen Grundsätze verständlicher wurden und sich in der gesamten Gruppe konsistent anwenden ließen.
Die wichtigsten Auswirkungen auf den Konzernabschluss lassen sich für jede der drei Phasen des neuen Standards so zusammenfassen:
- Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten
Die wichtigste Auswirkung betrifft die Umklassifizierung finanzieller Vermögenswerte, die gegenwärtig nach IAS 39 "als zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere" dargestellt und zum beizulegenden Zeitwert im sonstigen Gesamtergebnis bewertet werden.
Nach IFRS 9 erscheinen sie per 31. Dezember 2017 wie folgt:
| In Millionen Euro | IAS 39 | Klassifizierung nach IFRS 9 |
|---|---|---|
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 2.656 | |
| Eigenkapitalinstrumente zum beizulegenden Zeitwert im sonstigen Gesamtergebnis | 734 | |
| Eigenkapitalinstrumente erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | 392 | |
| Schuldinstrumente zu fortgeführten Anschaffungskosten | ||
| Schuldinstrumente zum beizulegenden Zeitwert im sonstigen Gesamtergebnis | 884 | |
| Schuldinstrumente erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | 617 | |
| Liquide Mittel in Verbindung mit Bareinlagen erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert | 29 |
- Wertminderung
Die Hauptauswirkung ist der Anstieg der Wertminderung nach dem Übergang, weil erwartete Forderungsverluste bei Risikokrediten ab dem Erstansatz von Forderungen oder ab dem Zeitpunkt angesetzt werden, an dem Kreditzusagen oder Finanzgarantien gegeben werden. Das betrifft hauptsächlich Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (zusätzliche Abschreibungen von 191 Mio. € per 31. Dezember 2017 bei einem Gesamtbruttowert von 19.993 Mio. €) und langfristige Forderungen (zusätzliche Abschreibungen von 22 Mio. € per 31. Dezember 2017 bei einem Gesamtbruttowert von 2.925 Mio. €).
Nach dem Übergang erwarten wir Auswirkungen auf Periodenergebnisse durch wesentliche Änderungen bei der Bonitätseinstufung unserer Gegenparteien, beispielsweise bei Finanzkrisen.
- Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen
Für die Gruppe geht es hier im Wesentlichen um Aspekte der Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen bei Schuldrisiken.
Der neue Standard hat die Prinzipien des Hedge Accounting nicht grundlegend geändert.
Das Anwenden von IFRS 9 wirkt sich per 31. Dezember 2017 auf das Eigenkapital mit 235 Mio. € negativ aus (einschließlich einer Negativwirkung von 53 Mio. € auf Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden).
IFRS 15 - Erlöse aus Verträgen mit Kunden
Im Mai 2014 führte der IASB einen neuen Standard für den Ansatz von Erlösen ein. Nach IFRS 15 werden Erlöse dann angesetzt, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über vertraglich versprochene Waren oder Leistungen für die Gegenleistung erlangt, von der das Unternehmen erwartet, dass es im Austausch für diese versprochenen Waren oder Leistungen Anspruch auf sie hat. Zusätzlich fordert dieser Standard die Angabe von Art, Höhe, zeitlichem Anfall sowie Unsicherheit von Umsatzerlösen und resultierenden Zahlungsströmen aus Verträgen mit Kunden.
Die Anwendung von IFRS 15 ist ab 2018 vorgeschrieben. Die Gruppe hat sich gegen die vorzeitige Anwendung entschieden und wählte die vollständige retrospektive Methode mit Vergleichsinformationen, die am Tag der Erstanwendung angepasst werden.
In dem 2014 gestarteten Projekt machte die Gruppe die Punkte deutlich, die sich wahrscheinlich darauf auswirken werden, wie Erlöse aus den vielfältigen Aktivitäten der Gruppe angesetzt werden, die viele Geschäfte sowie unterschiedliche Arten von Verträgen umfassen.
Aufgrund der bisher geleisteten Arbeit konnte die Gruppe drei Punkte herausstellen, die sich auf den Konzernerlös auswirken:
| ― | In bestimmten Ländern, in denen die Gruppe als Energieversorger auftritt, ohne für die Verteilung zuständig zu sein, kann die Analyse nach IFRS 15 dazu führen, dass nur der Energieabsatz als Erlös angesetzt wird. In bestimmten Situationen wird durch die bilanzielle Behandlung nach IFRS 15 der Anteil der Verteilung an den Erlösen gemindert, was sich aber nicht auf die Gewinnspanne für die Energie auswirkt, denn die damit verbundenen Aufwendungen sinken entsprechend. Per 31. Dezember 2017 beliefen sich diese Erlöse auf 3.803 Mio. €. Die betrieblichen Aufwendungen sanken in gleicher Höhe. Die am stärksten betroffenen Länder sind Belgien (Verteilung von Gas und Strom und Stromtransport) und Frankreich (Verteilung von Strom). Auf Konzernebene wirkt sich das für Gas in Frankreich nicht aus, aber auf die Aufteilung der Erlöse auf die berichtspflichtigen Segmente: Erlöse aus der Gasverteilung werden nicht mehr beim Versorger angesetzt (im berichtspflichtigen Segment Frankreich), sondern beim Verteiler (im berichtspflichtigen Segment Infrastructures Europe). Per 31. Dezember 2017 beliefen sich diese Erlöse auf 1.957 Mio. €. |
| ― | Kauf-/Verkaufstransaktionen für Commodities, die IFRS 9 - Finanzinstrumente zugeordnet sind, fallen nicht unter IFRS 15. Die entsprechenden Verkäufe aus diesen Geschäften, die zu einer physischen Lieferung des Basiswerts führen, werden somit in einer eigenen Zeile dargestellt, nicht bei den Erlösen nach IFRS 15. Per 31. Dezember 2017 beliefen sich diese Erlöse auf 5.723 Mio. €. |
| ― | da der neue Standard eine bessere Anleitung zum Ansatz von Erlösen bietet und es dabei vor allem darum geht, wie die festgestellten Leistungsverpflichtungen erfüllt werden, wurden der Zeitpunkt des Ansatzes von Erlösen und das Margenprofil bei bestimmten Verträgen angepasst. |
Die Anwendung von IFRS 15 betrifft hauptsächlich Verträge über Betrieb und Instandhaltung von Kraftwerken oder die Bereitstellung von Produktionskapazitäten. Das kann zu einer Zunahme vertraglicher Verbindlichkeiten führen, die die Diskrepanz zwischen dem erhaltenen Preis und der Fertigstellung der Leistungen widerspiegelt.
Infolgedessen hat die Anwendung von IFRS 15 am 31. Dezember 2017 eine Negativwirkung von ca. 219 Mio. € auf das Eigenkapital, während sich der Zeitpunkt der Erlöserfassung aus diesen Verträgen angesichts ihrer Laufzeit nicht wesentlich auswirkt.
Weitere nicht wesentliche Auswirkungen betreffen insbesondere die Umklassifizierung einiger Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Vertragsvermögenswerte.
Zusammenfassung der wichtigsten Rückwirkungen, die von IFRS 9 und IFRS 15 auf die Gewinn- und Verlustrechnung und das Eigenkapital per 31. Dezember 2017 erwartet werden.
Die wichtigsten zu erwartenden Auswirkungen der Anwendung von IFRS 9 und IFRS 15 auf die vergleichende Gewinn- und Verlustrechnung am 31. Dezember 2017 sind hier zusammengefasst:
| In Millionen Euro | Per 31. Dez. 2017 veröffentlicht | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | Per 31. Dez. 2017 neu berechnet |
|---|---|---|---|---|
| Erlöse | 65.029 | (4.093) | 60.936 | |
| Kurzfristiges Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 5.273 | (23) | (39) | 5.211 |
| Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit | 2.819 | (27) | (39) | 2.753 |
| Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) | (1.296) | (101) | (11) | (1.408) |
| Ertragsteueraufwand | 425 | 37 | (11) | 473 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 2.238 | (92) | (38) | 2.108 |
| davon periodischer Jahresüberschuss | 3.550 | (120) | (38) | 3.392 |
| Konzernanteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) | 1.423 | (80) | (23) | 1.320 |
| davon Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss | 2.662 | (122) | (23) | 2.517 |
Die dargestellten Auswirkungen wurden nach den Festlegungen in IFRS 9.7.2.1 ermittelt. Folglich bestimmte sich die Rückwirkung auf 2017 ausgebuchte finanzielle Vermögenswerte nach IAS 39 und nicht nach IFRS 9.
Die Auswirkung dieser speziellen Übergangsbestimmung ist in der vergleichenden Gewinn- und Verlustrechnung per 31. Dezember 2017 als Einmaleffekt dargestellt, um die Konsistenz mit dem Konzernabschluss 2018 herzustellen, in dem alle finanziellen Vermögenswerte ausnahmslos IFRS 9 unterliegen.
Nachstehend die Zusammenfassung des Einflusses von IFRS 9 und IFRS 15 auf das Eigenkapital per 31. Dezember 2017.
| In Millionen Euro | Per 31. Dez. 2017 veröffentlicht | Auswirkung von IFRS 9 | Auswirkung von IFRS 15 | Per 31. Dez. 2017 neu berechnet |
|---|---|---|---|---|
| Summe Eigenkapital | 42.577 | (235) | (219) | 42.123 |
| Stammkapital | 36.639 | (224) | (132) | 36.283 |
1.1.2.2 Sonstige IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen
| ― | 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 der IFRS-Standards - Zyklus 2014-2016(1)(2) . |
Die Auswirkung der Anwendung dieser Standards, Änderungen bzw. Interpretationen wird zurzeit bewertet.
1.1.3 IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen, die nach 2018 gelten
1.1.3.1 IFRS 16 - Leasingverhältnisse
Im Januar 2016 führte der IASB einen neuen Standard für Leasingverhältnisse ein. Nach dem neuen Standard werden alle Leasingverpflichtungen in der Bilanz angesetzt, ohne zwischen Operating-Leasings und Finanzierungsleasings zu unterscheiden.
Zur Erstanwendung dieses Standards ab 1. Januar 2019 hat man 2017 Fortschritte erzielt.
Während sich die Phase der Identifizierung von Leasings im gesamten Konzern dem Ende nähert (diese Phase endet, wenn die Datenbank des Konzerns vollständig ist), dauern die Analysen nach dem neuen Standard an (ein Leasingverhältnis erkennen, die Dauer des Leasings bewerten, die Abzinsungssätze bewerten und ermitteln usw.).
Wir gehen davon aus, dass die Auswirkung des Übergangs 2018 mit dem modifizierten retrospektiven Ansatz abschließend feststeht.
Die wichtigste Erwartung für die Konzernbilanz ist ein Zuwachs von Vermögenswerten aus einem Nutzungsrecht (right-of-use assets) auf der Aktivseite und eine Zunahme von Leasingverbindlichkeiten auf der Passivseite bei Leasingverhältnissen, in denen die Gruppe Leasingnehmer ist und die gegenwärtig als Operating-Leasings qualifizieren. Hier geht es im Wesentlichen um Immobilien, LNG-Tankschiffe und Fahrzeuge. Verpflichtungen aus diesen Verträgen werden als bilanzunwirksame Verpflichtungen dargestellt (vgl. Anhang 21).
In der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung wird die Auflösung der Mietaufwendungen für diese Operating-Leasings zu einem Zuwachs bei EBITDA, Abschreibungen und Finanzaufwendungen führen.
Arbeiten zur Weiterentwicklung im IT-Bereich sind noch nötig, um insbesondere ein Management-Tool zu haben, das an IFRS 16 angepasst ist und eine Vielzahl von Leasingverhältnissen verarbeiten kann.
1.1.3.2 Sonstige IFRS-Standards, Änderungen oder IFRIC-Interpretationen
| ― | IFRIC 23 - Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung(1) |
| ― | IFRS 17 - Versicherungsverträge(1) |
| ― | Änderungen an IFRS 9 - Finanzinstrumente: Vorfälligkeitsregelungen mit negativer Ausgleichsleistung(1) . |
(1) Die Verbesserungen bei IFRS 12 aus diesem Zyklus gelten ab 2017, die anderen ab 2018.
(2) Die Europäischen Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.
| ― | Änderungen an IAS 28 - Investitionen in assoziierte Unternehmen und Joint Ventures: Langfristige Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Joint Ventures(1) |
| ― | Jährliche Verbesserungen der IFRS-Standards - Zyklus 2015-2017(1) |
Die Auswirkung der Anwendung dieser Standards, Änderungen bzw. 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 IFRS im Jahr 2005. Die Optionen, die sich weiterhin auf die Konzernabschlüsse auswirken, sind:
| ― | Umrechnungsanpassungen: Die Gruppe hat gewählt, kumulierte Umrechnungsanpassungen per 1. Januar 2004 in das konsolidierte Eigenkapital umzuklassifizieren. |
| ― | Unternehmenszusammenschlüsse: Die Gruppe hat gemäß IFRS 3 die Möglichkeit gewählt, Unternehmenszusammenschlüsse nicht neu zu bilanzieren, die vor dem 1. Januar 2004 stattfanden. |
1.2 Grundlage der Bewertung und Darstellung
Der Konzernabschluss wurde nach dem Anschaffungskostenprinzip erstellt. Eine Ausnahme bilden die Finanzinstrumente, die nach den in IAS 39 aufgestellten Kategorien für Finanzinstrumente bilanziert sind.
1.2.1 Veräußerungsfähige 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 sind 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 Aktivitäten entfaltet wurden, um einen Käufer zu finden und den Plan zu seinem Ende zu führen. Um zu beurteilen, ob ein Verkauf höchstwahrscheinlich ist, betrachtet die Gruppe unter anderem Anzeichen von Interesse und Angebote potenzieller Käufer und spezielle Risiken bei der Durchführung bestimmter Transaktionen.
Vermögenswerte oder Gruppen von Vermögenswerten werden im Konzernabschluss als aufgegebene Geschäftsbereiche dargestellt, wenn sie als "veräußerungsfähig" klassifiziert sind und gemäß IFRS 5 einen wesentlichen eigenen Geschäftsbereich darstellen.
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 sie für Businesspläne nutzt, und die Bestimmung von Abzinsungssätzen für Werthaltigkeitstests und zur Berechnung von Rückstellungen berücksichtigen das Umfeld und die erhebliche Marktvolatilität.
Schätzungen bei der Rechnungslegung in einem Kontext, der auf Entwicklungen des Energiemarkts empfindlich reagiert, erschweren das Bestimmen mittelfristiger Wirtschaftsaussichten.
1.3.1 Schätzungen
Konzernabschlüsse aufzustellen 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 berichtet wurden.
Aufgrund von Unsicherheiten, die einer Schätzung innewohnen, überprüft die Gruppe regelmäßig ihre Schätzungen vor dem Hintergrund aktuell verfügbarer 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, 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). |
1.3.1.1 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.
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 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 könnten einen wesentlichen Einfluss auf die Bewertung des erzielbaren Betrags haben und zu Berichtigungen von anzusetzenden Wertminderungen führen.
(1) Die Europäischen Union hat diese Standards und Änderungen noch nicht angenommen.
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 zur Berechnung des Nutzungswerts dieser goodwilltragenden CGU.
- CGU GRDF
Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasverteilungsnetze (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 zum Ende des mittelfristigen Businessplans errechnet wurde, entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2023. 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 Abzinsungssätze.
- CGU Generation Europe
Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen basieren auf Mechanismen für Kapazitätszahlungen, erwarteten Trends für die Nachfrage nach Strom und den Preisprognosen für CO2 , Brennstoff und Strom sowie der Höhe von Abzinsungssätzen.
- CGU Storengy
In Frankreich werden die Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Tarifs für Speicherstätten erstellt, der mit der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) als Teil ihres Beschlusses zur Regulierung dieser Aktivitäten vereinbart und rückwirkend zum 1. Januar 2018 angewendet wurde. Der Schlusswert - errechnet zum Ende des mittelfristigen Businessplans - entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2023.
In Deutschland basieren die Hauptannahmen auf prognostizierten Kapazitätsverkäufen, die von Änderungen von Marktbedingungen und insbesondere von saisonalen Erdgas-Spreads abhängig sind.
1.3.1.3 Schätzungen von Rückstellungen
Faktoren, die die Höhe von Rückstellungen maßgeblich beeinflussen, insbesondere, aber nicht nur die für die Back-End-Kosten des Brennelementekreislaufs und den Abbruch 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 zeitlichen Verlauf 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 Faktoren basieren auf Informationen und Schätzungen, die der Gruppe gegenwärtig als geeignet erscheinen.
Die Änderung bestimmter Faktoren 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 könnten 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 könnten eine erhebliche Auswirkung auf die daraus resultierenden Berechnungen haben. Diese Bewertungstechniken betreffen vor allem Bewertungsmethoden für die Flexibilität von langfristigen Vertragspreisen und -volumen. Bestimmte Modellanpassungen helfen, die schlecht beobachtbaren Variablen zu berücksichtigen.
1.3.1.6 Erlöse
Erlöse bei Kundengruppen, deren Energieverbrauch während der Bilanzierungsperiode gemessen wird, besonders bei Kunden, die Niederspannungsstrom oder Niederdruckgas erhalten, werden am Ende der Berichtsperiode ausgehend von historischen Angaben, Verbrauchsstatistiken und geschätzten Verkaufspreisen geschätzt. Für Verkäufe über Netze, die eine Vielzahl von Netzbetreibern nutzt, wird der Gruppe ein bestimmtes Volumen an Energie zugeteilt, das die Netz-Manager durch die Netze leiten. Die endgültigen Zuordnungen 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 beim Kunden seit der letzten, noch nicht abgerechneten Ablesung berücksichtigt. Diese Schätzungen entsprechen dem von den Netzmanagern in derselben Periode zugeteilten Energievolumen. Zur Bewertung des "Gases auf dem Zähler" dient der Durchschnittspreis. Der angesetzte Durchschnittspreis berücksichtigt die Kundenkategorie und den Zeitraum, über den das gelieferte und noch nicht abgerechnete 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, bei dem sich die nicht genutzten steuerlichen Verluste verwenden lassen, 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. Es trifft jedoch 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 Kontrolle, 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, Gas usw.) zu ermitteln.
Gesellschaften, für die Ermessensentscheidungen hinsichtlich der Art der Kontrolle getroffen wurden, sind in Anhang 2 "Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2017" und 3 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" aufgeführt.
Nach IAS 1 werden die kurzfristigen und langfristigen Vermögenswerte und Schulden der Gruppe getrennt in der Konzernbilanz ausgewiesen. Für die meisten Geschäftstätigkeiten der Gruppe beruht die Zuordnung zu kurzfristigen und langfristigen Posten darauf, wann zu erwarten ist, dass Vermögenswerte realisiert oder Schulden getilgt sein werden. Vermögenswerte, deren Verwertung, oder Schulden, deren Tilgung für einen Zeitraum von 12 Monaten ab Ende der Berichtsperiode zu erwarten sind, gelten als kurzfristig, während alle sonstigen Posten als langfristig klassifiziert sind.
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 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 von Fremdwährung
1.4.2.1 Berichtswährung im Konzernabschluss
Der Abschluss der Gruppe ist in Euro (€) dargestellt.
1.4.2.2 Funktionale Währung
Die funktionale Währung ist die Währung des primären Wirtschaftsumfelds, in dem ein Unternehmen tätig ist. Das ist in den meisten Fällen die lokale Währung. Bestimmte Unternehmen können jedoch eine funktionale Währung haben, die nicht die lokale ist, wenn diese andere Währung für die wichtigen Transaktionen des Unternehmens verwendet wird und sein wirtschaftliches Umfeld besser widerspiegelt.
1.4.2.3 Fremdwährungstransaktionen
Fremdwährungstransaktionen werden in der funktionalen Währung zu dem Wechselkurs verbucht, der am Tag der Transaktion gilt. Am Ende der Berichtsperiode:
| ― | werden monetäre Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen zu den Wechselkursen am Jahresende umgerechnet. Die 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 klassifiziert und daher in den funktionalen Währungen der Unternehmen ausgewiesen und zum Wechselkurs des Jahresendes umgerechnet.
1.4.3 Unternehmenszusammenschlüsse
Unternehmenszusammenschlüsse vor dem 1. Januar 2010 wurden nach IFRS 3 vor der Überarbeitung bilanziert. 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. Minderheitsbeteiligungen werden entweder zum beizulegenden Zeitwert oder in Höhe des Anteils der Gesellschaft an den identifizierbaren Nettovermögenswerten des erworbenen Unternehmens bewertet. Die Gruppe entscheidet je nach Fall, welche Bewertungsoption sie nutzt, um nicht beherrschende Beteiligungen auszuweisen.
1.4.4 Immaterielle Vermögenswerte
Immaterielle Vermögenswerte werden zu Anschaffungskosten, abzüglich kumulierter Abschreibung und kumulierter Wertminderungen, 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 ausweisen.
Unternehmenszusammenschlüsse vor dem 1. Januar 2010
Der Goodwill ist die Differenz zwischen den Kosten eines Unternehmenszusammenschlusses (Erwerbspreis von Anteilen zuzüglich aller Kosten, die direkt dem Unternehmenszusammenschluss zuzuordnen sind) und dem Anteil der Gruppe am beizulegenden Zeitwert der identifizierbaren Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Eventualverbindlichkeiten des erworbenen Unternehmens zum Erwerbszeitpunkt (sofern nicht der Unternehmenszusammenschluss stufenweise erfolgt).
Bei einem stufenweisen Unternehmenszusammenschluss - d. h. wenn die Gruppe eine Tochtergesellschaft durch sukzessive 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.
Unternehmenszusammenschlüsse nach dem 1. Januar 2010
Der Goodwill wird bewertet als Differenz aus:
(i) der Summe der übertragenen Gegenleistung;
(ii) dem Betrag 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;
und den am Erwerbstag beizulegenden Nettozeitwerten der identifizierbaren erworbenen Vermögenswerte und übernommenen Schulden.
Die Höhe des am Erwerbstag angesetzten Geschäfts- oder Firmenwerts darf nach dem Ende der Bewertungsperiode nicht berichtigt 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.
Eine Wertminderung des Goodwill kann nicht aufgeholt werden. Sie 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 Vermögenswerten gehören hauptsächlich:
| ― | Beträge, die als Gegenleistung für Rechte im Zusammenhang mit Konzessionsverträgen oder Verträgen über öffentliche Dienstleistung gezahlt wurden oder zu zahlen sind; |
| ― | bei Unternehmenszusammenschlüssen erworbene Kundenportfolios; |
| ― | Kapazitätsrechte insbesondere an 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 50 Jahre, abgeschrieben; |
| ― | Konzessionsvermögenswerte; |
| ― | Vertragserfüllungskosten. |
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 | 50 |
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
Sachanlagen werden zu Anschaffungskosten, abzüglich etwaiger kumulierter planmäßiger Abschreibung und etwaiger kumulierter Wertminderung 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 gegenwärtig, 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 aus Finanzierungsleasings stehen im Konzernabschluss mit dem niedrigeren Wert von Marktwert oder Barwert der entsprechenden Mindestleasingzahlungen. 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. Es 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, zu dem sie gehört, separat über ihre eigene Nutzungsdauer abgeschrieben.
Sachanlagen werden zumeist nach der linearen Abschreibungsmethode über die folgende Nutzungsdauer abgeschrieben:
| Nutzungsdauer | ||
|---|---|---|
| Die wichtigsten Abschreibungszeiträume (Jahre) | Minimum | Maximum |
| --- | --- | --- |
| Anlagen und Maschinen | ||
| • Lagerung - Produktion - Transport - Verteilung | 5 | 60(*) |
| • Installation - Instandhaltung | 3 | 10 |
| • Hydraulische Anlagen und Maschinen | 20 | 65 |
| Sonstige Sachanlagen | 2 | 33 |
(*) ohne Kissengas
Die Spanne der Nutzungsdauer ergibt sich aus der Unterschiedlichkeit der Vermögenswerte jeder Kategorie. Die als Minimum angegebenen Zeiträume beziehen sich auf kleinere Ausrüstung und Möbel, während es bei den als Maximum angegebenen um Netzinfrastruktureinrichtungen und Speicherstätten geht. Im Einklang mit dem von der belgischen Abgeordnetenkammer am 31. Januar 2003 verabschiedeten Gesetz über den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie für die industrielle Stromerzeugung wurde die Nutzungsdauer von Kernkraftwerken überprüft und prospektiv auf 40 Jahre von 2003 an angepasst. Eine Ausnahme bilden Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 mit einer um 10 Jahre verlängerten Betriebsdauer.
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 aus Exploration und Förderung von mineralischen Ressourcen
Die Gruppe wendet IFRS 6 - Exploration und Evaluierung von Bodenschätzen - an.
Geologische und geophysikalische Untersuchungen werden in dem Jahr als Aufwand gebucht, in dem sie angefallen sind.
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 Exploration (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 Transportoder 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 erfasst und über die Dauer des Abbaus der Vorräte 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 schreibt die Angaben im Anhang zu Jahresabschlüssen eines Konzessionsgebers und eines Konzessionsnehmers vor, während es in IFRIC 12 um die Behandlung geht, die der Konzessionsnehmer für bestimmte Konzessionsvereinbarungen anwenden muss.
Damit eine Konzessionsvereinbarung in den Anwendungsbereich von IFRIC 12 fällt, muss der Konzessionsgeber die Nutzung der Infrastruktureinrichtung kontrollieren. Diese Forderung ist erfüllt, wenn folgende zwei Bedingungen zutreffen:
| ― | der Konzessionsgeber kontrolliert oder regelt, welche Dienstleistungen der Konzessionsnehmer mit der Infrastruktureinrichtung zu erbringen hat, an wen er sie zu erbringen hat und zu welchem Preis und |
| ― | der Konzessionsgeber kontrolliert 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. Nicht abzuschreibende immaterielle Vermögenswerte 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 an das der Zweck des Vermögenswerts gebunden 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 einer Wertminderung 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 Geschäftseinheiten, die die Gruppe langfristig und nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag einer CGU dem höheren Wert von beizulegendem Zeitwert, abzüglich Veräußerungskosten, oder Nutzungswert. 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 Geschäftseinheiten 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 mit diesen Abzinsungssätzen 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.
Bei Geschäftseinheiten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der 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 die Wertminderung 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 in 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 Leasingverhältnis 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 garantiert 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 der niedrigere ist. Der realisierbare Nettowert entspricht dem geschätzten Verkaufspreis in der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, 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 Nettoveräußerungswert von Vorräten geringer als ihre gewichteten Durchschnittskosten ist.
Bestimmte Vorräte dienen Handelszwecken. Sie werden nach IAS 2 zum beizulegenden Zeitwert abzüglich der geschätzten Kosten angesetzt, die nötig sind, damit der Verkauf zustande kommt. Änderungen dieses beizulegenden Zeitwerts erscheinen in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns für das Jahr, in dem sie eintreten.
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 keine speziellen IFRS-Regelungen für die bilanzielle Behandlung von THG-Emissionszertifikaten gibt, hat die Gruppe beschlossen, folgende Prinzipien anzuwenden:
| ― | Emissionsrechte werden als Vorräte eingestuft, da sie sich im Produktionsprozess verzehren; |
| ― | auf dem Markt erworbene Emissionszertifikate werden zu den Anschaffungskosten erfasst; |
| ― | kostenfrei gewährte Emissionsrechte erscheinen in der Bilanz zum Wert null. |
Am Jahresende weist die Gruppe eine Schuld aus, wenn sie nicht genug Emissionszertifikate hat, um ihre THG-Emissionen während der Periode abzudecken. Diese Schuld wird zum Marktwert der Zertifikate bewertet, die erforderlich sind, um ihre Verpflichtungen am Jahresende zu erfüllen, oder ausgehend vom Preis im Vertrag, der fehlende Emissionszertifikate 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; |
| ― | der Wert von ESC-Vorräten entspricht den gewichteten Durchschnittskosten (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 zur Veräußerung 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.
Veräußerungsfähige Wertpapiere
Zu den "veräußerungsfähigen Wertpapieren" gehören Investitionen der Gruppe in nicht konsolidierte Unternehmen und Eigenkapital- oder Schuldinstrumente, die nicht die Kriterien für eine Zuordnung zu einer anderen Kategorie erfüllen (siehe unten). Die Kosten werden mit der Durchschnittsmethode ermittelt.
Beim Erstansatz 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 erheblich oder anhaltend beurteilt wird, dass eine Wertminderung anzusetzen ist. In diesem Falle wird der Verlust als "Wertminderungsaufwand" im Erlös angesetzt. Nur Wertminderungsaufwendungen, die für Schuldinstrumente angesetzt sind (Gläubigerpapiere/ Schuldverschreibungen), können erfolgswirksam 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 angesetzt.
Beim Erstansatz werden die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen zum beizulegenden Zeitwert verbucht, der generell ihrem Nennwert entspricht. Wertminderungsaufwand wird nach der geschätzten Gefahr der Uneinbringlichkeit 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 gliedern sich die finanziellen Verbindlichkeiten in kurzfristige und langfristige Verbindlichkeiten. 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; |
| ― | als Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts geeignete derivative Finanzinstrumente, deren Basiswert als kurzfristiger Posten eingestuft ist; |
| ― | alle Commodity-Trading-Derivate, die nicht als Sicherung qualifizieren. |
Bewertung von Fremdkapital und sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten
Fremdkapital und sonstige finanzielle Verbindlichkeiten werden zu fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren bewertet.
Beim Erstansatz werden Emissions- oder Rückzahlungsagios und Abzinsungen und Emissionskosten dem Nominalwert des entsprechenden Fremdkapitals hinzugefügt oder von ihm abgezogen. Diese Posten fließen in die Berechnung des Effektivzinssatzes ein. Man verbucht sie daher über die Laufzeit des Fremdkapitals nach dem Verfahren der fortgeführten Anschaffungskosten in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung.
Bei strukturierten Schuldinstrumenten ohne Eigenkapitalbestandteil kann es für die Gruppe erforderlich sein, 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. Bei Trennung eines eingebetteten Derivats von seinem Basisvertrag zerfällt der ursprüngliche Buchwert des strukturierten Instruments in eine eingebettete Derivatkomponente, die dem beizulegenden Zeitwert des eingebetteten Derivats entspricht, und eine Komponente der finanziellen Verbindlichkeit, die 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.
In der Folgezeit verbucht man die Schuld zu den fortgeführten Anschaffungskosten nach dem Effektivzinssatzverfahren, während das Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird, wobei Änderungen des beizulegenden Zeitwerts in die Erträge eingehen.
Put-Optionen auf nicht beherrschende Anteile
Zu den sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten gehören vor allem Put-Optionen, die die Gruppe hinsichtlich nicht beherrschender Anteile gewährt.
Vor dem 1. Januar 2010 gewährte Put-Optionen auf nicht beherrschende Anteile
Da die IFRS keine speziellen Hinweise enthalten, hat die Gruppe gemäß den Empfehlungen der AMF für die Berichtsperiode 2009 entschieden, vor dem 1. Januar 2010 angesetzte Instrumente 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, gilt die Differenz als Goodwill; |
| ― | am Ende jeder Berichtsperiode wird die Höhe der finanziellen Verbindlichkeit geprüft, und 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 Hedge Accounting
Die Gruppe nutzt derivative 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 unterliegt einer Strategie der Gruppe für den Umgang mit Risiken durch Zinssätze, Devisen und Rohstoffe.
Definition und Anwendungsbereich von derivativen Finanzinstrumenten
Derivative Finanzinstrumente sind Verträge, (i) deren Wert sich infolge von Änderungen einer oder mehrerer beobachtbarer Variablen ändert; (ii) die keine wesentliche Anfangsnettoinvestition erfordern und die (iii) zu einem späteren Zeitpunkt beglichen werden.
Zu den Derivaten gehören daher Swaps, Optionen, Futures und Swaptions sowie Forwards zum Kauf oder Verkauf von 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 fortgeführt 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 ein Bestandteil eines hybriden (kombinierten) Instruments, das auch einen nicht-derivativen Basisvertrag enthält -mit dem Effekt, dass sich manche Zahlungsströme des kombinierten Instruments ähnlich verhalten wie die eines freistehenden Derivats.
Die wichtigsten Verträge der Gruppe, die eingebettete Derivate enthalten können, sind Verträge mit Klauseln oder Optionen, bei denen es potenziell um Vertragspreis, Volumen oder Fälligkeit geht. Das trifft hauptsächlich auf Verträge zum Kauf oder Verkauf nicht-finanzieller Vermögenswerte zu, deren Preis nach einem Index, dem Umtauschkurs einer Fremdwährung oder dem Preis eines Vermögenswerts überprüft wird, der nicht der Basiswert des Kontraktes ist.
Eingebettete Derivate werden aus dem Basisvertrag herausgelöst und als Derivate bilanziert, wenn:
| ― | der Basisvertrag kein Finanzinstrument ist, das ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet wird; |
| ― | 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 Sicherungsverhältnisses ist).
Sicherungsinstrumente: Ansatz und Darstellung
Derivative Instrumente, die 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 ein ausländisches Geschäft.
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts
Eine Sicherung eines beizulegenden Zeitwerts ist 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 angesetzten festen Verpflichtung in einer Fremdwährung.
Der Gewinn oder Verlust aus der Neubewertung des Sicherungsinstruments zum beizulegenden Zeitwert wird im Ertrag angesetzt. Gewinn oder Verlust aus dem abgesicherten Posten, der dem abgesicherten Risiko zuzuordnen ist, berichtigt den Buchwert des abgesicherten Postens und wird auch im Ertrag angesetzt, wenn der abgesicherte Posten zu einer Kategorie gehört, in der Änderungen des beizulegenden Zeitwerts beim sonstigen Gesamtergebnis erfasst werden. Diese beiden Anpassungen erscheinen netto in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung, wobei der Nettoeffekt dem unwirksamen Teil der Sicherung entspricht.
Sicherungen des Cashflow
Eine Cashflow-Sicherung sichert gegen das Schwanken von Zahlungsströmen, das den Ertrag der Gruppe beeinträchtigen könnte. Die abgesicherten Zahlungsströme könnten einem besonderen Risiko in Verbindung mit einem angesetzten finanziellen oder nicht-finanziellen Vermögenswert oder einem mit hoher Wahrscheinlichkeit erwarteten Geschäft zugeordnet sein.
Der Teil des Gewinns oder Verlusts aus einem Sicherungsinstrument, der die effektive Sicherung darstellt, wird direkt im sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag erscheint. Die im Eigenkapital kumulierten Gewinne oder Verluste werden in der konsolidierten Gewinn- und Verlustrechnung in die gleiche Rubrik umklassifiziert wie Verlust oder Gewinn aus der gesicherten Position - d. h. kurzfristiges Betriebsergebnis für operative Cashflows und Finanzerträge oder -aufwendungen für sonstige Cashflows - in den gleichen Perioden, in denen sich die gesicherten Zahlungsströme auf den Ertrag 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 sonstigen Gesamtergebnis nach Steuern angesetzt, während der unwirksame Teil im Ertrag erscheint. 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. Sicherungen gelten als wirksam, wenn Änderungen des beizulegenden Zeitwerts oder von Zahlungsströmen zwischen dem Sicherungsinstrument und dem gesicherten Gegenstand in einem Bereich von 80 % - 125 % ausgeglichen werden.
Die Wirksamkeit der Absicherung lässt sich mit verschiedenen Methoden prospektiv und retrospektiv nachweisen, 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 für wirtschaftliche Sicherungen, 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 erfasst und Devisen, Zinssätze 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, lassen sich nach internen Annahmen bewerten; |
| ― | 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 hängt von den Kredit-Ratings für jede Gegenpartei ab (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 als vernachlässigbar gilt.
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 aus Veräußerungen eigener Anteile 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 gehören anteilsbasierte Vergütungen als Gegenleistung für Dienste zu den Personalkosten. 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. Weitere Faktoren sind der geschätzte Umsatzanteil der jeweiligen Mitarbeiter und die 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 dient für Performance-Aktien, 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 nach der 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. Berichtigungen aus der Anwendung der Obergrenze auf die Nettovermögenswerte bei überfinanzierten Plänen sind gegebenenfalls auf ähnliche Weise zu behandeln. 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 aus der Auflösung von Abzinsungsberichtigungen bei langfristigen Rückstellungen sind 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 einfließt. Berichtigungen der Rückstellung infolge späterer Änderungen des erwarteten Mittelabflusses, des Abbruchzeitpunkts 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 der Teilgewinnrealisierung angesetzt. In beiden Fällen werden die Umsatzerlöse erst erfasst, wenn der Transaktionspreis feststeht oder sich zuverlässig ermitteln lässt und die Einbringung 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 sind gemäß IAS 18 angesetzt, wonach 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 ein Indikator, mit dem die Gruppe "den Stand der operativen Performance" darstellt, "der als Teil eines Ansatzes genutzt werden kann, um den Erfolg der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit zu prognostizieren" (das entspricht der ANC-Empfehlung 2013-03 zum Format von Jahresabschlüssen für Unternehmen, die sie nach IFRS 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 Wertminderungen 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 Eigenkapitalanteilen zum beizulegenden Zeitwert am Erwerbstag; |
| ― | daraus entstehende Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der bedingten Gegenleistung; |
| ― | Gewinne oder Verluste aus Veräußerungen von Investitionen, die zu einer Änderung der Konsolidierungsmethode führen, sowie Auswirkungen der Neubewertung zurückbehaltener Anteile; |
―
"sonstige Einmaleffekte" umfassen hauptsächlich Kapitalgewinne und -verluste bei Veräußerungen langfristiger Vermögenswerte und von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren.
1.4.18 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 Einbringung latenter Steueransprüche aus abzugsfähigen temporären Differenzen zu berücksichtigen.
Latente Steueransprüche und -schulden werden nicht abgezinst.
Steuereffekte bei Coupon-Zahlungen für tief nachrangige, ewig laufende Anleihen werden bei Gewinn oder Verlust angesetzt.
1.4.19 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 in Umlauf befindlichen Stammaktien ist die Zahl der Stammaktien, die zu Jahresbeginn im Umlauf sind, berichtigt um die Zahl der Stammaktien, die im Laufe des Jahres zurückgekauft oder ausgegeben wurden.
Die gewichtete durchschnittliche Anzahl von Aktien und das unverwässerte Ergebnis je Aktie werden so berichtigt, dass die Auswirkung der Umwandlung oder Ausübung von potenziell verwässernden Stammaktien (Optionen, Optionsscheinen und Wandelanleihen usw.) berücksichtigt ist.
1.4.20 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 Klassifizierung ist mit der internen Organisation der Gruppe konsistent, bei der Schulden und Barmittel 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.
ANHANG 2 Die wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2017
2.1 Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften per 31. Dezember 2017
Gemäß Verordnung Nr. 2016-09 der französischen Rechnungslegungsbehörde (ANC) vom 2. Dezember 2016 stellt die Gruppe Dritten folgende Listen zur Verfügung:
| ― | Liste der konsolidierten Unternehmen; |
| ― | Liste von Unternehmen, die aus der Konsolidierung ausgeschlossen sind, weil ihr einzelnes und kumulatives Gewicht für die konsolidierte Rechnungslegung der Gruppe nicht wesentlich ist. Diese Unternehmen sind für die Schlüsselzahlen der Gruppe nicht erheblich (Erlöse, Gesamteigenkapital usw.). Es sind Rechtsmäntel oder Unternehmen, die ihre Geschäftstätigkeit beendet haben und liquidiert/geschlossen werden.; |
| ― | Liste der wichtigsten nicht konsolidierten Beteiligungen. |
Diese Informationen sind auf der Website der Gruppe verfügbar (www.engie.com, Menüpunkt Investors/Regulated information). Nicht konsolidierte Unternehmen sind bei den langfristigen finanziellen Vermögenswerten (vgl. Anhang 15.1.1) als "zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere" klassifiziert.
Die folgende Aufstellung der wichtigsten Tochtergesellschaften entstand für die operativen Einheiten auf der Basis ihres Beitrags zu den Erlösen, dem EBITDA, dem Jahresüberschuss und der Nettoschuld der Gruppe. 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. In den folgenden Tabellen werden diese betrieblichen Tätigkeiten und Hauptsitzfunktionen in den jeweiligen berichtspflichtigen Segmenten unter dem anfänglichen Firmennamen gefolgt von (*) angegeben.
NORDAMERIKA
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GDF SUEZ Energy Generation North America Group(1) | Stromerzeugung | Vereinigte Staaten | 100,0 | - | FC | |
| ENGIE North America | Stromerzeugung und -absatz/Erdgas/LNG/Energiedienstleistungen | Vereinigte Staaten | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Holding Inc. | Holding - Muttergesellschaft | Vereinigte Staaten | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Distrigas of Massachussetts | LNG-Terminals | Vereinigte 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) 2017 verkaufte Vermögenswerte (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur")
LATEINAMERIKA
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ENGIE Energía Chile Group | Stromerzeugung und -verteilung | Chile | 52,8 | 52,8 | FC | FC |
| ENGIE Energía 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. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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(1) | Stromerzeugung | Australien | 70,0 | 70,0 | FC | FC |
| Simply Energy | Energieverkäufe | Australien | 72,0 | 72,0 | FC | FC |
| Baymina Enerji AS | Stromerzeugung | Türkei | 95,0 | 95,0 | FC | FC |
(1) Das Kraftwerk Loy Yang B in Australien wurde am 23. November 2017 als veräußerungsfähige Vermögenswerte klassifiziert (vgl. Anhang 4.1 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche").
BENELUX
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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 Rhone | Stromerzeugung und -verteilung | Frankreich | 49,9 | 49,9 | FC | FC |
| ENGIE Green(1) | Stromerzeugung und -verteilung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| La Compagnie du Vent(1) | Stromerzeugung und -verteilung | Frankreich | - | 59,0 | - | FC |
| CPCU | Städtische Fernwärmeleitungsnetze | Frankreich | 64,4 | 64,4 | FC | FC |
(1) ENGIE Green und La Compagnie du Vent fusionierten am 15. Dezember 2017, wobei letztere in ENGIE Green aufging. Diese Transaktion erfolgt nach dem Erwerb der nicht beherrschenden Anteile an La Compagnie du Vent 2017 (vgl. Anhang 4.3.3).
EUROPA OHNE FRANKREICH UND BENELUX
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ENGIE Energielösungen GmbH | Energiedienstleistungen | Deutschland | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Deutschland GmbH | Energiedienstleistungen | Deutschland | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Italia SpA(*) | Energieverkäufe | Italien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Engie Servizi SpA | Energiedienstleistungen | Italien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Romania | Erdgasverteilung/Energieverkäufe | Rumänien | 51,0 | 51,0 | FC | FC |
| ENGIE Supply Holding UK Limited | Energieverkäufe | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| ENGIE Retail Investment UK Limited | Holding | Großbritannien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| First Hydro Holdings Company | Stromerzeugung | Großbritannien | 75,0 | 75,0 | FC | FC |
| Keepmoat Regeneration(1) | Energiedienstleistungen | Großbritannien | 100,0 | 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 |
(1) Vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"
INFRASTRUCTURES EUROPE
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GRDF | Erdgasverteilung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| GRTgaz Group (ohne Elengy) | Erdgastransport | Frankreich | 74,8 | 74,7 | FC | FC |
| Elengy(1) | LNG-Terminals | Frankreich | 74,8 | 100,0 | FC | FC |
| Fosmax LN(2) | LNG-Terminals | Frankreich | 54,2 | 72,5 | 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 |
(1) Am 27. September 2017 übertrug ENGIE SA ihre 100%ige Beteiligung an Elengy auf GRTgaz (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
(2) Elengy hält 72,5 % an Fosmax LNG.
GEM & LNG
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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 Energy Management Holding Switzerland AG | Holding | Schweiz | 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(1)
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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 BV | 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 |
(1) ENGIE E&P International und ihre Tochtergesellschaften wurden am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert (vgl. Anhang 4.1.1 "Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts").
SONSTIGE
| Anteil in % |
Konsolidierungsmethode | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Name des Unternehmens | Aktivität | Land | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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 | 100,0 | 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 (*)(1) | Stromerzeugung | Polen | - | 100,0 | - | FC |
| ENGIE Thermique France | Stromerzeugung | Frankreich | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
| Rugeley Power Limited | Stromerzeugung | Großbritannien | 75,0 | 75,0 | FC | FC |
| Saltend(1) | Stromerzeugung | Großbritannien | - | 75,0 | - | FC |
| Gaztransport & Technigaz (GTT) | Technologie | Frankreich | 40,4 | 40,4 | FC | FC |
| Tractebel Engineering | Technologie | Belgien | 100,0 | 100,0 | FC | FC |
(1) 2017 verkaufte Vermögenswerte (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur")
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 Führungsgremien, Mehrheitsregelungen und Vetorechte; |
| ― | ob den Anteilseignern substanzielle oder Schutzrechte garantiert werden, insbesondere hinsichtlich der relevanten Tätigkeiten der Gesellschaft; |
| ― | die Konsequenzen einer Klausel für Pattsituationen; |
| ― | ob sich die Gruppe veränderlichen Renditen aus ihrem Engagement in der Gesellschaft gegenübersieht oder Anspruch darauf hat. |
Die Gruppe übte ihre Ermessensentscheidung hinsichtlich der nachstehend beschriebenen Gesellschaften und Untergruppen aus.
Gesellschaften, bei denen die Gruppe die Mehrheit der Stimmrechte hält
Zu dieser Kategorie gehören hauptsächlich die Untergruppen ENGIE E&P International (70 %) und GRTgaz (74,8 %).
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 es 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.
Am 15. Februar 2018 beendete die Gruppe die Ausübung ihrer Beherrschung von ENGIE E&P International nach dem vollzogenen Verkauf ihres Anteils von 70 %. Damit endet gleichzeitig die Anteilseignervereinbarung mit CIC (vgl. Anhang 27 "Ereignisse nach der Berichtsperiode").
GRTgaz (Infrastructures Europe): 74,8 %
Zusätzlich zu der Analyse der Aktionärsvereinbarung mit Société d'Infrastructures Gazières, einer Tochtergesellschaft von Caisse des Depots et Consignations (CDC), die 24,9 % des Aktienkapitals von GRTgaz besitzt, hat die Gruppe auch die der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) gewährten Rechte bewertet. Durch das regulierte Geschäft spielt GRT-gaz 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 Vorschriften 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 und ihre Tochtergesellschaften 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:
| ― | 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 Rhone (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 2017 bzw. 31. Dezember 2016 sowie die Dividenden, die an die nicht beherrschenden Beteiligungen an diesen maßgeblichen Tochtergesellschaften gezahlt wurden:
| Prozentualer Anteil nicht beherrschender Beteiligungen | Jahresüberschuss/ (-fehlbetrag) der nicht beherrschenden Beteiligungen | Eigenkapital von nicht beherrschenden Beteiligungen | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Firmenname, in Millionen Euro |
Aktivität | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GRTgaz Group (Infrastructures Europe, Frankreich)(1) | Reguliertes Gastransportgeschäft in Frankreich | 25,2 | 25,3 | 109 | 137 | 1.196 |
| ENGIE Energía Chile Group (Lateinamerika, Chile)(2) | Stromerzeugung und -verteilung - Wärmekraftwerke | 47,2 | 47,2 | 45 | 112 | 842 |
| GLOW Group (Afrika/Asien, Thailand)(2) | Stromerzeugung und -verteilung - Wasser- und Wärmekraftwerke, Windparks | 30,9 | 30,9 | 110 | 94 | 565 |
| ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien)(2) | Stromerzeugung und -verteilung | 31,3 | 31,3 | 177 | 131 | 563 |
| ENGIE Romania Group (Europa ohne Frankreich & Benelux, Rumänien) | Erdgasnetze/Energieverkäufe | 49,0 | 49,0 | 35 | 39 | 481 |
| ENGIE E&P International Group (E&P, Frankreich und andere Länder)(3) | Portfolio von Explorations- und Förderanlagen und Anlagen zum Betreiben von Öl- und Gasfeldern | 30,0 | 30,0 | 93 | (47) | 363 |
| ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru)(2) | Stromerzeugung und -Verteilung -Wärme- und Wasserkraftwerke | 38,2 | 38,2 | 45 | 45 | 337 |
| Gaztransport & Technigaz (Sonstige, Frankreich)(2) | Schiffstechnik, tiefkalte Membrantanksysteme zum Transport von LNG | 59,6 | 59,6 | 41 | 27 | 336 |
| Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen | 159 | 40 | 1.255 | |||
| SUMME | 815 | 579 | 5.938 |
| Eigenkapital von nicht beherrschenden Beteiligungen | An Minderheitsbeteiligungen gezahlte Dividenden | ||
|---|---|---|---|
| Firmenname, in Millionen Euro |
31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| GRTgaz Group (Infrastructures Europe, Frankreich)(1) | 987 | 97 | 86 |
| ENGIE Energía Chile Group (Lateinamerika, Chile)(2) | 941 | 27 | 47 |
| GLOW Group (Afrika/Asien, Thailand)(2) | 599 | 87 | 84 |
| ENGIE Brasil Energia Group (Lateinamerika, Brasilien)(2) | 621 | 154 | 105 |
| ENGIE Romania Group (Europa ohne Frankreich & Benelux, Rumänien) | 470 | 12 | |
| ENGIE E&P International Group (E&P, Frankreich und andere Länder)(3) | 320 | ||
| ENGIE Energía Perú (Lateinamerika, Peru)(2) | 351 | 17 | 19 |
| Gaztransport & Technigaz (Sonstige, Frankreich)(2) | 355 | 59 | 59 |
| Sonstige Tochtergesellschaften mit nicht beherrschenden Anteilen | 1.226 | 227 | 106 |
| SUMME | 5.870 | 680 | 507 |
(1) Ab 27. September 2017 trug Elengy nur zur Zeile Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) der nicht beherrschenden Anteile für die "GRTgaz Group" bei. Die 27,5 % direkter Anteil von Minderheitsbeteiligungen am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) und an gezahlten Dividenden, die Fosmax LNG betreffen, sind für die Zeit vom 1. Januar 2017 bis 27. September 2017 in dieser Zeile nicht berücksichtigt
(2) 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.
(3) Die Gruppe ENGIE E&P International ist am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert worden. Die zusammengefasste Finanzinformation über ENGIE E&P International ist in Anhang 4.1 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche" dargestellt
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 | GLOW Group | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro |
31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||||||
| Erlöse | 2.295 | 1.993 | 928 | 876 | 1.331 | 1.343 |
| Nettoergebnis | 447 | 544 | 85 | 223 | 267 | 241 |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 337 | 406 | 40 | 111 | 157 | 147 |
| Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens | 1 | (26) | (122) | 41 | (61) | 35 |
| SUMME SONSTIGES GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS | 339 | 381 | (82) | 152 | 96 | 183 |
| Bilanz | ||||||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 774 | 586 | 344 | 601 | 584 | 588 |
| Langfristige Vermögenswerte | 10.481 | 9.114 | 2.562 | 2.601 | 2.284 | 2.558 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (884) | (699) | (293) | (280) | (359) | (383) |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (5.908) | (5.094) | (881) | (997) | (1.135) | (1.300) |
| SUMME EIGENKAPITAL | 4.462 | 3.908 | 1.732 | 1.926 | 1.374 | 1.463 |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE | 1.196 | 987 | 842 | 941 | 565 | 599 |
| Kapitalflussrechnung | ||||||
| Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit | 1.074 | 1.069 | 190 | 266 | 477 | 432 |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (915) | (619) | (428) | (55) | (23) | (17) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | (149) | (450) | 55 | (109) | (423) | (456) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1) | 10 | (183) | 102 | 30 | (41) |
| ENGIE Brasil Energia Group | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro |
31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||
| Erlöse | 1.935 | 1.670 |
| Nettoergebnis | 566 | 417 |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 389 | 286 |
| Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens | (177) | 192 |
| SUMME SONSTIGES GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS | 212 | 478 |
| Bilanz | ||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 998 | 957 |
| Langfristige Vermögenswerte | 3.897 | 3.162 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (1.387) | (489) |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (1.834) | (1.772) |
| SUMME EIGENKAPITAL | 1.675 | 1.858 |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE | 563 | 621 |
| Kapitalflussrechnung | ||
| Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit | 794 | 658 |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (1.548) | (355) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | 770 | (437) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1) | 16 | (134) |
(1) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen.
| ENGIE Romania Group | ENGIE Energia Perú | Gaztransport & Technigaz | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro |
31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Gewinn- und Verlustrechnung | ||||||
| Erlöse | 1.062 | 989 | 596 | 665 | 228 | 236 |
| Nettoergebnis | 71 | 80 | 117 | 119 | 69 | (115) |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | 36 | 41 | 72 | 73 | 28 | (143) |
| Sonstiges Gesamtergebnis - Eigentümer des Mutterunternehmens | (12) | (2) | (66) | 20 | 1 | |
| SUMME SONSTIGES GESAMTERGEBNIS - EIGENTÜMER DES MUTTERUNTERNEHMENS | 24 | 39 | 6 | 94 | 28 | (141) |
| Bilanz | ||||||
| Kurzfristige Vermögenswerte | 531 | 564 | 225 | 258 | 226 | 201 |
| Langfristige Vermögenswerte | 728 | 752 | 1.679 | 1.902 | 530 | 582 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | (240) | (321) | (259) | (351) | (113) | (101) |
| Langfristige Verbindlichkeiten | (50) | (49) | (764) | (894) | (79) | (87) |
| SUMME EIGENKAPITAL | 969 | 946 | 880 | 916 | 563 | 595 |
| SUMME NICHT BEHERRSCHENDE ANTEILE | 481 | 470 | 337 | 351 | 336 | 355 |
| Kapitalflussrechnung | ||||||
| Cashflow aus betrieblicher Tätigkeit | 116 | 188 | 323 | 206 | 116 | 95 |
| Cashflow aus (verwendet für) Investitionstätigkeit | (34) | (42) | (74) | (192) | (6) | (3) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit | (67) | (29) | (242) | (36) | (95) | (102) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE(1) | 15 | 117 | 8 | (22) | 14 | (11) |
(1) Ohne Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen.
ANHANG 3 Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
Die jeweiligen Beiträge assoziierter und Gemeinschaftsunternehmen zu Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2017 bzw. 31. Dezember 2016 sehen wie folgt aus:
| In Millionen Euro |
31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Bilanz | ||
| Investitionen in assoziierte Unternehmen | 4.913 | 4.736 |
| Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen | 2.495 | 1.888 |
| INVESTITIONEN IN GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 7.409 | 6.624 |
| Gewinn- und Verlustrechnung(1) | ||
| Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen | 269 | 671 |
| Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen | 168 | 81 |
| ANTEIL AM JAHRESERGEBNIS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 437 | 752 |
| Gesamtergebnisrechnung | ||
| Anteil assoziierter Unternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis" | 50 | 47 |
| Anteil von Gemeinschaftsunternehmen am "Sonstigen Gesamtergebnis" | (6) | 12 |
| ANTEIL VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN, AM "SONSTIGEN GESAMTERGEBNIS" | 44 | 59 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
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: Vertretung der Gruppe in den Führungsgremien, Mehrheitsregelungen und Vetorechte; |
| ― | ob den Anteilseignern substanzielle oder Schutzrechte garantiert werden, 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, die Dauer von Verträgen und das Management von Interessenkonflikten, die entstehen können, wenn das Führungsgremium der Gesellschaft abstimmt.
Die Gruppe übte ihre Ermessensentscheidung hinsichtlich der folgenden Gesellschaften und Untergruppen aus:
Projektmanagementgesellschaften im Nahen 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 Beherrschung ausübt, denn die über die Projektlaufzeit getroffenen Entscheidungen über die relevanten Aktivitäten, wie Refinanzierung oder Verlängerung oder Änderung wichtiger Verträge (Verkäufe, Einkäufe, Betriebs- und Wartungsdienstleistungen) verlangen gegebenenfalls die Einstimmigkeit zweier oder mehrerer Parteien, die gemeinschaftlich herrschen.
SUEZ Group (31,96 %)
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. Die Begründung 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 2017 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 Vereinigten Staaten 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 per annum (mtpa). Die Bauarbeiten für das Projekt haben begonnen, die Anlage soll 2018 in den kommerziellen Betrieb gehen.
Die Vereinbarung garantiert allen Anteilseignern das Recht, auf der Basis 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 2017 keine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit.
3.1 Investitionen in assoziierte Unternehmen
3.1.1 Beitrag wesentlicher assoziierter Unternehmen und von assoziierten Unternehmen, die separat betrachtet für die Gruppe nicht wesentlich sind
Die folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen assoziierten Unternehmens zusammen mit dem aggregierten Beitrag von assoziierten Unternehmen, die separat betrachtet nicht wesentlich sind, 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. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | ||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| SUEZ Group (Sonstige) | Wasseraufbereitung und Abfallverwertung | 31,96 | 32,57 | 2.099 | 1.906 | |
| Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien) | Wasserkraftwerk | 3.750 MW | 40,00 | 40,00 | 784 | 774 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Afrika/Asien, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(1) | Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen | 646 | 651 | |||
| Senoko (Afrika/Asien, Singapur) | Gaskraftwerke | 3.201 MW | 30,00 | 30,00 | 298 | 355 |
| GASAG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(2) | Gas- und Fernwärmenetze | 31,58 | 31,58 | 247 | 231 | |
| Cameron LNG (GEM & LNG, Vereinigte Staaten) | Gasverflüssigungsterminal | 16,60 | 16,60 | 220 | 193 | |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (Nordamerika, Kanada) | Windpark | 679 MW | 40,00 | 40,00 | 154 | 161 |
| Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 466 | 466 | ||||
| INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN | 4.913 | 4.736 |
| Firmenname | Anteil am Jahresergebnis assoziierter Unternehmen | Sonstiges Gesamtergebnis von assoziierten Unternehmen | Von assoziierten Unternehmen erhaltene Dividenden | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro |
31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| SUEZ Group (Sonstige) | 100 | 139 | 99 | (40) | 119 | 119 |
| Energia Sustentável Do Brasil (Lateinamerika, Brasilien) | (23) | 197 | ||||
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten (Afrika/Asien, Saudi-Arabien, Bahrain, Katar, Vereinigte Arabische Emirate, Oman, Kuwait)(1) | 166 | 129 | (16) | 52 | 96 | 99 |
| Senoko (Afrika/Asien, Singapur) | (31) | (10) | (9) | 31 | ||
| GASAG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(2) | 14 | 5 | 4 | 15 | 2 | 11 |
| Cameron LNG (GEM & LNG, Vereinigte Staaten) | (3) | (6) | (11) | 2 | ||
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbare Energie (Nordamerika, Kanada) | 16 | 13 | (10) | (14) | 23 | 21 |
| Sonstige Investitionen in assoziierte Unternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 30 | 204 | (6) | 1 | 37 | 105 |
| INVESTITIONEN IN ASSOZIIERTE UNTERNEHMEN | 269 | 671 | 50 | 47 | 278 | 355 |
(1) Investitionen in assoziierte Unternehmen, die auf der Arabischen Halbinsel Gaskraftwerke und Meerwasserentsalzungsanlagen betreiben, wurden unter "Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten" zu einer Gruppe zusammengefasst. Dazu gehören etwa 40 assoziierte Unternehmen, die Wärmekraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 26.033 MW (bei 100 %) und einer weiteren im Bau befindlichen Kapazität von 1.507 MW (bei 100 %) betreiben. Die Geschäftsmodelle und gemeinsamen Vereinbarungen dieser assoziierten Unternehmen sind einander sehr ähnlich: Die Projektmanagementgesellschaften, die im Ergebnis eines Wettbewerbsverfahrens ausgewählt wurden, entwickeln, bauen und betreiben Anlagen zur Stromerzeugung und zur Meerwasserentsalzung. Das gesamte Ergebnis dieser Anlagen wird mittels Strom- und Wasserbezugsvereinbarungen allgemein über Zeiträume von 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 Nutzen und Risiken im Zusammenhang mit den Vermögenswerten an den Käufer des Ergebnisses übertragen wurden. 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. Die Beteiligung der Gruppe und der prozentuale Anteil an den Stimmrechten dieser Gesellschaften reichen von 20 % bis 50 %.
(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 bilanziert hat.
Der Anteil am Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) assoziierter Unternehmen beinhaltet 2017 Nettosonderaufwendungen in einer Gesamthöhe von 43 Mio. € (gegenüber einem Nettosondererlös von 27 Mio. € für 2016), 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 Erwerbstag 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 | Nettoergebnis | Sonstiges Gesamtergebnis | Summe Gesamtergebnis | Kurzfristige Vermögenswerte | Langfristige Vermögenswerte |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||||||
| SUEZ Group(1) | 15.871 | 302 | (210) | 92 | 10.153 | 22.218 |
| Energia Sustentável do Brasil | 789 | (58) | (1) | (58) | 269 | 4.976 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 4.147 | 653 | (25) | 628 | 2.477 | 21.060 |
| Senoko | 1.081 | (105) | (31) | (135) | 238 | 2.505 |
| GASAG | 1.106 | 46 | 12 | 58 | 780 | 1.676 |
| Cameron LNG | 57 | (20) | (67) | (86) | 87 | 5.770 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbarer Energie | 175 | 39 | (25) | 14 | 73 | 1.128 |
| PER 31. DEZEMBER 2016 SUEZ Group(1) | 15.322 | 420 | (333) | 87 | 9.086 | 20.198 |
| Energia Sustentável do Brasil | 578 | 493 | 493 | 308 | 6.108 | |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 4.004 | 557 | 227 | 784 | 2.360 | 24.294 |
| 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 erneuerbarer Energie | 172 | 41 | (36) | 6 | 76 | 1.247 |
| In Millionen Euro |
Kurzfristige Verbindlichkeiten | Langfristige Verbindlichkeiten | Summe Eigenkapital | % Beteiligung der Gruppe | ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital |
|---|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2017 | |||||
| SUEZ Group(1) | 10.450 | 12.855 | 9.066 | 31,96 | 2.099 |
| Energia Sustentável do Brasil | 591 | 2.695 | 1.960 | 40,00 | 784 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 4.673 | 16.131 | 2.734 | 646 | |
| Senoko | 145 | 1.603 | 995 | 30,00 | 298 |
| GASAG | 1.500 | 173 | 782 | 31,58 | 247 |
| Cameron LNG | 267 | 4.267 | 1.323 | 16,60 | 220 |
| Kanadische Aktivitäten im Bereich erneuerbarer Energie | 69 | 747 | 385 | 40,00 | 154 |
| PER 31. DEZEMBER 2016 SUEZ Group(1) | 10.037 | 11.881 | 7.366 | 32,57 | 1.906 |
| Energia Sustentável do Brasil | 919 | 3.563 | 1.934 | 40,00 | 774 |
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 5.302 | 18.617 | 2.735 | 651 | |
| 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 erneuerbarer Energie | 66 | 857 | 401 | 40,00 | 161 |
(1) Die Angaben zu SUEZ in der Tabelle entsprechen der von SUEZ veröffentlichten Finanzinformation. Das der Gruppe zuzuordnende Gesamteigenkapital von SUEZ beläuft sich auf 6.562 Mio. € gemäß den von SUEZ veröffentlichten Abschlüssen und auf 6.464 Mio. € nach den Abschlüssen von ENGIE. Die Differenz von 98 Mio. € zwischen diesen Beträgen gibt das Fehlen des Anteils von von SUEZ emittierten tief nachrangigen, ewig laufenden Anleihen am ENGIE zuzuordnenden Gesamteigenkapital wieder, dem teilweise der beizulegende Zeitwert von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten von SUEZ zu dem Zeitpunkt gegenüberstand, 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 bilanziert hat.
SUEZ ist das einzige wesentliche assoziierte Unternehmen, das börsennotiert ist. Basierend auf dem Aktienpreis bei Börsenschluss am 31. Dezember 2017 betrug der Marktwert dieses Anteils 2.922 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 2017.
| In Millionen Euro |
Käufe von Gütern und Dienstleistungen | Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen | Nettofinanzertrag (ohne Dividenden) |
|---|---|---|---|
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | 264 | ||
| Contassur(1) | |||
| Energia Sustentavel Do Brasil | 167 | ||
| Sonstige | 15 | 6 | 1 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 183 | 270 | 1 |
| 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 Osten | 37 | 333 | |
| Contassur(1) | 159 | ||
| Energia Sustentavel Do Brasil | 50 | 11 | |
| Sonstige | 7 | 34 | 3 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 202 | 416 | 14 |
| In Millionen Euro |
Fremdkapital und Schulden |
|---|---|
| Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten | |
| Contassur(1) | |
| Energia Sustentavel Do Brasil | |
| Sonstige | |
| PER 31. DEZEMBER 2017 |
(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 2017 auf 159 Mio. € (per 31. Dezember 2016 waren es 130 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 folgende Tabelle zeigt den Beitrag jedes wesentlichen Gemeinschaftsunternehmens zusammen mit dem aggregierten Beitrag von Gemeinschaftsunternehmen, 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 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 Gemeinschaftsunternehmen | Buchwert von Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro |
31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | ||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Abu Dhabi) | District-Fernkältenetze | 40,00 | - | 656 | - | |
| EcoÉIectrica (Nordamerika, Puerto Rico) | Gas- und Dampf-Kombikraftwerk und LNG-Terminal | 507 MW | 50,00 | 50,00 | 478 | 504 |
| Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Europa ohne Frankreich und Benelux, Portugal) | Stromerzeugung | 2.895 MW | 50,00 | 50,00 | 329 | 420 |
| WSW Energie und Wasser AG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(1) | Stromerzeugung und -verteilung | 33,10 | 33,10 | 192 | 185 | |
| Tihama Power Generation Co (Afrika/Asien, Saudi-Arabien) | Stromerzeugung | 1.599 MW | 60,00 | 60,00 | 122 | 136 |
| Ohio State Energy Partners (Nordamerika) | Dienstleistungen | 50,00 | - | 117 | - | |
| Megal GmbH (Infrastructures Europe, Deutschland) | Gasfernleitungsnetz | 49,00 | 49,00 | 98 | 105 | |
| Transmisora Eléctrica del Norte (Lateinamerika, Chile) | Stromübertragungsleitung | 50,00 | 50,00 | 66 | 79 | |
| Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 438 | 459 | ||||
| INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN | 2.495 | 1.888 |
| Firmenname | Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen | Sonstiges Gesamtergebnis von Gemeinschaftsunternehmen | Von Gemeinschaftsunternehmen erhaltene Dividenden | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro |
31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| National Central Cooling Company "Tabreed" (Naher Osten, Abu Dhabi) | 13 | - | - | - | ||
| EcoÉIectrica (Nordamerika, Puerto Rico) | 46 | 38 | 37 | |||
| Portfolio von Stromerzeugungsanlagen in Portugal (Europa ohne Frankreich und Benelux, Portugal) | 40 | 62 | 3 | 1 | 135 | 30 |
| WSW Energie und Wasser AG (Europa, ohne Frankreich und Benelux, Deutschland)(1) | 7 | 12 | 3 | 3 | ||
| Tihama Power Generation Co (Afrika/Asien, Saudi-Arabien) | 2 | 21 | 1 | 6 | ||
| Ohio State Energy Partners (Nordamerika) | 3 | (2) | - | 1 | - | |
| Megal GmbH (Infrastructures Europe, Deutschland) | 4 | 5 | 12 | 17 | ||
| Transmisora Eléctrica del Norte (Lateinamerika, Chile) | 1 | (1) | (5) | |||
| Sonstige Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen, die einzeln nicht wesentlich sind | 51 | (56) | (8) | 5 | 36 | 32 |
| INVESTITIONEN IN GEMEINSCHAFTSUNTERNEHMEN | 168 | 81 | (6) | 12 | 188 | 114 |
(1) Der Anteil am Jahresüberschuss 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 Gemeinschaftsunternehmen bilanziert hat.
Der Anteil am Jahresergebnis von Gemeinschaftsunternehmen beinhaltet 2017 Nettosondererlöse von 18 Mio. € (gegenüber Nettosonderaufwendungen von 8 Mio. € für 2016), 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 UBER 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 2017 | ||||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 121 | (12) | (15) | 34 | ||
| EcoÉIectrica | 301 | (72) | (2) | (4) | 92 | |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 760 | (66) | (36) | (20) | 100 | 12 |
| WSW Energie und Wasser AG | 879 | (13) | (5) | (16) | 21 | 1 |
| Tihama Power Generation Co | 120 | (5) | (26) | (5) | 3 | 2 |
| Ohio State Energy Partners | 27 | (16) | 6 | (5) | ||
| Megal GmbH | 115 | (59) | (4) | 2 | 9 | |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 7 | 4 | (1) | 3 | (8) | |
| PER 31. DEZEMBER 2016 | ||||||
| EcoÉlectrica | 309 | (66) | (5) | (3) | 76 | |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 680 | (79) | (36) | (38) | 179 | (2) |
| WSW Energie und Wasser AG(2) | 1.179 | (16) | (4) | (19) | 37 | |
| Tihama Power Generation Co | 126 | (6) | (29) | (3) | 35 | 11 |
| Megal GmbH | 115 | (55) | (4) | (1) | 11 | |
| Transmisora Eléctrica del Norte | (2) | 1 | (2) | (10) |
| In Millionen Euro | Summe Gesamtergebnis |
|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2017 | |
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 34 |
| EcoÉIectrica | 92 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 112 |
| WSW Energie und Wasser AG | 23 |
| Tihama Power Generation Co | 4 |
| Ohio State Energy Partners | 1 |
| Megal GmbH | 9 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | (5) |
| PER 31. DEZEMBER 2016 | |
| EcoÉlectrica | 76 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 177 |
| WSW Energie und Wasser AG(2) | 37 |
| Tihama Power Generation Co | 46 |
| Megal GmbH | 11 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | (12) |
(1) Der Zinsertrag ist nicht wesentlich.
(2) Der Anteil am Jahresüberschuss 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 Gemeinschaftsunternehmen bilanziert hat.
INFORMATION UBER DIE BILANZ
| In Millionen Euro | Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | Sonstige kurzfristige Vermögenswerte | Langfristige Vermögenswerte |
|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2017 | |||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 101 | 108 | 2.351 |
| EcoÉlectrica | 97 | 128 | 773 |
| Portfolio an Stromproduktionsanlagen in Portugal(1) | 245 | 741 | 1.259 |
| WSW Energie und Wasser AG(2) | 13 | 117 | 769 |
| Tihama Power Generation Co | 77 | 121 | 526 |
| Ohio State Energy Partners | 25 | 931 | |
| Megal GmbH | 5 | 6 | 765 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 21 | 103 | 849 |
| PER 31. DEZEMBER 2016 | |||
| EcoÉlectrica | 74 | 131 | 959 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 275 | 729 | 1.699 |
| WSW Energie und Wasser AG | 37 | 171 | 754 |
| Tihama Power Generation Co | 64 | 108 | 660 |
| Megal GmbH | 24 | 8 | 726 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 29 | 3 | 733 |
| In Millionen Euro | Kurzfristiges Fremdkapital | Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten | Langfristiges Fremdkapital |
|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2017 | |||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 160 | 760 | |
| EcoÉlectrica | 3 | 16 | |
| Portfolio an Stromproduktionsanlagen in Portugal(1) | 315 | 168 | 886 |
| WSW Energie und Wasser AG(2) | 40 | 98 | 105 |
| Tihama Power Generation Co | 50 | 52 | 404 |
| Ohio State Energy Partners | 717 | 1 | 6 |
| Megal GmbH | 4 | 50 | 446 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 2 | 5 | 836 |
| PER 31. DEZEMBER 2016 | |||
| EcoÉlectrica | 1 | 16 | 108 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 382 | 162 | 1.113 |
| WSW Energie und Wasser AG | 33 | 174 | 126 |
| Tihama Power Generation Co | 55 | 27 | 508 |
| Megal GmbH | 3 | 69 | 389 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 1 | 119 | 487 |
| In Millionen Euro | Sonstige langfristige Verbindlichkeiten | Summe Eigenkapital | % Beteiligung der Gruppe | ENGIE zuzuordnendes Gesamteigenkapital |
|---|---|---|---|---|
| PER 31. DEZEMBER 2017 | ||||
| National Central Cooling Company "Tabreed" | 1.641 | 40,00 | 656 | |
| EcoÉlectrica | 23 | 955 | 50,00 | 478 |
| Portfolio an Stromproduktionsanlagen in Portugal(1) | 130 | 746 | 50,00 | 329 |
| WSW Energie und Wasser AG(2) | 97 | 560 | 33,10 | 192 |
| Tihama Power Generation Co | 14 | 204 | 60,00 | 122 |
| Ohio State Energy Partners | 234 | 50,00 | 117 | |
| Megal GmbH | 77 | 200 | 49,00 | 98 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 131 | 50,00 | 66 | |
| PER 31. DEZEMBER 2016 | ||||
| EcoÉlectrica | 29 | 1.009 | 50,00 | 504 |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 130 | 917 | 50,00 | 420 |
| WSW Energie und Wasser AG | 95 | 534 | 33,10 | 185 |
| Tihama Power Generation Co | 16 | 227 | 60,00 | 136 |
| Megal GmbH | 84 | 214 | 49,00 | 105 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 158 | 50,00 | 79 |
(1) Bei der portugiesischen Untergruppe beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 658 Mio. €. Der ENGIE zuzuordnende Teil dieser 658 Mio. € beträgt demzufolge 329 Mio. €.
(2) Bei der Untergruppe WSW Energie und Wasser AG beläuft sich der Konzernanteil am Eigenkapital auf 549 Mio. €. Der ENGIE zuzuordnende Teil dieser 549 Mio. € beträgt demzufolge 182 Mio. €. Diese Summe erhöht sich um zusätzliche 11 Mio. € durch einen nicht beherrschenden Anteil, den ENGIE direkt an einer Tochtergesellschaft dieser Untergruppe hält (und der deshalb nicht Bestandteil der 549 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 2017.
| In Millionen Euro | Käufe von Gütern und Dienstleistungen | Verkäufe von Gütern und Dienstleistungen | Nettofinanzertrag (ohne Dividenden) |
|---|---|---|---|
| EcoÉlectrica | 96 | ||
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | |||
| WSW Energie und Wasser AG | 3 | 54 | |
| Megal GmbH | 65 | ||
| Futures Energies Investissements Holding | 1 | 16 | 4 |
| Sonstige | 55 | 13 | 7 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 125 | 180 | 11 |
| 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 |
|---|---|---|---|
| EcoÉlectrica | |||
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | 1 | 128 | |
| WSW Energie und Wasser AG | 5 | 2 | |
| Megal GmbH | 5 | ||
| Futures Energies Investissements Holding | 1 | 206 | 1 |
| Sonstige | 2 | 151 | 3 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 8 | 486 | 11 |
| In Millionen Euro | Fremdkapital und Schulden |
|---|---|
| EcoÉlectrica | |
| Portfolio an Stromerzeugungsanlagen in Portugal | |
| WSW Energie und Wasser AG | |
| Megal GmbH | |
| Futures Energies Investissements Holding | |
| Sonstige | |
| PER 31. DEZEMBER 2017 |
3.3 Sonstige Informationen über Investitionen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden
3.3.1 Nicht angesetzte Verluste assoziierter 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 - 2017 249 Mio. € (2016: 289 Mio. €). Die nicht angesetzten Verluste für das Geschäftsjahr 2017 beliefen sich auf 5 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 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 2017 betreffen die wichtigsten Zusagen und Garantien, die die Gruppe Gesellschaften gegeben hat, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, folgende drei Unternehmen und Unternehmensgruppen:
―
Cameron LNG für einen aggregierten Betrag von 1.505 Mio. USD (1.255 Mio. €).
Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe für dieses assoziierte Unternehmen beziehen sich auf:
| ― | eine Zusage für eine Kapitaleinlage von 180 Mio. USD (150 Mio. €), |
| ― | eine Erfüllungsbürgschaft über 1.230 Mio. USD (1.026 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 2017 belief sich die Inanspruchnahme des von der Gruppe garantierten Teils durch Cameron LNG auf 848 Mio. USD (707 Mio. €), einschließlich der aufgelaufenen Zinsen, |
| ― | diverse Bürgschaften über eine Gesamtsumme von 95 Mio. USD (79 Mio. €). Per 31. Dezember 2017 belief sich die Nettorisikoanfälligkeit der Gruppe bezüglich dieser Garantien auf 30 Mio. USD (25 Mio. €); |
―
Energia Sustentável do Brasil ("Jirau") für einen aggregierten Betrag von 4.427 Mio. BRL (1.116 Mio. €).
Die Kredite, die die Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, die brasilianische Entwicklungsbank, Energia Sustentável do Brasil gewährte, betrugen per 31. Dezember 2017 11.068 Mio. BRL (2.790 Mio. €). Für diese Schuld bürgt jeder Partner im Umfang seines Besitzanteils an dem Konsortium;
―
die Projektmanagementgesellschaften im Nahen Osten und Afrika für einen aggregierten Betrag von 1.801 Mio. €.
Die Zusagen und Bürgschaften der Gruppe an diese Projektmanagementgesellschaften beziehen sich hauptsächlich auf:
| ― | eine Zusage für eine Eigenkapitaleinlage (Kapital/nachrangige Schuld) von 675 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 239 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 420 Mio. €, |
| ― | Erfüllungs- und sonstige Bürgschaften über 467 Mio. €. |
ANHANG 4 Wichtige Änderungen der Konzernstruktur
4.1 Veräußerungsfähige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche
Per 31. Dezember 2017 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 6.687 Mio. € bzw. 3.371 Mio. €.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 5.307 | 3.153 |
| Sonstige Vermögenswerte | 1.380 | 353 |
| SUMME VERMÖGENSWERTE, DIE ALS ZUR VERÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND | 6.687 | 3.506 |
| davon Vermögenswerte aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 5.471 | |
| Fremdkapital und Schulden | 418 | |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 2.953 | 300 |
| SUMME VERBINDLICHKEITEN IM DIREKTEN ZUSAMMENHANG MIT VERMÖGENSWERTEN, DIE ALS ZUR VER-ÄUSSERUNG GEHALTEN KLASSIFIZIERT SIND | 3.371 | 300 |
| davon Verbindlichkeiten im direkten Zusammenhang mit Vermögenswerten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 2.705 |
Alle per 31. Dezember 2016 als veräußerungsfähig gehaltenen Vermögenswerte (Portfolio an Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten und das Kraftwerk Polaniec in Polen) wurden 2017 verkauft (vgl. Anhang 4.2 "Veräußerungen im Jahre 2017").
Die in der Bilanz per 31. Dezember 2017 dargestellten veräußerungsfähigen Vermögenswerte und die entsprechenden Verbindlichkeiten beziehen sich die Explorations- und Fördergeschäfte der Gruppe und das Kraftwerk Loy Yang B in Australien.
Die veräußerungsfähigen Explorations- und Fördergeschäfte wurden im Konzernabschluss als aufgegebene Geschäftsbereiche dargestellt, weil sie gemäß IFRS 5 - Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche einen wesentlichen eigenen Geschäftsbereich darstellen. Somit erscheint der durch das Explorations- und Fördergeschäft generierte Ertrag oder Verlust in einer separaten Zeile nach dem Ertrag aus fortgeführten Geschäftsbereichen. Die Vergleichsangaben der Gewinn- und Verlustrechnung für das Vorjahr wurden auf derselben Basis neu berechnet.
Die Gruppe hat die Transaktion für das Kohlekraftwerk Loy Yang B im Januar 2018 abgeschlossen. Dem folgte die vollzogene Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts im Februar 2018.
Zudem schloss die Gruppe im November 2017 einen Vertrag über den Verkauf des Upstream-Liquefied Natural Gas (LNG)-Geschäfts von ENGIE an Total für einen Gesamtwert von 2,04 Mrd. USD, einschließlich einer Earn-Out-Klausel für bis zu 550 Mio. USD. Angesichts des per 31. Dezember 2017 erzielten Fortschritts bei der Erfüllung der Vorbedingungen - von denen einige außerhalb ihres Einflusses lagen - ist die Gruppe jedoch der Auffassung, dass diese Geschäfte zu jenem Zeitpunkt nicht als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert werden konnten.
4.1.1 Veräußerung der Explorations- und Fördergeschäfte
Am 11. Mai 2017 nahm die Gruppe exklusive Verhandlungen mit Neptune Energy über den Verkauf ihres gesamten Anteils von 70 % an ihrer Tochtergesellschaft ENGIE E&P International (EPI) auf, nachdem sie von Neptune Energy ein fixes und bindendes Angebot erhalten hatte. Nach Abschluss des Konsultationsverfahrens mit der Personalvertretung unterzeichnete ENGIE am 22. September 2017 förmlich den Vertrag mit Neptune Energy über den Verkauf ihrer 70 % an EPI.
Diese Transaktion war am 15. Februar 2018 abgeschlossen (vgl. Anhang 27 "Ereignisse nach der Berichtsperiode").
EPI fasst die Aktivitäten der Gruppe in den Bereichen Exploration, Erschließung und Betreiben von Öl- und Gasfeldern zusammen. Es bildet das berichtspflichtige Segment Explorations- und Förderaktivitäten (vgl. Anhang 6 "Segmentberichterstattung" zum Konzernabschluss 2016). Neptune Energy ist ein in Großbritannien ansässiges Unternehmen, das in Upstream-Öl- und Gasgeschäfte investiert. Es ist durch Fonds, empfohlen von The Carlyle Group und CVC Capital Partners, und einen unabhängigen Investor gesichert.
Am 11. Mai 2017 wurde EPI als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert. Diese Annahme, die sich mit Abschluss der Transaktion am 15. Februar 2018 bestätigt hat, basierte auf dem verbindlichen Festangebot von Neptune Energy und auf den Voraussetzungen für den Vertragsabschluss, die am Tag des Eingangs des Angebots erfüllt sein mussten. Diese Klassifizierung wirkte sich wie folgt auf den Konzernabschluss aus:
| ― | Veräußerungsfähige Vermögenswerte und die entsprechenden Verbindlichkeiten sind getrennt von sonstigen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten in der Bilanz per 31. Dezember 2017 ausgewiesen, die Bilanz per 31. Dezember 2016 wurde jedoch nicht neu berechnet; |
| ― | der 2017 generierte Jahresüberschuss aus aufgegebener Geschäftstätigkeit erscheint in einer einzelnen Zeile mit der Bezeichnung "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen". Die vergleichenden Angaben der Gewinn- und Verlustrechnung für 2016 wurden nach IFRS 5 umgerechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016"); |
| ― | umgliederbare und nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen sind in der Gesamtergebnisrechnung 2017 separat dargestellt. Die vergleichenden Angaben der Gesamtergebnisrechnung für 2016 wurden ebenfalls nach IFRS 5 umgerechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016"); |
| ― | aus betrieblicher, Investitions- und Finanzierungstätigkeit generierte Zahlungsströme, die aufgegebenen Geschäftsbereichen zuzuordnen sind, sind in separaten Zeilen der Kapitalflussrechnung der Gruppe für 2017 dargestellt. Die vergleichenden Angaben der Kapitalflussrechnung für 2016 wurden nach IFRS 5 umgerechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016"). |
4.1.2 Finanzinformation über aufgegebene Geschäftsbereiche
ERTRAG AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Erlöse | 1.908 | 1.909 |
| Käufe | (225) | (178) |
| Personalkosten | (206) | (235) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (121) | (646) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (285) | (434) |
| Sonstige betriebliche Erträge | 14 | 108 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 1.086 | 524 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 5 | 12 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 1.091 | 536 |
| Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente | (13) | (25) |
| Wertminderungsaufwendungen | (137) | (157) |
| Restrukturierungskosten | (1) | (25) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 4 | |
| Sonstige Einmaleffekte | (1) | |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 944 | 328 |
| Finanzaufwand | (85) | (78) |
| Finanzertrag | 43 | 20 |
| NETTOFINANZERGEBNIS | (43) | (58) |
| Ertragsteueraufwand | (611) | (428) |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 290 | (158) |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 196 | (111) |
| Nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 93 | (47) |
Die Erlöse, die EPI mit Unternehmen der ENGIE-Gruppe generierte, beliefen sich 2017 auf 153 Mio. € (2016: 109 Mio. €).
Wie in IFRS 5 gefordert, hat ENGIE per 11. Mai 2017 keine Abschreibungs- und Amortisationsaufwendungen mehr für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte von EPI angesetzt. Die aus dieser Änderung resultierenden Einsparungen betrugen 2017 297 Mio. € vor Steuern.
Die 2017 angesetzten Wertminderungsaufwendungen von 137 Mio. € entstanden im Wesentlichen aus der Entscheidung der Gruppe, die Nutzung einer Explorationslizenz für ein Gasfeld im Kaspischen Meer aufzugeben. Die Explorationslizenz wie auch die aktivierten Kosten für dieses Projekt wurden daher vollständig abgeschrieben. Die 2016 angesetzten Wertminderungsaufwendungen von 157 Mio. € bezogen sich hauptsächlich auf Produktionsanlagen und Explorationslizenzen in der Nordsee, in Indonesien und Ägypten.
Das Nettofinanzergebnis für 2017 enthält 35 Mio. € an Zinsaufwendungen für Fremdkapital, das EPI von der ENGIE Gruppe erhalten hat (2016: 32 Mio. €).
Der Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen beinhaltet auch Kosten von 20 Mio. € speziell in Verbindung mit dem Neptune Energy-Geschäft.
GESAMTERGEBNIS AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2017 Eigentümer Mutterunternehmen | 31. Dez. 2017 Minderheitsbeteiligungen |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 309 | 216 | 93 |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | 115 | 81 | 35 |
| Latente Steuern auf obige Posten | (42) | (29) | (12) |
| Umrechnungsdifferenzen | (250) | (175) | (75) |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN | (177) | (124) | (53) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (2) | (2) | (1) |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 9 | 7 | 3 |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 7 | 5 | 2 |
| SUMME GESAMTERGEBNIS AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 140 | 98 | 42 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2016 Eigentümer Mutterunternehmen | 31. Dez. 2016 Minderheitsbeteiligungen |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | (158) | (111) | (47) |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (612) | (428) | (183) |
| Latente Steuern auf obige Posten | 263 | 184 | 79 |
| Umrechnungsdifferenzen | 73 | 51 | 22 |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN | (276) | (193) | (83) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 8 | 5 | 2 |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (5) | (3) | (1) |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | 3 | 2 | 1 |
| SUMME GESAMTERGEBNIS AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | (432) | (302) | (129) |
Der im Gesamtergebnis angesetzte Jahresfehlbetrag belief sich 2017 auf 60 Mio. € (43 Mio. € sind der Gruppe zuzuordnen). Dazu gehören:
| ― | Posten, die sich nicht in Gewinn oder Verlust umgliedern lassen, vor allem versicherungsmathematische Gewinne und Verluste aus Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses von negativen 73 Mio. € vor Steuern (negative 51 Mio. € sind der Gruppe zuzuordnen); |
| ― | Posten, die sich später in Gewinn oder Verlust umgliedern lassen, vor allem Umrechnungsdifferenzen von 13 Mio. € (9 Mio. € sind der Gruppe zuzuordnen). |
VERMÖGENSWERTE UND VERBINDLICHKEITEN AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 |
|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | |
| Goodwill | 32 |
| Immaterielle Vermögenswerte, zu Buchwerten | 194 |
| Sachanlagen, zu Buchwerten | 4.146 |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 20 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 3 |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 13 |
| Sonstige Vermögenswerte | 11 |
| Latente Steueransprüche | 237 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 4.655 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | |
| Derivate | 1 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 270 |
| Vorräte | 60 |
| Sonstige Vermögenswerte | 468 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 16 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERMÖGENSWERTE | 815 |
| SUMME VERMÖGENSWERTE AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 5.471 |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 |
|---|---|
| Langfristige Verbindlichkeiten | |
| Rückstellungen | 1.252 |
| Langfristiges Fremdkapital | 5 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 31 |
| Latente Steuerverbindlichkeiten | 836 |
| SUMME LANGFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 2.123 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |
| Rückstellungen | 14 |
| Kurzfristiges Fremdkapital | 3 |
| Derivate | 3 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | 215 |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 346 |
| SUMME KURZFRISTIGE VERBINDLICHKEITEN | 581 |
| SUMME VERBINDLICHKEITEN, DIE DIREKT ZU AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN GEHÖREN | 2.705 |
Zusätzlich belief sich das durch EPI von der Gruppe aufgenommene Fremdkapital (das in den Posten oben nicht enthalten ist) per 31. Dezember 2017 auf 1.612 Mio. €.
ZAHLUNGSSTROME AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 294 | (158) |
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 1.229 | 1.146 |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | (95) | (473) |
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT | 647 | 111 |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (596) | (940) |
| Sonstige | 83 | 41 |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (512) | (899) |
| Cashflow aus (verwendet für) Finanzierungstätigkeit, ohne konzerninterne Geschäftsvorfälle | 19 | 188 |
| Konzerninterne Geschäftsvorfälle mit ENGIE, Fremdkapital betreffend | (207) | 605 |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (188) | 793 |
| Auswirkungen von Änderungen bei Wechselkursen und sonstigen | (11) | (12) |
| SUMME CASHFLOW FÜR DIE PERIODE | (64) | (7) |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 81 | 87 |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 16 | 81 |
4.1.3 Veräußerung des Kohlekraftwerks Loy Yang B (Australien)
Am 23. November 2017 unterzeichnete die Gruppe einen Vorbehaltsvertrag über den Verkauf ihrer Beteiligung am Kohlekraftwerk Loy Yang B in Australien an die Muttergesellschaft von Alinta Energy, Chow Tai Fook Enterprises. Dieses Kraftwerk mit einer Kapazität von 1.000 MW steht im Latrobe Valley im Bundesstaat Victoria. Die Veräußerung betrifft alle Anteile, die ENGIE (70 %) und Mitsui (30 %) an dieser Tochtergesellschaft von ENGIE indirekt halten.
Die Gruppe war per 31. Dezember 2017 der Auffassung, dass der Verkauf dieser Vermögenswerte angesichts des Fortschritts des Entflechtungsprozesses höchstwahrscheinlich war und klassifizierte das Kraftwerk folglich als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte". Da der Buchwert dieser veräußerungsfähigen Vermögenswerte 141 Mio. € über dem erwarteten Verkaufspreis lag, setzte die Gruppe für den dem Portfolio zugeordneten Goodwill eine Wertminderung in voller Höhe der Differenz an.
Diese Umklassifizierung in die "Zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" führte zu einem Abbau der Nettoschuld der Gruppe um 294 Mio. € per 31. Dezember 2017. Der Beitrag von Loy Yang B zum Jahresüberschuss (-fehlbetrag), Konzernanteil, betrug 2017 positive 36 Mio. €, 2016 waren es negative 11 Mio. €.
Diese Veräußerung war am 15. Februar 2018 abgeschlossen (vgl. Anhang 27 "Ereignisse nach der Berichtsperiode").
4.2 Veräußerungen im Jahre 2017
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 Auswirkung der wichtigsten Veräußerungen und Verkaufsverträge auf die Nettoschuld der Gruppe per 31. Dezember 2017 ohne Teilverkäufe im Zusammenhang mit DBSO(1) -Geschäften:
| In Millionen Euro | Veräußerungspreis | Reduzierung der Nettoverschuldung |
|---|---|---|
| 2017 finalisierte Geschäftsvorfälle bezüglich der per 31. Dezember 2016 "Zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" | 3.377 | (3.338) |
| Veräußerung des Portfolios an Merchant-Wärmekraftwerken - Vereinigte Staaten | 3.085 | (3.098) |
| • Veräußerung des Kraftwerks Polaniec - Polen | 292 | (240) |
| 2017 durchgeführte Transaktionen | 558 | (1.369) |
| Veräußerung einer 30%-Beteiligung an Opus Energy - Großbritannien | 122 | (122) |
| Veräußerung einer 10%-Beteiligung an Petronet LNG - Indien | 436 | (428) |
| Übertragung von 100 % von Elengy auf GRTgaz - Frankreich | 202 | (195) |
| Veräußerung einer 38,1%-Beteiligung an NuGen - Großbritannien | 122 | (122) |
| Veräußerung einer 75%-Beteiligung an einem Kraftwerks-Portfolio - Großbritannien | 82 | (218) |
| Klassifizierung des Kohlekraftwerks Loy Yang B als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" - Australien | (294) | |
| Klassifizierung der Explorations- und Förderaktivitäten als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" | 10 | |
| Sonstige Veräußerungen, die einzeln nicht wesentlich sind | (84) | |
| SUMME | (4.791) |
Ausgehend von dem Programm zur Veräußerung von Vermögenswerten kommt die Verringerung der Nettoschulden per 31. Dezember 2017 um 4.791 Mio. € zu der per 31. Dezember 2016 angesetzten Senkung um 3.992 Mio. € und zu der per 31. Dezember 2015 ausgewiesenen um 193 Mio. € hinzu, so dass eine Summe von 8.976 Mio. € erreicht wird.
4.2.1 Veräußerung des Portfolios an Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten
Am 7. Februar 2017 schloss die Gruppe den Verkauf ihres Portfolios von Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten mit einer installierten Gesamtkapazität von 8,7 GW (bei 100 %) ab, die in Ercot, PJM und New England betrieben werden. Die gesamte erhaltene Gegenleistung der Gruppe betrug zu dem Zeitpunkt 3.294 Mio. USD (3.085 Mio. €) gemäß den Bedingungen des Verkaufsvertrags, den die Gruppe und ein Konsortium aus Dynegy und ECP am 24. Februar 2016 geschlossen hatten.
Per 31. Dezember 2017 führte diese Transaktion zum Ansatz eines Veräußerungsgewinns von 540 Mio. €, einschließlich 513 Mio. € für Posten, die aus dem sonstigen Gesamtergebnis in Gewinn oder Verlust umgegliedert wurden (Umrechnungsdifferenzen und Sicherungen von Nettoinvestitionen). Sie verringerte auch die Nettoschuld der Gruppe um 3.098 Mio. €.
Die Transaktion schließt die Veräußerung des Portfolios von Merchant-Kraftwerken in den Vereinigten Staaten ab.
Die Gruppe war per 31. Dezember 2015 der Auffassung, dass der Verkauf dieses Portfolios an Vermögenswerten angesichts des Fortschritts im Entflechtungsprozess höchstwahrscheinlich war, und klassifizierte das Portfolio folglich als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 4.1 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" zum Konzernabschluss 2015). Für diese Veräußerungsgruppe wurde für das am 31. Dezember 2015 beendete Jahr ein Wertminderungsverlust von 1.111 Mio. € angesetzt. Ihre Klassifizierung als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" verringerte die Nettoschuld der Nettoschuld der Gruppe zu diesem Zeitpunkt um 193 Mio. €.
Per 31. Dezember 2016 schloss die Gruppe den Verkauf der Merchant-Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken ab und minderte ihre Nettoschuld um 861 Mio. €. Die Gruppe setzte einen zusätzlichen Wertminderungsverlust von 238 Mio. € für die unverkauften Anlagen im Portfolio per 31. Dezember 2016 an (d. h. Merchant-Wärmekraftwerke), die weiterhin als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" klassifiziert waren (vgl. Anhang 4.1.1 "Veräußerung eines Teils des Portfolios von Vermögenswerten der Merchant-Stromerzeugung in den Vereinigten Staaten" zum Konzernabschluss 2016).
4.2.2 Veräußerung des Kraftwerks Polaniec (Polen)
Am 14. März 2017 schloss die Gruppe den Verkauf von 100 % ihrer Anteile an ENGIE Energia Polska, dem Eigentümer des Kraftwerks Polaniec in Polen, an Enea, ein staatliches polnisches Unternehmen, ab. Die Anlage besteht aus sieben Kohlekraftwerkseinheiten und einem Biomassekraftwerk mit einer installierten Gesamtleistung von 1,9 GW. Die Gruppe hat für den Verkauf von ENGIE Energia Polska eine Gegenleistung von insgesamt 292 Mio. € erhalten.
Per 31. Dezember 2017 führte diese Transaktion zum Ansatz eines Veräußerungsgewinns von 57 Mio. €, einschließlich 59 Mio. € für Posten, die aus dem sonstigen Gesamtergebnis in Gewinn oder Verlust umgegliedert wurden (Umrechnungsdifferenzen und Sicherungen von Nettoinvestitionen). Sie verringerte auch die Nettoschuld der Gruppe um 240 Mio. €.
Die Gruppe war per 31. Dezember 2016 der Auffassung, dass der Verkauf dieser Vermögenswerte angesichts des Fortschritts des Entflechtungsprozesses höchstwahrscheinlich war und klassifizierte das Kraftwerk folglich als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte". Gegen diese Veräußerungsgruppe wurde ein Wertminderungsverlust von 375 Mio. € angesetzt (vgl. Anhang 4.2 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" zum Konzernabschluss 2016).
4.2.3 Veräußerung der 30 %-Beteiligung an Opus Energy (Großbritannien)
Am 10. Februar 2017 verkaufte die Gruppe (über ihre Tochtergesellschaft International Power Ltd) ihre gesamte Beteiligung von 30 % an Opus Energy an die Drax Group. Das Hauptgeschäft von Opus Energy ist der Verkauf von Strom und Gas an Geschäftskunden in Großbritannien. Im Konzernabschluss wurde das Unternehmen nach der Equity-Methode bilanziert.
(1) Develop, Build, Share and Operate (erschließen, bauen, gemeinsam nutzen, betreiben)
Die Gruppe hat für den Verkauf des 30%-Anteils an Opus Energy eine Gegenleistung von insgesamt 105 Mio. GBP (122 Mio. €) erhalten. Der Veräußerungsgewinn betrug 21 Mio. €.
4.2.4 Veräußerung der 10%-Beteiligung an Petro-net LNG (Indien)
Am 8. Juni 2017 verkaufte die Gruppe ihre gesamte Beteiligung von 10 % an dem indischen Unternehmen Petronet LNG Ltd, einem Importeur von Flüssigerdgas und Betreiber einer Infrastruktureinrichtung zur Regasifizierung, an der Börse in Bombay. Die Gruppe hat für ihre Aktien eine Gegenleistung von insgesamt 436 Mio. € erhalten.
Der Veräußerungsgewinn betrug 349 Mio. €, einschließlich 357 Mio. € für die Anpassungen des beizulegenden Zeitwerts, die bis dahin im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzt und in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden.
4.2.5 Übertragung von 100 % von Elengy auf GRT-gaz (Frankreich)
Am 27. September 2017 vollendeten ENGIE SA, Société d'infrastructures Gazières ("SIG", im Besitz von CNP Assurances und Caisse des Dépôts et Consignations) und GRTgaz den Erwerb des gesamten Aktienkapitals von Elengy (einer Tochtergesellschaft von ENGIE, die LNG-Terminals in Frankreich betreibt) durch GRTgaz (französischer Betreiber von Erdgasübertragungsanlagen, der sich zu 74,7 % im Besitz von ENGIE und zu 24,9 % von SIG befindet, wobei FPCE Alto den restlichen Teil besitzt).
Gemäß Vertrag der Parteien vom 18. Juli 2017 wurde die Transaktion in drei gleichzeitig ablaufenden Phasen wie folgt vorgenommen:
| ― | Über eine Bareinlage von 202 Mio. € zeichnete SIG eine genehmigte Kapitalerhöhung bei GRTgaz; |
| ― | ENGIE SA übertrug 25 % ihrer Beteiligung an Elengy gegen eine Barzahlung von 202 Mio. € auf GRTgaz, die durch die oben genannte Kapitalerhöhung finanziert wurde; |
| ― | ENGIE SA übertrug die restlichen 75 % ihrer Beteiligung an Elengy im Austausch für eine genehmigte Kapitalerhöhung an GRTgaz. |
Dieser Geschäftsvorfall zwischen Eigentümern wirkte sich nicht auf die Eigentumsstruktur von GRTgaz aus. Er war mit Beendigung der Außerordentlichen Hauptversammlung bei GRTgaz abgeschlossen, die die Rechtmäßigkeit bestätigte. Die Gruppe behält die alleinige Beherrschung von Elengy.
Da es sich bei dieser Transaktion um den Verkauf eines nicht beherrschenden Anteils handelte, wurde die Differenz zwischen Verkaufspreis und Buchwert der Investition, d. h. 69 Mio. €, im Aktienkapital angesetzt. Die Transaktion verringerte die Nettoschuld der Gruppe ebenfalls um 195 Mio. € nach Transaktionskosten.
4.2.6 Abschluss des Verkaufs des Kernenergiegeschäfts von ENGIE in Großbritannien
Am 25. Juli 2017 vollendete ENGIE die Übertragung ihres gesamten verbliebenen Anteils von 38,10 % an NuGen an Toshiba. NuGen, ein in Großbritannien ansässiges Unternehmen, das im Konzernabschluss nach der Equity-Methode bilanziert wurde, plant den Bau von drei Reaktoren in Moorside in Cumbria, Nordwestengland.
Am 4. April 2017 verkündete ENGIE den Beschluss, die vertraglichen Rechte der Übertragung seiner Beteiligung an dem Projekt auszuüben, da sich das Unternehmen erheblichen finanziellen Schwierigkeiten gegenübersah.
Der abgeschlossene Geschäftsvorfall führte zum Ansatz eines Verkaufserlöses von 109 Mio. GBP (122 Mio. €), der einen Veräußerungsgewinn von 93 Mio. € darstellt.
4.2.7 Veräußerung eines Kraftwerksportfolios in Großbritannien
Am 31. Oktober 2017 schloss die Gruppe endgültig den Verkauf eines Kraftwerksportfolios in Großbritannien an Energy Capital Partners (ECP) ab, ein Private-Equity-Unternehmen, das auf Investitionen in Energieinfrastruktur spezialisiert ist. Das Portfolio stellt eine installierte Gesamtkapazität von 1.841 MW dar (bei 100 %). Im Konzernabschluss von ENGIE war es voll konsolidiert und befand sich zu 75 % im Eigentum der Gruppe. Den restlichen Anteil hielt Mitsui. Zu dem verkauften Portfolio gehörten:
| ― | das Gas- und Dampf-Kombikraftwerk Saltend in East Yorkshire mit einer Leistung von 1.197 MW; |
| ― | das Gaskraftwerk Deeside in Nordwales mit einer Leistung von 515 MW; |
| ― | das Ölkraftwerk Indian Queens in Cornwall mit einer Leistung von 129 MW. |
Die Transaktion wurde auf der Basis eines Gesamtunternehmenswerts von 205 Mio. GBP (232 Mio. €) durchgeführt. Die Gruppe erhielt eine Gegenleistung von 205 Mio. GBP (232 Mio. €). Das sind 72 Mio. GBP (82 Mio. €) für den Verkauf ihres gesamten Anteils an diesem Kraftwerksportfolio - von denen 25 % als Dividenden an Mitsui zurückgezahlt wurden - und 133 Mio. GBP (156 Mio. €) für die Rückzahlung von Gesellschafterdarlehen für dieses Portfolio von Stromerzeugungsanlagen.
Außer der Aufholung einer Wertminderung von 93 Mio. €, die die Gruppe zuvor für dieses Kraftwerksportfolio erfasst hatte (vgl. Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen") resultierte aus dieser Transaktion der Ansatz eines Veräußerungsgewinns von 61 Mio. € für 2017, einschließlich 47 Mio. €, die aus dem sonstigen Gesamtergebnis in Gewinn oder Verlust umgegliedert wurden (Umrechnungsdifferenzen und Sicherungen von Nettoinvestitionen).
4.3 Erwerbe im Jahre 2017
4.3.1 Erwerb von Keepmoat Regeneration (Großbritannien)
Am 28. April 2017 schloss die Gruppe den Erwerb von 100 % an Keepmoat Regeneration ab, dem führenden britischen Unternehmen für Leistungen der Stadterneuerung für lokale Behörden. Keepmoat Regeneration entwirft, baut, saniert und erneuert Wohnbauten. Die Akquisition wurde auf der Basis eines Transaktionspreises von 331 Mio. GBP (392 Mio. €) durchgeführt.
Die Rechnungslegung per 31. Dezember 2017 war für diesen Unternehmenszusammenschluss vorläufig. Der vorläufige Goodwill beträgt 453 Mio. €.
4.3.2 Erwerb von Icomera (Schweden)
Am 15. Juni 2017 vollendete die Gruppe (über die Tochtergesellschaft ENGIE Ineo) den Erwerb von 100 % des schwedischen Unternehmens Icomera AB als Entwickler von Multi-Provider-Systemen in Zügen für Bahnkunden und für Transportunternehmen, der eine Gesamtinvestition von 119 Mio. € darstellt.
Die Rechnungslegung per 31. Dezember 2017 war für diesen Unternehmenszusammenschluss vorläufig. Der vorläufige Goodwill beträgt 113 Mio. €.
4.3.3 Erwerb der nicht beherrschenden Anteile an La Compagnie du Vent (Frankreich)
Am 4. April 2017 vereinbarte die Gruppe, die 41 % nicht beherrschender Beteiligung von SOPER an La Compagnie du Vent zu erwerben. Der Geschäftsvorfall zwischen Eigentümern wurde am 19. Juni 2017 wirksam, als die Vorbedingungen dafür erfüllt waren.
Der Vertrag bewirkte eine Erhöhung des beizulegenden Zeitwerts der finanziellen Verbindlichkeit vor der Transaktion um 131 Mio. €, die die von der Gruppe gewährte Put-Option auf die nicht beherrschenden Anteile an La Compagnie du Vent darstellt. Gemäß der Bilanzierungsstrategie der Gruppe wurde ein entsprechender Betrag beim Goodwill angesetzt (vgl. Anhang 1.4.11.2 "Finanzielle Verbindlichkeiten"). Am 31. Dezember 2017 war die finanzielle Verbindlichkeit, die die Put-Option darstellte, vollständig getilgt.
4.3.4 Erwerb einer Beteiligung von 40 % an Tabreed (Vereinigte Arabische Emirate)
Am 16. August 2017 schloss die Gruppe den Erwerb einer Beteiligung von 40 % an der National Central Cooling Company PJSC ("Tabreed") ab. Tabreed ist an der Börse in Dubai gelistet und auf innovative Kühlungslösungen für große Infrastrukturprojekte in den Vereinigten Arabischen Emiraten und in den Ländern des Golf-Kooperationsrates (GKR, Gulf Cooperation Council - GCC) spezialisiert. Dieser Anteil wurde für eine Gesamtgegenleistung von 2,8 Mrd. AED (657 Mio. €) von der Mubadala Investment Company ("Mubadala") erworben, einer in Abu Dhabi ansässigen strategischen Investmentgesellschaft. Mubadala behält einen Anteil von 42 % an Tabreed.
Diese 40%-Beteiligung an Tabreed wird in den Konzernabschlüssen nach der Equity-Methode bilanziert. Per 31. Dezember 2017 betrug der Buchwert dieses Gemeinschaftsunternehmens 656 Mio. €.
4.4 Sonstige Transaktionen 2017
2017 fanden verschiedene weitere Erwerbe, Eigenkapitaltransaktionen und Veräußerungen statt. Dazu gehörte die Akquisition des niederländischen Unternehmens EV-Box, eines Lieferanten von Ladelösungen für Elektrofahrzeuge, und die von sechs Unternehmen der Talen-Energy-Gruppe in den Vereinigten Staaten, die auf B2B-Dienstleistungen spezialisiert ist. Ihre einzelnen und kumulierten Auswirkungen auf den Konzernabschluss sind nicht wesentlich.
4.5 Veräußerungen im Jahr 2016
Veräußerungen im Jahre 2016 führten zu einem Abbau der Nettoschuld um 3.992 Mio. € im Vergleich zum 31. Dezember 2015.
| In Millionen Euro | Veräußerungspreis | Senkung der Nettoschuld per 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| 2016 finalisierte Transaktionen bezüglich der per 31. Dezember 2015 "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" | 868 | (861) |
| Veräußerung eines Teils des Portfolios von Merchant-Stromerzeugungsanlagen - Vereinigte Staaten | ||
| • Veräußerung von Merchant-Wasserkraftwerken | 868 | (861) |
| 2016 durchgeführte Transaktionen | 1.786 | (2.531) |
| 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 Anlagen des Windparks Maïa Eolis an Futures Energies Investissements Holding (FEIH) - Frankreich | 102 | (199) |
| Veräußerung von "Zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren" | ||
| • Anteil an dem wallonischen Versorgungsnetzbetreiber | 410 | (410) |
| • Anteil an Transportadora de Gas del Perú (TgP) | 154 | (154) |
| Sonstige Veräußerungen | (601) | |
| SUMME | (3.992) |
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
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. 2017(1) | 31. Dez. 2016(2) |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.273 | 5.636 |
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation/Sonstige | 3.980 | 3.815 |
| Anteilsbasierte Vergütungen (IFRS 2) | 38 | 59 |
| Sonderanteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 26 | (19) |
| EBITDA | 9.316 | 9.491 |
(1) Ab 1. Januar 2017 ist die Kernenergieabgabe in Belgien im EBITDA angesetzt und beläuft sich auf 142 Mio. €.
(2) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
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 ertragssteuerliche Wirkung der oben genannten Positionen, die nach dem gesetzlichen Ertragssteuersatz ermittelt wurde, der für die entsprechende steuerliche Einheit gilt; |
| ― | die Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat 2017; |
| ― | die Auswirkung von Steueränderungen in Frankreich und den Vereinigten Staaten und dere Sondermaßnahmen 2017 (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. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|---|
| KONZERANTEIL AM JAHRESERGEBNIS | 1.423 | (415) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | 196 | (111) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | 1.226 | (304) | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 722 | 626 | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 1.948 | 322 | |
| Überleitungspositionen vom kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit | 2.454 | 3.512 | |
| Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente | 8 | 307 | (1.279) |
| Wertminderungsaufwendungen | 8 | 1.317 | 4.035 |
| Restrukturierungskosten | 8 | 671 | 450 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 8 | (752) | (544) |
| Sonstige Einmaleffekte | 8 | 911 | 850 |
| Sonstige berichtigte Positionen | (1.268) | (754) | |
| Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren | 9.3 | 2 | 5 |
| Gewinne/(Verluste) aus Schuldenrestrukturierung und frühzeitigem Unwinding derivativer Finanzinstrumente | 9.2 | 98 | |
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherungen qualifizieren, und der unwirksame Anteil von Derivaten, die als Cashflow-Sicherungen qualifizieren | 9.3 | 186 | 103 |
| Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat | (408) | ||
| Steueränderungen in Frankreich, in den Vereinigten Staaten und sonstige Sondermaßnahmen | (479) | (904) | |
| Sonstige berichtigte steuerliche Auswirkungen | (693) | 61 | |
| Sonderertrag, der im Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften enthalten ist, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 26 | (19) | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 3.134 | 3.080 | |
| Periodischer Jahresüberschuss aus fortgeführten Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist | 762 | 650 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | 2.372 | 2.430 | |
| Periodischer Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 291 | 47 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS, KONZERNANTEIL | 2.662 | 2.477 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Die Überleitung des Jahresüberschusses aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zum periodischen Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil, sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | 196 | (111) | |
| Nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | 93 | (47) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 290 | (158) | |
| Überleitungspositionen vom kurzfristigen Betriebsergebnis nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, auf das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit | 147 | 208 | |
| Sonstige berichtigte Positionen | (21) | 19 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 416 | 68 | |
| Periodischer Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, der nicht beherrschenden Beteiligungen zuzuordnen ist | 125 | 21 | |
| PERIODISCHER JAHRESÜBERSCHUSS AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN, KONZERNANTEIL | 291 | 47 |
5.3 Eingesetztes Industriekapital
Die Überleitung von eingesetztem Industriekapital auf Positionen der Bilanz sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| (+) Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, netto | 57.528 | 64.378 |
| (+) Goodwill | 17.285 | 17.372 |
| (-) Goodwill Gaz de France - SUEZ und International Power(1) | (7.715) | (8.448) |
| (+) Forderungen nach IFRIC 4 und IFRIC 12 | 1.496 | 1.008 |
| (+) Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 7.409 | 6.624 |
| (-) Goodwill aus dem Zusammenschluss mit International Power(1) | (144) | (173) |
| (+) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, netto | 20.311 | 20.835 |
| (-) Margenausgleiche(1),(2) | (1.110) | (1.691) |
| (+) Vorräte | 4.155 | 3.656 |
| (+) Sonstige kurzfristige und langfristige Vermögenswerte | 9.059 | 11.123 |
| (+) Latente Steuern | (4.417) | (5.525) |
| (+) Wegfall latenter Steuern auf sonstige umgliederbare Positionen(1) | (236) | (477) |
| (-) Rückstellungen | (21.768) | (22.208) |
| (+) Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste im Aktienkapital (nach latenten Steuern)(1) | 2.438 | 2.566 |
| (-) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (16.432) | (17.075) |
| (+) Margenausgleiche(1),(2) | 473 | 771 |
| (-) Sonstige Verbindlichkeiten | (15.803) | (17.106) |
| EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 52.528 | 55.629 |
(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 Sicherungsvereinbarungen, 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 Kapitalflussrechnung sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 8.305 | 9.117 |
| Gezahlte Steuern | (894) | (896) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 1.251 | 1.842 |
| Erhaltene Zinsen auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 83 | 12 |
| Erhaltene Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 170 | 142 |
| Gezahlte Zinsen | (745) | (817) |
| Erhaltene Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 100 | 137 |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | (181) | (257) |
| (+) Änderung bei finanziellen Vermögenswerten, die in der Bilanz als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind, und sonstige | 222 | 297 |
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT (CFFO) | 8.311 | 9.578 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
5.5 Investitionsausgaben (CAPEX)
Die Überleitung von Investitionsausgaben (CAPEX) auf Posten der Kapitalflussrechnung sieht wie folgt aus:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 5.779 | 5.290 |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 690 | 411 |
| (+) erworbene Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 32 | 80 |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 1.446 | 208 |
| Erwerbe von veräußerungsfähigen Wertpapieren | 258 | 391 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe und anderen | 838 | (30) |
| (+) Sonstige | 3 | |
| Änderung bei Eigentumsanteilen an beherrschten Unternehmen | (1) | 26 |
| (+) erhaltene Zahlungen für die Veräußerung von Minderheitsbeteiligungen | 222 | |
| GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX) | 9.267 | 6.375 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche' neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
5.6 Nettoschuld
Die Nettoschuld wird in Anhang 15.3 "Nettoschuld" analysiert.
5.7 Wirtschaftliche Nettoschuld
Die wirtschaftliche Nettoschuld stellt sich wie folgt dar:
| In Millionen Euro | Anhänge | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|---|
| NETTOSCHULD | 15 | 22.548 | 24.807 |
| Interne Schuld durch E&P | 15 | 1.612 | 1.727 |
| NETTOSCHULD (OHNE DIE INTERNE SCHULD DURCH E&P) | 20.936 | 23.080 | |
| Künftige Mindestzahlungen für Operating-Leasings | 21 | 3.463 | 3.644 |
| (-) E&P | (103) | ||
| Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 18 | 5.914 | 5.630 |
| Rückstellungen für den Abbruch von Sachanlagen | 18 | 5.728 | 5.671 |
| Rückstellung für Flächensanierung | 18 | 313 | 1.487 |
| (-) E&P | (1.128) | ||
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Pension | 19 | 1.763 | 2.067 |
| (-) E&P | (166) | ||
| (-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen | (41) | (26) | |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Erstattungsansprüche | 19 | (159) | (130) |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses - Sonstige Leistungen | 19 | 4.277 | 4.286 |
| (-) E&P | (50) | ||
| (-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen | (2.421) | (2.354) | |
| Latente Steueransprüche für Pensionen und dazugehörige Verpflichtungen | 10 | (1.319) | (1.451) |
| (-) E&P | 9 | ||
| (-) Infrastruktureinrichtungen regulierter Unternehmen | 578 | 635 | |
| Planvermögenswerte für Kernenergierückstellungen, Uranbestände und eine Forderung von Electrabel an EDF Belgien | 15 & 25 | (2.673) | (2.676) |
| WIRTSCHAFTLICHE NETTOSCHULD | 36.362 | 38.426 |
ANHANG 6 Segmentberichterstattung
6.1 Geschäftssegmente und berichtspflichtige Segmente
ENGIE ist in 24 Business Units (BUs) oder Geschäftssegmenten organisiert, die zumeist in einem Land oder einer Gruppe von Ländern regional organisiert sind. 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.
Diese Geschäftssegmente sind in neun berichtspflichtigen Segmenten zusammengefasst, um die Segmentberichterstattung der Gruppe präsentieren zu können. Nordamerika, Lateinamerika, Afrika/Asien, Benelux, Frankreich, Europa ohne Frankreich und Benelux, Infrastructures Europe, GEM & LNG und Sonstige.
Exploration und Förderaktivitäten (E&P) erscheinen jetzt bei den aufgegebenen Geschäftsbereichen.
6.1.1 Beschreibung berichtspflichtiger Segmente
| ― | Nordamerika: Stromerzeugung, Energiedienstleistungen und Erdgas- und Stromverkauf in den Vereinigten Staaten, Kanada und Puerto Rico. |
| ― | Lateinamerika: Geschäftstätigkeiten (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 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 Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energieträgern in Frankreich (ohne Solairedirect) und (iv) Frankreich Netze, die Anlagen zur dezentralisierten Energieerzeugung und -verteilung (Fernwärme- und Kältenetze) plant, finanziert, baut und betreibt. |
| ― | 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 Verteilungsanlagen, Bereitstellung von Energiedienstleistungen und Lösungen usw.) und (ii) Nord-, Süd- und Osteuropa (Verkauf von Erdgas und Strom und dazugehörigen Energiedienstleistungen und Lösungen, Betrieb von Anlagen 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. Aufgaben 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. |
| ― | 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, die Geschäftstätigkeit von Solairedirect, den Energievertrieb im B2B-Bereich in Frankreich (Entreprises & Collectivités) und den Beitrag des assoziierten Unternehmens SUEZ. |
Ab 1. Januar 2017 erscheint infolge organisatorischer Änderungen in der Gruppe der Energievertrieb im B2B-Bereich in Frankreich (Entreprises & Collectivités) - der zuvor in das berichtspflichtige Segment Frankreich eingeordnet war - im berichtspflichtigen Segment Sonstige (ohne Anpassung der vergleichenden Angaben 2016).
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", "Frankreich" und "Sonstige" (E&C): Leistungen 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 "Sonstige" (E&C), "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 der Stromerzeugung (abzüglich des GEM-Anteils) werden durch die Segmente berichtet, die Stromerzeugungsanlagen besitzen ("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 Wärmekraftwerken der BU "Generation Europe" erzeugten Stroms wird zur Marktpreisen an Handelsunternehmen aus diesen Segmenten verkauft. |
Angesichts der Bandbreite ihrer Geschäfte 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 hier dargestellten wesentlichen Leistungskennzahlen nach berichtspflichtigen Segmenten (mit Ausnahme des eingesetzten Industriekapitals 2016) berücksichtigen den Beitrag der Explorations- und Fördergeschäfte (E&P) nicht mehr, die gemäß IFRS 5 am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert wurden (vgl. Anhang 4.1.1 "Veräußerung der Explorations- und Fördergeschäfte").
ERLÖSE
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Externe Umsatzerlöse | Gruppeninterne Umsatzerlöse | Summe | Externe Umsatzerlöse | Gruppeninterne Umsatzerlöse | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nordamerika | 2.934 | 33 | 2.967 | 3.814 | 39 | 3.853 |
| Lateinamerika | 4.511 | 4.511 | 4.075 | 1 | 4.076 | |
| Afrika/Asien | 3.984 | 3.984 | 3.804 | 4 | 3.808 | |
| Benelux | 8.865 | 976 | 9.842 | 9.044 | 1.230 | 10.274 |
| Frankreich | 16.659 | 105 | 16.764 | 20.332 | 383 | 20.714 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 8.848 | 160 | 9.008 | 8.118 | 112 | 8.230 |
| Infrastructures Europe | 3.488 | 3.224 | 6.712 | 3.267 | 3.495 | 6.762 |
| GEM & LNG(1) | 9.391 | 7.009 | 16.400 | 8.981 | 6.979 | 15.959 |
| E&P | ||||||
| Sonstige | 6.347 | 1.979 | 8.327 | 3.405 | 1.308 | 4.712 |
| Eliminierung interner Transaktionen | (13.487) | (13.487) | (13.550) | (13.550) | ||
| SUMME ERLÖSE | 65.029 | 65.029 | 64.840 | 64.840 |
(1) Aufgrund neuer Managementmethoden, die zu einer geänderten bilanziellen Behandlung (Bilanzierung von Handelstätigkeit) führen (vgl. Anhang 8.5 "Sonstige Einmaleffekte"), enthalten die Umsatzerlöse der BU GEM seit 1. Oktober 2017 die Handelsspanne für realisierte und nicht realisierte Gewinne und Verluste, die für die meisten langfristigen Gaslieferverträge und einen Stromtauschvertrag der Gruppe bilanziert werden.
EBITDA
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017(1) | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 169 | 475 |
| Lateinamerika | 1.711 | 1.696 |
| Afrika/Asien | 1.323 | 1.162 |
| Benelux | 551 | 755 |
| Frankreich | 1.475 | 1.315 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 655 | 612 |
| Infrastructures Europe | 3.384 | 3.459 |
| GEM & LNG | (82) | 3 |
| E&P | ||
| Sonstige | 128 | 15 |
| SUMME EBITDA | 9.316 | 9.491 |
(1) Der Nettoaufwand für die Kernenergieabgabe in Belgien ist ab 1. Januar 2017 im EBITDA klassifiziert und beläuft sich auf 142 Mio. €.
PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nordamerika | (53) | (48) |
| Lateinamerika | (432) | (410) |
| Afrika/Asien | (244) | (235) |
| Benelux | (558) | (381) |
| Frankreich | (606) | (612) |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | (201) | (203) |
| Infrastructures Europe | (1.444) | (1.390) |
| GEM & LNG | (52) | (74) |
| E&P | ||
| Sonstige | (391) | (462) |
| SUMME PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG UND AMORTISATION | (3.980) | (3.815) |
ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 80 | 63 |
| Lateinamerika | (18) | 197 |
| Afrika/Asien | 202 | 312 |
| Benelux | 5 | 2 |
| Frankreich | 8 | (22) |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 36 | 60 |
| Infrastructures Europe | 9 | 11 |
| GEM & LNG | 2 | 1 |
| E&P | ||
| Sonstige | 115 | 127 |
| davon Anteil am Jahresüberschuss von SUEZ | 100 | 139 |
| GESAMTANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 437 | 752 |
Assoziierte und Gemeinschaftsunternehmen haben per 31. Dezember 2017 einen Anteil von 269 Mio. € bzw. 168 Mio. € am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, im Vergleich zu 671 Mio. € bzw. 81 Mio. € per 31. Dezember 2016.
KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 120 | 430 |
| Lateinamerika | 1.278 | 1.284 |
| Afrika/Asien | 1.067 | 923 |
| Benelux | (9) | 371 |
| Frankreich | 882 | 695 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 439 | 410 |
| Infrastructures Europe | 1.940 | 2.068 |
| GEM & LNG | (137) | (74) |
| E&P | ||
| Sonstige | (308) | (472) |
| SUMME KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.273 | 5.636 |
EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 1.674 | 1.520 |
| Lateinamerika | 9.147 | 8.793 |
| Afrika/Asien | 4.908 | 5.520 |
| Benelux | (3.015) | (2.552) |
| Frankreich | 5.827 | 5.304 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 5.028 | 4.720 |
| Infrastructures Europe | 19.934 | 19.693 |
| GEM & LNG | 945 | 1.330 |
| E&P | 2.855 | |
| Sonstige | 8.080 | 8.445 |
| davon Eigenkapitalwert von SUEZ | 2.126 | 1.977 |
| SUMME EINGESETZTES INDUSTRIEKAPITAL | 52.528 | 55.629 |
INVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX)
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nordamerika | 316 | 519 |
| Lateinamerika | 2.241 | 1.037 |
| Afrika/Asien | 879 | 212 |
| Benelux | 688 | 680 |
| Frankreich | 1.067 | 1.083 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 625 | 169 |
| Infrastructures Europe | 1.718 | 1.552 |
| GEM & LNG | 491 | 127 |
| E&P | ||
| Sonstige | 1.242 | 997 |
| GESAMTINVESTITIONSAUSGABEN (CAPEX) | 9.267 | 6.375 |
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. 2017 | 31. Dez. 2016 | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Frankreich | 25.722 | 24.898 | 31.025 | 29.721 |
| Belgien | 8.475 | 9.359 | (2.224) | (1.326) |
| Sonstige EU-Länder | 15.584 | 14.940 | 7.272 | 8.827 |
| Sonstige europäische Länder | 1.178 | 1.272 | 293 | 686 |
| Nordamerika | 3.873 | 4.691 | 2.149 | 1.906 |
| Asien, Naher Osten und Ozeanien | 5.524 | 5.531 | 4.998 | 6.347 |
| Südamerika | 4.272 | 3.857 | 8.941 | 8.598 |
| Afrika | 401 | 291 | 75 | 870 |
| SUMME | 65.029 | 64.840 | 52.528 | 55.629 |
ANHANG 7 Kurzfristiges Betriebsergebnis
7.1 Erlöse
Die Erlöse der Gruppe gliedern sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Energieverkäufe | 43.188 | 44.033 |
| Erbringen von Dienstleistungen | 21.424 | 20.306 |
| Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge | 417 | 501 |
| ERLÖSE | 65.029 | 64.840 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Realisierte, aber noch nicht erfasste Erlöse (sogenannte ungemessene Erlöse) in Höhe von 3.034 Mio. € per 31. Dezember 2017 betreffen vor allem Frankreich und Belgien.
"Leasing-Verträge und Fertigungsaufträge" beinhalten hauptsächlich Erlöse aus Operating-Leasingverhältnissen in Höhe von 329 Mio. € (2016: 412 Mio. €) (vgl. Anhang 21.2 "Operating-Leasings mit ENGIE als Leasinggeber").
7.2 Personalkosten
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | (9.517) | (9.464) |
| Anteilsbasierte Vergütungen (vgl. Anhang 22) | (45) | (59) |
| Kosten für leistungsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.3.4) | (378) | (337) |
| Kosten für beitragsorientierte Pläne (vgl. Anhang 19.4) | (142) | (137) |
| PERSONALAUFWAND | (10.082) | (9.996) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
7.3 Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Planmäßige Abschreibung und Amortisation (vgl. Anhänge 13 und 14) | (3.980) | (3.816) |
| Nettoänderung bei außerplanmäßigen Abschreibungen von Vorräten und Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Vermögenswerten | (48) | (60) |
| Nettoänderung bei Rückstellungen (vgl. Anhang 18) | 292 | (348) |
| PLANMÄSSIGE ABSCHREIBUNG, AMORTISATION UND RÜCKSTELLUNGEN | (3.736) | (4.223) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche' neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Per 31. Dezember 2017 gliedert sich die planmäßige Abschreibung und Amortisation hauptsächlich in 779 Mio. € für immaterielle Vermögenswerte und 3.390 Mio. € für Sachanlagen.
ANHANG 8 Überschuss/(Fehlbetrag) aus betrieblicher Tätigkeit
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 5.273 | 5.636 |
| Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente | (307) | 1.279 |
| Wertminderungsaufwendungen | (1.317) | (4.035) |
| Restrukturierungskosten | (671) | (450) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 752 | 544 |
| Sonstige Einmaleffekte | (911) | (850) |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 2.819 | 2.124 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
8.1 Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente
2017 stellt dieser Posten einen Nettoaufwand von 307 Mio. € dar gegenüber einem Nettoerlös von 1.279 Mio. € 2016. Hier spiegeln sich vor allem die Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von (i) Strom- und Erdgasverkaufs- und -kaufverträgen wider, die unter IAS 39 fallen, und (ii) Finanzinstrumente zur wirtschaftlichen Sicherung, die aber aus dem Hedge Accounting ausgeschlossen sind.
Dieser Aufwand ist (i) einem negativen Preiseffekt durch Änderungen bei den Forward-Preisen für Commodities als Basiswert geschuldet und (ii) der negativen Auswirkung glattgestellter Posten über die Periode, die per 31. Dezember 2016 einen positiven beizulegenden Zeitwert hatten.
8.2 Wertminderungsaufwendungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Wertminderungsaufwendungen: | ||
| Goodwill | (481) | (1.690) |
| Sachanlagen und andere immaterielle Vermögenswerte | (953) | (2.296) |
| Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und entsprechende Rückstellungen | (31) | (98) |
| Finanzielle Vermögenswerte | (25) | (49) |
| SUMME WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN | (1.489) | (4.132) |
| Aufholung von Wertminderungsaufwendungen: | ||
| Sachanlagen und sonstige immaterielle Vermögenswerte | 165 | 95 |
| Finanzielle Vermögenswerte | 8 | 2 |
| SUMME AUFHOLUNGEN VON WERTMINDERUNGSAUFWENDUNGEN | 173 | 97 |
| SUMME | (1.317) | (4.035) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Per 31. Dezember 2017 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 1.317 Mio. € und betreffen hauptsächlich die CGUs Storengy (494 Mio. €) und Generation Europe (317 Mio. €). Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils nicht beherrschender Beteiligungen an Wertminderungsaufwendungen beläuft sich die Auswirkung dieser Wertminderungsaufwendungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2017 auf 1.146 Mio. €.
Die Wertminderungsaufwendungen, die für Goodwill, Sachanlagen, immaterielle Vermögenswerte und Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, per 31. Dezember 2017 angesetzt wurden, lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Standort | Wertminderungsaufwendungen bei Goodwill | Wertminderungsaufwendungen bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten |
|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Storengy | (338) | (156) | |
| Gasspeicher | Deutschland | (156) | |
| Goodwilltragende CGU Generation Europe | - | (421) | |
| Wärmekraftwerke | |||
| Deutschland | (184) | ||
| Niederlande | (227) | ||
| Sonstige | (10) | ||
| Goodwilltragende CGU Australien | (141) | - | |
| Stromerzeugungsanlagen | (141) | ||
| Goodwilltragende CGU Naher Osten, Nord-, Süd- und Zentralasien und Türkei | - | (125) | |
| Stromerzeugungsanlagen | (125) | ||
| Goodwilltragende CGU B2C | - | (43) | |
| Marke GDF Gaz de France | (43) | ||
| Goodwilltragende CGU Nordamerika | - | (43) | |
| Immaterieller Vermögenswerl Kundenkontakte | Vereinigte Staaten | (29) | |
| Sonstige | (14) | ||
| Goodwilltragende CGU Lateinamerika | - | (41) | |
| Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken | Chile | (37) | |
| Sonstige | (4) | ||
| Sonstige Wertminderungsaufwendungen | (2) | (124) | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2017 | (481) | (953) |
| In Millionen Euro | Wertminderungsaufwendungen bei Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und entsprechende Rückstellungen | Summe Wertminderungsaufwendungen | Bewertungsmethode |
|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Storengy | - | (494) | |
| Gasspeicher | (156) | Nutzungswert -DCF | |
| Goodwilltragende CGU Generation Europe | - | (421) | |
| Wärmekraftwerke | |||
| (184) | Nutzungswert -DCF | ||
| (227) | Nutzungswert -DCF | ||
| (10) | |||
| Goodwilltragende CGU Australien | - | (141) | |
| Stromerzeugungsanlagen | (141) | Beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten | |
| Goodwilltragende CGU Naher Osten, Nord-, Süd- und Zentralasien und Türkei | - | (125) | |
| Stromerzeugungsanlagen | (125) | Nutzungswert -DCF | |
| Goodwilltragende CGU B2C | - | (43) | |
| Marke GDF Gaz de France | (43) | Nutzungswert -DCF | |
| Goodwilltragende CGU Nordamerika | (9) | (52) | |
| Immaterieller Vermögenswerl Kundenkontakte | (29) | Nutzungswert -DCF | |
| Sonstige | (9) | (23) | |
| Goodwilltragende CGU Lateinamerika | - | (41) | |
| Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken | (37) | Nutzungswert -DCF | |
| Sonstige | (4) | ||
| Sonstige Wertminderungsaufwendungen | (22) | (147) | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2017 | (31) | (1.464) |
| In Millionen Euro | Standort | Abzinsungssatz |
|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Storengy | ||
| Gasspeicher | Deutschland | 4,5 % - 8,7 % |
| Goodwilltragende CGU Generation Europe | ||
| Wärmekraftwerke | ||
| Deutschland | 8,4 % | |
| Niederlande | 7,1 % - 8,4 % | |
| Sonstige | ||
| Goodwilltragende CGU Australien | ||
| Stromerzeugungsanlagen | ||
| Goodwilltragende CGU Naher Osten, Nord-, Süd- und Zentralasien und Türkei | ||
| Stromerzeugungsanlagen | 11,0 % | |
| Goodwilltragende CGU B2C | ||
| Marke GDF Gaz de France | ||
| Goodwilltragende CGU Nordamerika | ||
| Immaterieller Vermögenswerl Kundenkontakte | Vereinigte Staaten | |
| Sonstige | ||
| Goodwilltragende CGU Lateinamerika | ||
| Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken | Chile | 8,0 % |
| Sonstige | ||
| Sonstige Wertminderungsaufwendungen | ||
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2017 |
8.2.1 Informationen über die für Werthaltigkeitstests 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 2018 und dem mittelfristigen Businessplan 2019-2020, wie vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat 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 2021-2040 ermittelt. Im Dezember 2017 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 Modellen des fundamentalen Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage bestimmt, deren Ergebnisse regelmäßig mit den Prognosen verglichen werden, die externe Spezialisten des Energiesektors erstellen. 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. |
8.2.2 Wertminderung der goodwilltragenden CGU Storengy
Der der CGU Storengy zugeordnete Goodwill belief sich vor dem Werthaltigkeitstest 2017 auf 543 Mio. €. Die CGU Storengy vereint in sich Unternehmen, die unterirdische Erdgasspeicherkapazitäten in Frankreich, Deutschland und in Großbritannien besitzen, betreiben, vermarkten und verkaufen.
Die Speicherstättengeschäfte in Europa litten unter Änderungen des regulatorischen Umfelds in Frankreich und der Abwärtskorrektur der Prognosen für langfristige Spreads in Deutschland.
In Frankreich regelt Artikel 12 des am 31. Dezember 2017 im Journal officiel veröffentlichten Gesetzes über die Beendigung der Öl- und Gasexploration und -förderung die Speicherung von Erdgas im Land.
Nach Konsultationen öffentlicher Stellen wie auch von verschiedenen Playern der Industrie (Speicherstättenbetreiber und Erdgaslieferanten in Frankreich) hat die französische Energieregulierungskommission (CRE) in ihrem Beschluss vom 22. Februar 2018 die Bedingungen der Verordnung festgelegt, die für die Dauer von zwei Jahren gelten soll, und geht dabei aus von:
| ― | der Höhe der regulatorischen Kapitalbasis (RAB), dem Wert, den der Regulator den Vermögenswerten zuweist, die der Versorger betreibt; |
| ― | der vom Regulator garantierten Rendite; |
| ― | der Erlöshöhe 2018. |
Die Verordnung gilt für alle Speicherstätten. Möglicherweise wird ihr Geltungsbereich aber mit der Aktualisierung des Mehrjahresenergieplans noch überarbeitet.
Der Nutzungswert der Speicherstättengeschäfte in Frankreich wurde mit Hilfe der Cashflow-Prognosen für den Zeitraum 2018-2023 berechnet. Der Schlusswert entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2023.
In Deutschland und Großbritannien wurde der Nutzungswert dieser Geschäfte mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2018 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat genehmigten mittelfristigen Businessplan 2019-2020 errechnet. Cashflow-Prognosen jenseits dieses Drejahreszeitraums basierten auf dem von der Gruppe angenommenen Referenz-Szenarium.
Cashflows für Speicherstättengeschäfte in 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 Abzinsungssätze für diese Cashflow-Projektionen lagen bei 7,8 % für Großbritannien und zwischen 4,5 % und 8,7 % für die deutschen Speicherstättengeschäfte.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests
Aufgrund der Festlegungen in der Verordnung über Speicherstätten in Frankreich und der Abwärtskorrektur langfristiger Spreads in Deutschland lag der erzielbare Betrag für die CGU Storengy per 31. Dezember 2017 451 Mio. € unter ihrem Buchwert. Daher setzte die Gruppe eine Wertminderung von 494 Mio. € an, davon 338 Mio. € bei dem der CGU zugeordneten Goodwill und 156 Mio. € bei Sachanlagen in Deutschland.
8.2.3 Wertminderung der goodwilltragenden CGU Australien
Der der CGU Australien zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2017 auf 170 Mio. €. Die CGU Australien fasst die Stromerzeugung, die Vermarktung von Erdgas und Strom und Energiedienstleistungen in der Region Ozeanien (Australien und Neuseeland) zusammen.
Zum 31. Dezember 2017 klassifizierte die Gruppe das Kohlekraftwerk Loy Yang B in Australien als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 4.1.3). Da der Buchwert über dem erwarteten Verkaufspreis lag, setzte die Gruppe am 31. Dezember 2017 einen Wertminderungsaufwand von 141 Mio. € für den gesamten Goodwill an, der den zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten zugeordnet war.
8.2.4 Wertminderungsaufwendungen bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten
Per 31. Dezember 2017 angesetzte Nettowertminderungsaufwendungen beliefen sich auf 788 Mio. € und betrafen vor allem:
- Vermögenswerte der CGU Generation Europe
Die Gruppe setzte per 31. Dezember 2017 317 Mio. € als Wertminderungsaufwand für ihre Wärmekraftwerke in Europa an.
Die Bedingungen für Kohlekraftwerke in Europa waren ungünstig, auch wegen der erwarteten Auswirkungen eines strikteren regulatorischen Umfelds. Längerfristig verringerte das die Margen und somit die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen. Aufgrund der Abwärtskorrektur der Cashflow-Projektionen setzte die Gruppe für Kohlekraftwerke in Deutschland und den Niederlanden Wertminderungsaufwendungen von 184 Mio. € bzw. 146 Mio. € an.
Die Gruppe setzte auch (i) einen Wertminderungsaufwand von 74 Mio. € wegen der Entscheidung an, eine Gaskraftwerkseinheit in den Niederlanden 2019 dauerhaft abzuschalten, und (ii) die Aufholung von Wertminderungsaufwendungen von 103 Mio. € an, die sich hauptsächlich auf die drei Wärmekraftanlagen in Großbritannien vor ihrer Veräußerung in der zweiten Hälfte 2017 bezieht (vgl. Anhang 4.2.7).
- Sonstige Wertminderungsaufwendungen
Sonstige Wertminderungsaufwendungen durch die Gruppe betreffen hauptsächlich:
| ― | ein Gaskraftwerk in der Türkei (125 Mio. €) wegen der Abwärtskorrektur der prognostizierten langfristig erzielbaren Margen; |
| ― | den Restwert immaterieller Vermögenswerte in Form der Dachmarke GDF Gaz de France (43 Mio. €) infolge des Beschlusses der Gruppe, die Marke "Tarif Réglementé Gaz GDF SUEZ" ab 1. Januar 2018 nicht länger zu verwenden. Für die Marke wurde 2015 ein Wertminderungsaufwand von 455 Mio. € angesetzt, der Restwert von 71 Mio. € war über einen Zeitraum von fünf Jahren abzuschreiben, in dem nach Auffassung der Gruppe der Nutzen und die Eigenschaften in Verbindung mit der historischen Marke weiterhin Vorteile für den gesamten B2C-Vertrieb bringen würden; |
| ― | ein Wasserkraftwerk in Chile (37 Mio. €); |
8.2.5 2016 angesetzte Wertminderungsaufwendungen
Vor dem Hintergrund der anhaltend schwierigen wirtschaftlichen Bedingungen auf mittlere bis lange Sicht hat die Gruppe ihr Referenzszenarium für die mittel- bis langfristigen Strompreise in Europa, wie auch für die Margen, die sich mit Wärmekraftwerken erzielen lassen, 2016 deutlich nach unten korrigiert. Die Änderung war im Wesentlichen einer Aufwärtskorrektur des Anteils der erneuerbaren Energie am Energiemix in Europa, gekoppelt mit einer Abwärtskorrektur bei den Preisprognosen für Brennstoffe, geschuldet.
Die daher per 31. Dezember 2016 für Goodwill, Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte angesetzten Wertminderungsaufwendungen betrugen 4.084 Mio. € und lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Standort | Wertminderungsaufwendungen bei Goodwill | Wertminderungsaufwendungen bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten |
|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Benelux | (1.362) | (68) | |
| Bohrinsel | Niederlande | (46) | |
| Sonstige | (22) | ||
| Goodwilltragende CGU Generation Europe | (139) | (520) | |
| Als "zur Veräußerung verfügbar" klassifizierte Vermögenswerte | Polen | (139) | (237) |
| Wärmekraftwerke | Niederlande, Deutschland, Frankreich, Italien, Großbritannien | (283) | |
| 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 GTT | (161) | - | |
| Goodwill | Frankreich | (161) | |
| Goodwilltragende CGU Global LNG | (24) | (153) | |
| LNG-Tanker | (141) | ||
| Sonstige | (12) | ||
| CGU Global Energy Management (GEM) | - | (350) | |
| Entnahmerechte aus Stromerzeugungsanlagen | Italien | (225) | |
| Portfolio langfristiger Bezugsvereinbarungen | (83) | ||
| Sonstige | (42) | ||
| Sonstige Wertminderungsaufwendungen | (4) | (172) | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2016 | (1.690) | (2.296) |
| In Millionen Euro | Wertminderungsaufwendungen bei Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und entsprechende Rückstellungen | Summe(1) | Bewertungsmethode |
|---|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Benelux | - | (1.430) | |
| Bohrinsel | Beizulegender Zeitwert | ||
| Sonstige | |||
| Goodwilltragende CGU Generation Europe | - | (659) | |
| Als "zur Veräußerung verfügbar" klassifizierte Vermögenswerte | Beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten | ||
| Wärmekraftwerke | 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 GTT | - | (161) | |
| Goodwill | Beizulegender Zeitwert | ||
| Goodwilltragende CGU Global LNG | - | (177) | |
| LNG-Tanker | Beizulegender Zeitwert | ||
| Sonstige | |||
| CGU Global Energy Management (GEM) | - | (350) | |
| Entnahmerechte aus Stromerzeugungsanlagen | Nutzungswert -DCF | ||
| Portfolio langfristiger Bezugsvereinbarungen | Nutzungswert -DCF | ||
| Sonstige | |||
| Sonstige Wertminderungsaufwendungen | (7) | (183) | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2016 | (98) | (4.084) |
| In Millionen Euro | Standort | Abzinsungssatz |
|---|---|---|
| Goodwilltragende CGU Benelux | ||
| Bohrinsel | Niederlande | |
| Sonstige | ||
| Goodwilltragende CGU Generation Europe | ||
| Als "zur Veräußerung verfügbar" klassifizierte Vermögenswerte | Polen | |
| Wärmekraftwerke | Niederlande, Deutschland, Frankreich, Italien, Großbritannien | 6,5 % - 7,5 % |
| Goodwilltragende CGU Frankreich Erneuerbare Energie | ||
| Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken | 7,8 % | |
| Sonstige | ||
| Goodwilltragende CGU Nord-, Süd- und Osteuropa | ||
| Stromerzeugungsanlagen | Polen | 9,5 % |
| Beteiligungen an Gruppen entlang der Gaslieferkette | Deutschland | |
| Sonstige | ||
| Goodwilltragende CGU Nordamerika | ||
| Portfolio an Merchant-Stromerzeugungsanlagen | Vereinigte Staaten | |
| LNG-Terminal | Vereinigte Staaten | 6,7 % |
| Stromerzeugungsanlagen | Vereinigte Staaten, Kanada | 3,9 % - 7,5 % |
| Goodwilltragende CGU Lateinamerika | ||
| Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken | Chile | 8,0 % |
| Sonstige | ||
| Goodwilltragende CGU GTT | ||
| Goodwill | Frankreich | |
| Goodwilltragende CGU Global LNG | ||
| LNG-Tanker | ||
| Sonstige | ||
| CGU Global Energy Management (GEM) | ||
| Entnahmerechte aus Stromerzeugungsanlagen | Italien | 7,5 % |
| Portfolio langfristiger Bezugsvereinbarungen | 5,7 % - 9,6 % | |
| Sonstige | ||
| Sonstige Wertminderungsaufwendungen | ||
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2016 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Einschließlich der außerplanmäßigen Abschreibung von finanziellen Vermögenswerten beliefen sich die Wertminderungen (nach Abzug der Aufholungen) 2016 auf 4.035 Mio. €. Nach Berücksichtigung der latenten Steuereffekte und des Anteils der Wertminderungsaufwendungen, die Minderheitsbeteiligungen zuzuschreiben sind, belief sich die Auswirkung dieser Wertminderungen auf den Jahresüberschuss (Konzernanteil) 2016 auf 3.699 Mio. €.
8.3 Restrukturierungskosten
2017 betrugen die Restrukturierungskosten 671 Mio. € und beinhalteten vor allem:
| ― | Kosten für verschiedene Pläne zum Personalabbau als Teil des Transformationsprogramms der Gruppe sowie Maßnahmen zur Anpassung an Wirtschaftsbedingungen (509 Mio. €); |
| ― | Kosten im Zusammenhang mit Entscheidungen, Standorte aufzugeben, Niederlassungen umzustrukturieren und eine Betriebsstätte zu schließen (108 Mio. €); |
| ― | verschiedene sonstige Restrukturierungskosten (53 Mio. €). |
2016 betrugen die Restrukturierungskosten 450 Mio. €, einschließlich 223 Mio. € für die Einstellung der Produktion und das Schließen von Betriebsstätten, 132 Mio. € für Personalabbaupläne und 90 Mio. € für verschiedene weitere Restrukturierungskosten.
8.4 Änderungen des Konsolidierungskreises
2017 belief sich dieser Posten auf positive 752 Mio. € und umfasste vor allem:
| ― | einen Gewinn von 540 Mio. € aus der Veräußerung des Portfolios aus Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten, einschließlich 513 Mio. € für Posten des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden (vgl. Anhang 4.2.1); |
| ― | einen Gewinn von 93 Mio. € aus der Veräußerung des gesamten Restanteils der Gruppe von 38,10 % an NuGen, einschließlich 5 Mio. € für Posten des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden (vgl. Anhang 4.2.6); |
| ― | einen Gewinn von 57 Mio. € aus der Veräußerung des Kraftwerks Polaniec in Polen, einschließlich 59 Mio. € für Posten des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden (vgl. Anhang 4.2.2) und |
| ― | einen Gewinn von 61 Mio. € aus der Veräußerung der Wärmekraftwerke in Großbritannien (Saltend, Deeside und Indian Queens), einschließlich 47 Mio. € für Posten des Sonstigen Gesamtergebnisses, die in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden (vgl. Anhang 4.2.7). |
2016 betrug dieser Posten positive 544 Mio. € und umfasste vor allem den Gewinn von 225 Mio. € aus der Veräußerung von Paiton in Indonesien, 211 Mio. € aus der Veräußerung von Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) in Chile und 84 Mio. € aus der Veräußerung von Meenakshl in Indien.
8.5 Sonstige Einmaleffekte
Dieser Posten beinhaltete 2017 hauptsächlich:
| ― | die Effekte des in der BU GEM eingeführten neuen Managementmodells für langfristige Gaslieferverträge, Verträge über Transport und Speicherkapazität und einen Stromtauschvertrag, das zu einer geänderten bilanziellen Behandlung führte: Angesichts der strukturellen Veränderungen in Gasmärkten entschloss sich ENGIE zu einem moderneren Managementmodell für das Midstream-Gasgeschäft (ohne LNG). Dafür wurde die Arbeit der BU GEM 2017 neu organisiert, um das Modell für die Verwaltung von langfristigen Gaslieferverträgen, Verträgen über Transport und Speicherkapazität und einen Stromtauschvertrag zu verändern. Dieses neue Modell ermöglicht, die Verträge einzeln und nicht als Teil eines Portfolios zu verwalten. Im Rahmen dieses neuen Managements muss die Gruppe die Bilanzierung zum beizulegenden Zeitwert ab dem Tag der Einführung der neuen Managementmethoden auf das Management der meisten langfristigen Lieferverträge erweitern. Deshalb sind ab 1. Oktober 2017 in die Ergebnisse der Gruppe realisierte und unrealisierte Gewinne und Verluste aus diesen Verträgen aufgenommen, die jetzt erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und in der in den Erlösen dargestellten Nettomarge enthalten sind. Das geänderte Management veranlasste die Gruppe auch, einen Stromtauschvertrag als derivativen Vertrag umzuklassifizieren, der jetzt erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert angesetzt wird. Der Einmaleffekt des Erstansatzes der Bewertung dieser Verträge zum beizulegenden Zeitwert waren negative 472 Mio. €. Das revidierte Managementmodell wirkte sich auch auf die Klassifizierung einer Reihe von Verträgen über Kapazitätsreservierung (Speicherung und Transport) aus, die die BU GEM geschlossen hat. Diese Verträge werden jetzt einzeln verwaltet und nicht mehr für den industriellen Bedarf der Gruppe benötigt. Da die unvermeidbaren Kosten für die Erfüllung der Verpflichtungen aus diesen Verträgen über dem erwarteten wirtschaftlichen Nutzen liegen, den sie erbringen, wurde eine Rückstellung für belastende Verträge angesetzt, die den Einmaleffekt des Erstansatzes für diese Bilanzierung von negativen 771 Mio. € verursachte. |
| ― | einen Gewinn von 349 Mio. € aus der Veräußerung von Petronet LNG als zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere, einschließlich 357 Mio. € aus Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, die im "Sonstigen Gesamtergebnis" angesetzt waren und in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurden (vgl. Anhang 4.2.4). |
2016 beinhaltete dieser Posten hauptsächlich einen Nettoaufwand von 584 Mio. € im Zusammenhang mit Zuflüssen zu Rückstellungen für die Behandlung und Lagerung von radioaktiven Abfällen nach der dreijährlichen Überprüfung von Kernenergierückstellungen 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.
ANHANG 9 Nettofinanzerträge/(-aufwendungen)
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | Summe | Aufwand | Ertrag | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Kosten der Nettoschuld | (822) | 128 | (694) | (936) | 162 | (774) |
| Gewinne und Verluste aus Transaktionen der Schuldenrestrukturierung und der frühzeitigen Abwicklung derivativer Finanzinstrumente | (181) | 83 | (98) | (66) | 66 | |
| Sonstiges Finanzergebnis | (1.119) | 616 | (503) | (1.208) | 661 | (547) |
| NETTOFINANZERGEBNIS | (2.122) | 827 | (1.296) | (2.210) | 889 | (1.321) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
9.1 Kosten der Nettoschuld
Die wichtigsten Posten der Kosten der Nettoschuld gliedern sich wie folgt:
| Summe | ||||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Zinsaufwand für Bruttoschuld und Sicherungen | (925) | - | (925) | (1.034) |
| Fremdwährungsgewinne/-verluste bei Fremdkapital und Sicherungen | - | 21 | 21 | 15 |
| Unwirksamer Anteil bei Derivaten, die als Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts qualifizieren | (2) | (2) | (5) | |
| Gewinne und Verluste bei Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten und finanziellen Vermögenswerten, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden | - | 107 | 107 | 147 |
| Aktivierte Fremdkapitalkosten | 104 | - | 104 | 102 |
| KOSTEN DER NETTOSCHULD | (822) | 128 | (694) | (774) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Die gesunkenen Kosten der Nettoschuld gehen vor allem auf ein etwas geringeres Volumen der Durchschnittsschuld seit Ende 2016, auf die positiven Auswirkungen von Fremdfinanzierungsgeschäften der Gruppe und das aktive Zinsmanagement zurück (vg/. Anhang 15.3.3 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode").
9.2 Gewinne und Verluste aus Transaktionen der Schuldenrestrukturierung und der frühzeitigen Abwicklung derivativer Finanzinstrumente
Die wichtigsten Effekte der Schuldenrestrukturierung gliedern sich wie folgt:
| Summe | ||||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Aufwand | Ertrag | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Auswirkung des frühzeitigen Unwinding derivativer Finanzinstrumente auf die Gewinn- und Verlustrechnung | (83) | 83 | - | |
| davon Barzahlungen für Swap-Unwinding | (83) | - | (83) | (66) |
| davon Aufholen des negativen beizulegenden Zeitwerts dieser Derivate bei frühzeitigem Settlement | - | 83 | 83 | 66 |
| Auswirkung von Transaktionen der Schuldenrestrukturierung auf die Gewinn- und Verlustrechnung | (98) | - | (98) | - |
| davon Aufwendungen für frühzeitige Refinanzierungstransaktionen | (98) | - | (98) | |
| GEWINNE UND VERLUSTE AUS TRANSAKTIONEN DER SCHULDENRESTRUKTURIERUNG UND DES FRÜHZEITIGEN UNWINDING DERIVATIVER FINANZINSTRUMENTE | (181) | 83 | (98) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche' neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Die Gruppe führte eine Reihe frühzeitiger Refinanzierungsgeschäfte durch (vgl. Anhang 15.3.3 "Finanzinstrumente - die wichtigsten Ereignisse in der Periode"), zu denen verschiedene Rückkäufe von Anleihen mit einem aggregierten Nennwert von 538 Mio. € gehörten.
9.3 Sonstiges Finanzergebnis
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | ||
| Änderung des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten, die nicht als Sicherung qualifizieren | (186) | (103) |
| Gewinne und Verluste aus der Dequalifikation und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Sicherungen für sonstige finanzielle Positionen | (1) | (5) |
| Unwinding von Abzinsungsberichtigungen für sonstige langfristige Rückstellungen | (498) | (553) |
| Nettozinsaufwendungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristig fällige Leistungen | (119) | (137) |
| Zinsen auf Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | (48) | (58) |
| Sonstige finanzielle Aufwendungen | (267) | (352) |
| SUMME | (1.119) | (1.208) |
| Sonstige Finanzerträge | ||
| Ertrag aus zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 173 | 136 |
| Gewinne und Verluste aus der Dequalifikation und Unwirksamkeit wirtschaftlicher Sicherungen für sonstige finanzielle Positionen | 3 | |
| Zinsertrag aus Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und anderen Forderungen | 29 | 30 |
| Zinsertrag aus Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 145 | 73 |
| Sonstige Finanzerträge | 269 | 420 |
| SUMME | 616 | 661 |
| SONSTIGES FINANZERGEBNIS, NETTO | (503) | (547) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Sonstige Finanzerträge enthalten Zinsen für die Rückzahlung der 3%igen Steuer auf Dividenden durch den französischen Staat sowie Zinsen für den Rechtsstreit zwischen Electrabel und E.ON über die belgische und deutsche Kernenergieabgabe in Höhe von 87 Mio. €.
ANHANG 10 Ertragsteueraufwand
10.1 In der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzte tatsächliche Aufwendungen für Ertragsteuern
10.1.1 Aufgliederung der in der Gewinn- und Verlustrechnung angesetzten tatsächlichen Aufwendungen für Ertragsteuern
Der in der Gewinn- und Verlustrechnung 2017 angesetzte Steuerertrag beläuft sich auf 425 Mio. € (2016 Ertragsteueraufwand 481 Mio. €). Er gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Tatsächliche Ertragssteuern | (397) | (1.328) |
| Latente Steuern | 822 | 847 |
| SUMME IM ERTRAG AUSGEWIESENER ERTRAGSTEUERVORTEILE /(-AUFWENDUNGEN) | 425 | (481) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
10.1.2 Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf tatsächlichen Ertragssteueraufwand
Eine Überleitung von theoretischem Ertragssteueraufwand auf den tatsächlichem Ertragssteueraufwand der Gruppe wird im Folgenden dargestellt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Nettoergebnis | 2.238 | 163 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 437 | 752 |
| Jahresüberschuss aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | 290 | (158) |
| Ertragsteueraufwand | 425 | (481) |
| Ergebnis vor Ertragsteueraufwand und Anteil am Jahresüberschuss von assoziierten Unternehmen (A) | 1.085 | 50 |
| davon französische Unternehmen | (588) | 863 |
| davon Unternehmen außerhalb Frankreichs | 1.674 | (813) |
| Gesetzlicher Ertragsteuersatz der Muttergesellschaft (B) | 34,4% | 34,4% |
| THEORETISCHER ERTRAGSTEUERAUFWAND (C) = (A) X (B) | (374) | (17) |
| 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 | 114 | 95 |
| Permanente Differenzen(2) | (286) | (806) |
| Steuerermäßigter oder steuerbefreiter Ertrag(3) | 555 | 254 |
| Zusätzlicher Steueraufwand(4) | (258) | (476) |
| Wirkung nicht angesetzter latenter Steueransprüche auf steuerliche Verlustvorträge und sonstige steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(5) | (568) | (951) |
| Ansatz oder Verwendung von Steuerertrag auf zuvor nicht angesetzte steuerliche Verlustvorträge und andere steuerabzugsfähige temporäre Differenzen(6) | 242 | 174 |
| Auswirkung von Änderungen der Steuersätze(7) | 518 | 882 |
| Steuerguthaben und sonstige Steuerermäßigungen(8) | 507 | 249 |
| Sonstige(9) | (26) | 115 |
| IM ERTRAG AUSGEWIESENE ERTRAGSTEUERVORTEILE /(-AUFWENDUNGEN) | 425 | (481) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
(2) Enthält hauptsächlich steuerlich nicht ansatzfähige Wertminderungen des Goodwill, nicht ansatzfähige betriebliche Aufwendungen und die Effekte der Obergrenze für ansatzfähige Fremdkapitalzinsen in Frankreich.
(3) 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.
(4) Umfasst hauptsächlich Steuern auf Dividenden, die aus dem Besteuerungsverfahren der Muttergesellschaft resultieren, die Steuer von 3 % auf Dividenden, die französische Unternehmen 2016 bar gezahlt haben (ohne Auswirkung auf 2017, weil sie durch den Verfassungsrat aufgehoben wurde), die Sonderertragsteuer, die die Erstattung der 3%igen Steuer auf Dividenden kompensiert, die Quellensteuer auf Dividenden und Zinsen, die in verschiedenen Steuerrechtsgebieten erhoben wird, die pauschale Kernenergieabgabe, die Stromversorger für Strom aus Kernenergie in Belgien zu zahlen haben (2016: 117 Mio. €, aber 2017 im EBITDA klassifiziert), Allokationen auf Rückstellungen für Ertragssteuer und regionale und pauschale Körperschaftssteuern.
(5) Beinhaltet (i) den Wegfall 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.
(6) Enthält die Auswirkung des Ansatzes der Position der latenten Nettosteueransprüche für einige steuerliche Einheiten.
(7) Beinhaltet vor allem die Auswirkung eines geänderten Steuersatzes auf die Salden latenter Steuern in Frankreich (siehe unten) und den Vereinigten Staaten.
(8) Enthält hauptsächlich Auflösungen von Rückstellungen für Steuerrechtsstreitigkeiten, die Auswirkung abzugsfähiger fiktiver Zinsen in Belgien und von Steuerguthaben in Frankreich und in 2017 die Rückerstattung von 376 Mio. € für die 3 % Steuern auf Dividenden, die die französischen Unternehmen zuvor bar gezahlt hatten.
(9) Enthält hauptsächlich die Berichtigung früherer Steuerbelastungen.
Das am 30. Dezember 2017 verabschiedete französische Finanzgesetz 2018 sieht für alle französischen steuerlichen Einheiten eine Steuersenkung auf 25,82 % ab 2022 vor. Dieser Satz ist das Ergebnis der Senkung der regulären Körperschaftssteuer von 33,33 % auf 25,00 %, zuzüglich einer Sozialabgabe von 3,3 %. Die von französischen Unternehmen erfassten latenten Steuern, deren Freigabe für nach 2022 erwartet wird, wurden in der Rechnungslegung per 31. Dezember 2017 nach diesem neuen Satz neu bewertet. Das führt zu einer Positivwirkung von 550 Mio. € auf den Einmalertrag und einer Negativwirkung von 91 Mio. € auf die in der Gesamtergebnisrechnung angesetzten latenten Steuern.
Das am 20. Dezember 2016 verabschiedete französische Finanzgesetz 2017 sah für alle französischen steuerlichen Einheiten eine Steuersenkung auf 28,92 % ab 2020 vor. Dieser Satz ist das Ergebnis der Senkung des Regelsatzes der Körperschaftssteuer von 33,33 % auf 28,00 %, zuzüglich einer Sozialabgabe von 3,3 %. Die von französischen Unternehmen erfassten latenten Steuern, deren Aufholung für nach 2020 erwartet wird, wurden in der Rechnungslegung per 31. Dezember 2016 nach diesem neuen Satz umbewertet. Das führte zu einer Positivwirkung von 904 Mio. € auf den Einmalertrag und einer Negativwirkung von 187 Mio. € auf die in der Gesamtergebnisrechnung angesetzten latenten Steuern.
Die Ertragsteuer für das Jahr enthält auch einen Ertrag von 34 Mio. € als Kapitalertragsteuer aus der Veräußerung von Investitionen.
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. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | (126) | (253) |
| Pensionsverpflichtungen | (68) | (107) |
| Nicht abzugsfähige Rückstellungen | (32) | (27) |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (249) | 179 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | (316) | 181 |
| Sonstige | (77) | (1) |
| SUMME | (868) | (28) |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 671 | 1.148 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | 705 | (398) |
| Sonstige | 169 | 124 |
| SUMME | 1.545 | 875 |
| LATENTES STEUERERGEBNIS | 677 | 847 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche' neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Der 2016 und 2017 verbuchte latente Steuerertrag geht hauptsächlich auf die in Frankreich verabschiedete kommende Steuersenkung zurück.
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. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 52 | (13) |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (97) | 52 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (86) | 13 |
| Cashflow-Sicherungen für sonstige Positionen | (151) | 119 |
| Cashflow-Sicherungen der Nettoschuld | 1 | 4 |
| SUMME OHNE DEN ANTEIL VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | (280) | 175 |
| Anteil von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 2 | 10 |
| SUMME | (278) | 185 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
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 2016 | 1.250 | (6.775) | (5.525) |
| Auswirkung auf den Jahresüberschuss für das Jahr | (868) | 1.545 | 677 |
| Auswirkung auf die Posten des sonstigen Gesamtergebnisses | (126) | (206) | (331) |
| Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises | (6) | 8 | 2 |
| Auswirkung von Umrechnungsanpassungen | (133) | 234 | 102 |
| Übertragungen in Vermögenswerte und Verbindlichkeiten, die als zur Veräußerung gehalten eingestuft sind | (826) | 1.503 | 676 |
| Sonstige | 37 | (54) | (17) |
| Auswirkung der Aufrechnung je steuerliche Einheit | 1.475 | (1.475) | |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 803 | (5.220) | (4.417) |
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. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- |
| Latente Steueransprüche: | ||
| Steuerliche Verlustvorträge und Steuerguthaben | 1.652 | 2.178 |
| Pensionsverpflichtungen | 1.319 | 1.451 |
| Nicht abzugsfähige Rückstellungen | 301 | 631 |
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | 974 | 1.258 |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | 2.725 | 3.285 |
| Sonstige | 495 | 585 |
| SUMME | 7.466 | 9.388 |
| Latente Steuerschulden: | ||
| Differenz zwischen dem Buchwert von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten und ihren Steuerwerten | (8.680) | (10.886) |
| Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert (IAS 32/39) | (2.627) | (3.214) |
| Sonstige | (576) | (813) |
| SUMME | (11.883) | (14.913) |
| LATENTE STEUERANSPRÜCHE/(-SCHULDEN), NETTO | (4.417) | (5.525) |
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.
Die Verringerung der Nettoverbindlichkeit für latente Steuern resultiert vor allem aus der Klassifizierung von ENGIE E&P International als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" und aus der kommenden Steuersenkung, die im neuen französischen Finanzgesetz verabschiedet wurde.
10.4 Nicht angesetzte latente Steuern
Am 31. Dezember 2017 belief sich der Steuereffekt von steuerlichen Verlusten und Guthaben mit Wahlmöglichkeit zum Vortrag, die aber nicht verwendet und in der Bilanz nicht angesetzt wurden, auf 3.141 Mio. € (3.716 Mio. € am 31. Dezember 2016). Die meisten dieser nicht angesetzten steuerlichen Verluste betreffen Unternehmen in Ländern, in denen Verluste auf unbestimmte Zeit (hauptsächlich Belgien, Luxemburg und Australien) oder bis zu neun Jahren in den Niederlanden vorgetragen werden dürfen. 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 2017 1.238 Mio. € gegenüber 1.698 Mio. € Ende Dezember 2016.
ANHANG 11 Ergebnisse je Aktie
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | |
|---|---|---|
| Zähler (in Millionen Euro) | ||
| Konzernanteil am Jahresergebnis | 1.423 | (415) |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | 1.226 | (304) |
| Zinsen auf tief nachrangige, ewig laufende Anleihen | (144) | (146) |
| Jahresüberschuss zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie | 1.279 | (562) |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil, zur Berechnung der Ergebnisse je Aktie | 1.083 | (450) |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten | ||
| Verwässerter Konzernanteil am Jahresergebnis | 1.279 | (562) |
| Nenner (in Millionen Aktien) | ||
| Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien | 2.396 | 2.396 |
| Auswirkung von verwässernden Instrumenten: | ||
| Bonusaktienpläne für Mitarbeiter | 9 | 9 |
| Verwässerte durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien | 2.405 | 2.405 |
| Ergebnis je Aktie (Euro) | ||
| Unverwässertes Ergebnis je Aktie | 0,53 | (0,23) |
| davon unverwässertes Ergebnis je Aktie aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | 0,45 | (0,19) |
| Verwässertes Ergebnis je Aktie | 0,53 | (0,23) |
| davon verwässertes Ergebnis je Aktie aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | 0,45 | (0,19) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
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 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 2016 und 2017 ausgeschlossen. Instrumente, die per 31. Dezember 2017 einen Ertragszuwachs verzeichneten, könnten in späteren Perioden durch Änderungen des durchschnittlichen jährlichen Aktienpreises verwässernd wirken. Diese Programme werden in Anhang 22 "Anteilsbasierte Vergütung" beschrieben.
ANHANG 12 Goodwill
12.1 Bewegungen im Buchwert des Goodwill
| In Millionen Euro | Nettobetrag |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2015 | 19.024 |
| Wertminderungsaufwendungen | (1.690) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 39 |
| Umrechnungsdifferenzen | (1) |
| Per 31. Dezember 2016 | 17.372 |
| Wertminderungsaufwendungen | (481) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 775 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | (32) |
| Umrechnungsdifferenzen | (350) |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 17.285 |
Änderungen des Konsolidierungskreises wirkten sich zum 31. Dezember 2017 wie folgt aus:
| ― | Ansatz von Goodwill aus dem Erwerb von Keepmoat Regeneration (476 Mio. €), Icomera (113 Mio. €) und EV-Box (85 Mio. €); |
| ― | Erhöhung des beizulegenden Zeitwerts der finanziellen Verbindlichkeit in Form der von der Gruppe gewährten Put-Option auf die nicht beherrschenden Anteile an La Compagnie du Vent. Gemäß der Bilanzierungsstrategie der Gruppe wird ein entsprechender Betrag von 131 Mio. € beim Goodwill angesetzt (vgl. Anhang 1.4.11.2 "Finanzielle Verbindlichkeiten"). Diese Erhöhung des beizulegenden Zeitwerts der finanziellen Verbindlichkeit geht auf die von ENGIE am 4. April 2017 geschlossene Vereinbarung über den Erwerb eines Anteils von 41 % an La Compagnie du Vent zurück, der zuvor von SOPER gehalten wurde (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur"); |
| ― | die Ausbuchung von Goodwill in Höhe von 127 Mio. € wegen im Laufe des Jahres veräußerter Vermögenswerte. |
Währungsumrechnungen mit einem negativen Ergebnis von 350 Mio. € bezogen sich vor allem auf den US-Dollar (negativ mit 194 Mio. €), den brasilianischen Real (negativ mit 49 Mio. €) und das Pfund Sterling (negativ mit 46 Mio. €).
Infolge der jährlichen Werthaltigkeitstests für die goodwilltragenden Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGUs) setzte die Gruppe Wertminderungsaufwendungen für den Goodwill von insgesamt 481 Mio. € an, davon 338 Mio. € bei der CGU Storengy und 141 Mio. €, die dem Portfolio veräußerungsfähiger Vermögenswerte zugeteilt waren und das Kraftwerk Loy Yang B in Australien betrafen. Die 2017 für diese CGUs durchgeführten Werthaltigkeitstests sind in Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen" beschrieben.
Der Rückgang 2016 bei diesem Titel bezog sich hauptsächlich auf den Ansatz von Wertminderungsaufwendungen bei Goodwill von insgesamt 1.690 Mio. €, einschließlich 1.362 Mio. € bei der CGU Benelux, 161 Mio. € bei der CGU GTT und 139 Mio. €, die der Veräußerungsgruppe zugeteilt waren, die das Kraftwerk Polaniec bildete.
12.2 Goodwilltragende CGUs
Die goodwilltragenden CGUs entsprechen den Business Units 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 2017 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. 2017 |
|---|---|---|
| WESENTLICHE-CGUs | ||
| Benelux | Benelux | 4.238 |
| GRDF | Infrastructures Europe | 4.009 |
| Frankreich B2C | Frankreich | 1.036 |
| Großbritannien | Europa ohne Frankreich und Benelux | 1.032 |
| Frankreich Erneuerbare Energie | Frankreich | 978 |
| SONSTIGE MASSGEBLICHE CGUs | ||
| Nordamerika | Nordamerika | 726 |
| Generation Europe | Sonstige | 629 |
| Frankreich B2B | Frankreich | 663 |
| GRTgaz | Infrastructures Europe | 614 |
| Nord-, Süd- und Zentraleuropa | Europa ohne Frankreich und Benelux | 594 |
| Storengy | Infrastructures Europe | 205 |
| SONSTIGE CGUs (GOODWILL EINZELN UNTER 500 MIO. €) | 2.561 | |
| SUMME | 17.285 |
12.3 Werthaltigkeitstest von goodwilltragen-den-CGUs
Alle goodwilltragenden 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 2018 und dem mittelfristigen Businessplan 2019-2020, wie vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat 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 2017 zur Bewertung des Nutzungswerts von goodwilltragenden CGUs herangezogen wurden, um künftige Zahlungsmittelströme abzuzinsen, lagen zwischen 4,7 % und 12,5 %, verglichen mit 4,7 % bis 15,1 % für 2016. Die Abzinsungssätze für die wichtigsten goodwilltragenden CGUs sind aus den Anhängen 12.3.1 "Wesentliche CGUs" und 12.3.7 "Sonstige maßgebliche CGUs" zu ersehen.
Der Werthaltigkeitstest für den der CGU Storengy zugeordneten Goodwill ist in Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen" beschrieben.
12.3.1 Wesentliche-CGUs
Dieser Abschnitt stellt die Methode zur Bestimmung des Nutzungswerts, die Schlüsselannahmen für die Bewertung und die Empfindlichkeitsanalysen für die Werthaltigkeitstests bei CGUs dar, deren Goodwill mehr als 5 % des gesamten Geschäfts- oder Firmenwerts der Gruppe per 31. Dezember 2017 repräsentiert.
12.3.1.1 CGU Benelux
Der Gesamtgeschäfts- oder Firmenwert, der dieser CGU vor dem Werthaltigkeitstest 2017 zugeordnet war, belief sich auf 4.238 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 2017 der in dieser CGU zusammengefassten Geschäftstätigkeit wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2018 und dem mittelfristigen Businessplan 2019-2020 errechnet. Cashflow-Projektionen für die Zeit jenseits des mittelfristigen Businessplans wurden wie folgt ermittelt:
| Tätigkeiten | Annahmen für die Zeit nach Ablauf des Businessplans(1) |
|---|---|
| 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 Restlaufzeiten bestehender Vereinbarungen, zuzüglich der Annahme, dass Entnahmerechte um weitere 10 Jahre verlängert werden |
| Aktivitäten im Bereich Erdgaslieferung, -handel und -vermarktung sowie -verkauf in Frankreich | Cashflow-Projektion über die Dauer des Businessplans bei der Hälfte der Laufzeit, außerdem die Anwendung eines Endwerts ausgehend von einem normalen Cashflow, indem eine langfristige Wachstumsrate von 1,9 % zugrunde gelegt wird. |
(1) unveränderte Annahmen seit 31. Dezember 2016
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.
Der Werthaltigkeitstest berücksichtigte die Verlängerung der Betriebsdauer von Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 um 10 Jahre (bis 2025) sowie die für die Verlängerung bei Doel 1 und Doel 2 nötige Investition, jährliche Nutzungsentgelte von 20 Mio. € für diese Verlängerung sowie die neuen Bedingungen für die Festlegung der Kernenergieabgabe für Reaktoren der zweiten Generation (Doel 3 und 4, Tihange 2 und 3) bis zum 40. Jahr ihrer Betriebsdauer, wie im Gesetz von 29. Dezember 2016 festgelegt.
Für die Reaktoren der zweiten Generation bekräftigte das Gesetz vom 18. Juni 2015 den Grundsatz eines schrittweisen Ausstiegs aus der Kernenergie und den Zeitplan für diesen Ausstieg mit der Abschaltung der Reaktoren Doel 3 2022, Tihange 2 2023 und Tihange 3 und Doel 4 2025 nach 40 Jahren Betriebsdauer. Das entspricht dem vom französischen Premierminister im Dezember 2017 verkündeten Energiepakt, wobei die Gespräche zwischen den verschiedenen Interessenvertretern andauern.
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. Sollten sich die oben dargestellten Umstände künftig ändern, kann die Gruppe ihre Industrieszenarien entsprechend anpassen.
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 für das Referenzszenarium der Gruppe eine Rolle spielt.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests
Per 31. Dezember 2017 ist der erzielbare Betrag der goodwilltragenden CGU Benelux höher als ihr Buchwert.
Empfindlichkeitsanalysen
Ein Sinken des Preises für Strom aus Kernkraftwerken um 10 €/MWh würde einen zusätzliche Wertminderungsaufwand von etwa 800 Mio. € bedeuten. Dagegen hätte eine Erhöhung der Strompreise um 10 €/MWh eine Positivwirkung auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU.
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 34 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den 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 34 % auf diese Berechnung.
Für die Atomstromproduktion 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. Bei diesem Szenarium läge das Wertminderungsrisiko bei etwa 2.300 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 500 Mio. €. |
12.3.1.2 CGU GRDF
Der der CGU GRDF per 31. Dezember 2017 zugeordnete Goodwill betrug 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 2018, des mittelfristigen Businessplans 2019-2020 und von Cashflow-Projektionen für die Periode 2021-2023 errechnet. Der Schlusswert entspricht der erwarteten regulatorischen Kapitalbasis (Regulated Asset Base - RAB) ohne Aufschlag Ende 2023. 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 der Rendite vor Steuern entspricht, die der Regulierer garantiert.
Die Cashflow-Projektionen werden auf der Grundlage des Tarifs für die öffentlichen Erdgasverteilungsnetze, bekannt als "ATRD-5-Tarif", der am 1. Juli 2016 für die Dauer von vier Jahren in Kraft trat, und der Höhe der Gesamtinvestitionen erstellt, die mit der CRE als Teil ihres Beschlusses zum ATRD-5-Tarif vereinbart worden sind.
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.
12.3.1.3 CGU Frankreich B2C
Der der CGU Frankreich B2C zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2017 auf 1.036 Mio. €. Die CGU Frankreich B2C fasst die Energieabsätze und die dazugehörigen Dienstleistungen für Privat- und Gewerbekunden in Frankreich zusammen.
Der Nutzungswert 2017 dieser Geschäftstätigkeit wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2018 und dem mittelfristigen Businessplan 2019-2020 errechnet. Ein Endwert wurde durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von 1,8 % bestimmt.
Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf 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 6,5 % bis 8,5 %.
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 9 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den 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 9 % auf diese Berechnung.
Eine Senkung der Marge beim Verkauf von Gas und Strom um 5 % hätte eine Negativwirkung von 8 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Dagegen würde sich eine um 5 % größere Marge beim Verkauf von Gas und Strom mit 8 % positiv auf die Berechnung auswirken.
12.3.1.4 CGU Großbritannien
Der der CGU Großbritannien zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2017 auf 1.032 Mio. €. Die CGU Großbritannien beinhaltet Geschäfte (i) der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern (Wasser, Wind, Sonne), (ii) Verkauf von Gas und Strom und (iii) Dienstleistungen für Privat- und Gewerbekunden in Großbritannien.
Der Nutzungswert dieser Geschäftstätigkeit wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2018 und dem mittelfristigen Businessplan 2019-2020 errechnet. Für das Dienstleistungs- und Energieverkaufsgeschäft wurde ein Endwert durch Extrapolieren der Cashflows über diese Zeit hinaus bei einer langfristigen Wachstumsrate von 2 % bestimmt.
Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze und Preisänderungen über die Liquiditätsperiode hinaus.
Die angesetzten Abzinsungssätze reichen von 6,3 % bis 9,1 %.
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 44 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den 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 64 % auf diese Berechnung.
Eine Senkung der mit den Stromerzeugungsanlagen erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 36 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der erzielten Marge um 10 % hätte eine Positivwirkung von 36 % auf diese Berechnung.
12.3.1.5 CGU Frankreich Erneuerbare Energie
Der der CGU Frankreich Erneuerbare Energie zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2017 auf 978 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 Solarparks).
Der Nutzungswert dieser Geschäftstätigkeit wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2018 und dem mittelfristigen Businessplan 2019-2020 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 5,1 % bis 10,1 %, in Abhängigkeit davon, ob es sich um regulierte Anlagen oder Merchant-Geschäfte 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.
Ein Rückgang der Preise für Strom aus Wasserkraft um 10 €/MWh hätte eine Negativwirkung von 65 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den 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 65 % auf diese Berechnung.
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 46 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den 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 46 % 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 500 Mio. €.
12.3.2 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 | 6,9 % - 10,0 % |
| Nordamerika | Nordamerika | DCF+DDM | 3,9 % - 12,5 % |
| Nord-, Süd- und Osteuropa | Europa ohne Frankreich und Benelux | DCF+DDM | 5,5 % - 10,0 % |
| Frankreich B2B | Frankreich | DCF+DDM | 7,1 % - 7,7 % |
DDM bezieht sich auf das Modell der abgezinsten Dividenden (Discounted Dividend Model).
12.3.2.1 CGU Generation Europe
Der der CGU Generation Europe zugeordnete Goodwill belief sich per 31. Dezember 2017 auf 629 Mio. €. Die CGU Generation Europe fasst die Geschäfte der Wärmekraftwerke in Europa zusammen.
Der Nutzungswert dieser Geschäftstätigkeit wurde mit Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2018 und dem mittelfristigen Businessplan 2019-2020 errechnet. Ausgehend von dem von der Gruppe angenommenen Referenzszenarium wurden die Cashflows über diesen Dreijahreszeitraum hinaus für die Nutzungsdauern der Anlagen projiziert. Dabei spielte die zu erwartende Auswirkung eines strengeren regulatorischen Umfelds auf Kohlekraftwerke in Europa eine Rolle (vgl. Anhang 8.2.4).
Die auf diese Cashflow-Projektionen angewandten Abzinsungssätze reichten von 6,9 % bis 10,0 %.
Die Hauptannahmen und wichtigsten Schätzungen beziehen sich hauptsächlich auf Abzinsungssätze, die geschätzte Stromnachfrage und Preisänderungen für CO2 , Brennstoff und Strom über die Liquiditätsperiode hinaus.
Ergebnisse des Werthaltigkeitstests
Per 31. Dezember 2017 ist der erzielbare Betrag der goodwilltragenden CGU Generation Europe höher als ihr Buchwert. Außerdem wurden per 31. Dezember 2017 Nettowertminderungen von 317 Mio. € für Wärmekraftwerke angesetzt (vgl. Anhang 8.2.5).
Empfindlichkeitsanalysen
Eine Erhöhung der angesetzten Abzinsungssätze um 50 Basispunkte hätte eine Negativwirkung von 18 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den 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 19 % auf diese Berechnung.
Eine Verringerung der mit Wärmekraftwerken erzielten Marge um 10 % hätte eine Negativwirkung von 40 % auf den Überschuss des erzielbaren Betrags über den Buchwert der goodwilltragenden CGU. Der erzielbare Betrag würde jedoch weiter über dem Buchwert liegen. Eine Erhöhung der erzielten Marge um 10 % hätte eine Positivwirkung von 40% auf diese Berechnung.
12.3.2.2 CCU EcoElectrica
ENGIE besitzt eine Investition in EcoElectrica, einem einflussreichen Player der Energieindustrie in der Wirtschaft Puerto Ricos (vgl. Anhang 3.2"Investitionen in Gemeinschaftsunternehmen"). Trotz der schwierigen finanziellen Rahmenbedingungen in Puerto Rico hat ENG IE per 31. Dezember 2017 keine Information, die eine Änderung der Bewertungsannahmen für den Anteil an diesen Vermögenswerten begründen würden.
12.4 Segmentinformation über den Geschäfts- oder Firmenwert
Der Buchwert des Goodwill lässt sich wie folgt nach Geschäftssegmenten analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 |
|---|---|
| Nordamerika | 726 |
| Lateinamerika | 711 |
| Afrika-Asien | 758 |
| Benelux | 4.238 |
| Frankreich | 3.092 |
| Europa ohne Frankreich und Benelux | 1.625 |
| Infrastructures Europe | 5.000 |
| Sonstige | 1.134 |
| SUMME | 17.285 |
ANHANG 13 Immaterielle Vermögenswerte
13.1 Bewegungen bei immateriellen Vermögenswerten
| In Millionen Euro | Immaterielle Rechte aus Konzessionsverträgen | Kapazitätsrechte | Sonstige | Gesamt |
|---|---|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||||
| 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 veräußerungsfähig klassifiziert sind | (4) | (4) | ||
| Sonstige | 19 | 33 | 38 | 91 |
| Per 31. Dezember 2016 | 3.205 | 2.565 | 11.613 | 17.383 |
| Erwerbe | 179 | 1.025 | 1.204 | |
| Veräußerungen | (32) | (224) | (256) | |
| Umrechnungsdifferenzen | (57) | (261) | (318) | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 50 | 51 | |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | (1.075) | (1.075) | ||
| Sonstige | 343 | 116 | (461) | (2) |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 3.640 | 2.681 | 10.667 | 16.988 |
| KUMULIERTE AMORTISATION UND WERTMINDERUNG | ||||
| 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 veräußerungsfähig klassifiziert sind | 3 | 3 | ||
| Sonstige | (7) | (84) | (92) | |
| Per 31. Dezember 2016 | (1.259) | (1.988) | (7.497) | (10.744) |
| Amortisation | (117) | (56) | (605) | (779) |
| Wertminderung(1) | (7) | (223) | (231) | |
| Veräußerungen | 20 | 219 | 239 | |
| Umrechnungsdifferenzen | 5 | 149 | 154 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (2) | (2) | ||
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | 880 | 880 | ||
| Sonstige | (26) | 25 | (1) | |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | (1.385) | (2.045) | (7.054) | (10.484) |
| BUCHWERT | ||||
| Per 31. Dezember 2016 | 1.946 | 576 | 4.116 | 6.639 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 2.255 | 636 | 3.613 | 6.504 |
(1) einschließlich eines Wertminderungsverlustes von 138 Mio. €, der für eine Explorations- und Förderlizenz für ein Gasfeld im Kaspischen Meer in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Jahresergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" angesetzt war (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Nach der Klassifizierung von Explorations- und Förderaktivitäten als aufgegebene Geschäftsbereiche (vgl. Anhang 4.1 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche") wurde der Buchwert der entsprechenden immateriellen Vermögenswerte per 31. Dezember 2017 in der Bilanz in "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" übertragen.
2017 bezogen sich die sonstigen Wertminderungsaufwendungen bei immateriellen Vermögenswerten von 43 Mio. € hauptsächlich auf die Marke ENGIE (vgl. Anhang 8.2 "Wertminderungsaufwendungen").
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 langfristiger Erdgasbezugsvereinbarungen (125 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. Erwerbe betreffen hauptsächlich Geschäfte von Frankreich Netze und Wasserkraftwerke in Brasilien.
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 2017 ging es in dieser Rubrik vor allem um Software, Lizenzen, aktivierte Anschaffungskosten für Verträge mit Kunden und immaterielle Vermögenswerte, die im Ergebnis von Unternehmenszusammenschlüssen erworben wurden.
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 2017 auf 180 Mio. €, davon 19 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 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 veräußerungsfähig 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 | 3.030 | 6.462 |
| Erwerbet(1) | 6 | 55 | 708 | 39 | 4.178 | |
| Veräußerungen | (10) | (84) | (851) | (40) | (34) | (110) |
| Umrechnungsdifferenzen | (23) | (122) | (2.484) | (11) | (41) | (420) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (2) | (38) | (1.377) | 3 | (4) | (131) |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | (26) | (67) | (11.698) | (7) | (742) | (1.160) |
| Sonstige | 16 | 85 | 3.694 | 9 | 11 | (3.967) |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 717 | 5.517 | 83.506 | 444 | 2.220 | 4.853 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||||||
| 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 | 2 |
| Umrechnungsdifferenzen | (7) | 5 | (198) | (3) | 11 | 93 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (12) | (29) | (2) | 444 | ||
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig 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) |
| Planmäßige Abschreibung(2) | (9) | (124) | (2.935) | (40) | (187) | |
| Wertminderung | 2 | (31) | (670) | (1) | 2 | (19) |
| Veräußerungen | 1 | 68 | 692 | 36 | 46 | 96 |
| Umrechnungsdifferenzen | 6 | 16 | 1.227 | 10 | 24 | 59 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 18 | 832 | (1) | 2 | 27 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | 15 | 35 | 7.785 | 5 | 518 | 208 |
| Sonstige | 7 | (388) | (2) | (9) | 624 | |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | (129) | (2.937) | (41.989) | (330) | (929) | (199) |
| BUCHWERT | ||||||
| Per 31. Dezember 2016 | 612 | 2.762 | 46.983 | 113 | 1.706 | 5.268 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 588 | 2.579 | 41.516 | 114 | 1.291 | 4.653 |
| In Millionen Euro | Sonstige | Summe |
|---|---|---|
| BRUTTOBETRAG | ||
| 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 veräußerungsfähig klassifiziert sind | (2) | (1.291) |
| Sonstige | 37 | 749 |
| Per 31. Dezember 2016 | 1.174 | 113.073 |
| Erwerbet(1) | 58 | 5.045 |
| Veräußerungen | (208) | (1.337) |
| Umrechnungsdifferenzen | (16) | (3.117) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (1.548) | |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | (14) | (13.714) |
| Sonstige | 11 | (140) |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 1.005 | 98.262 |
| KUMULIERTE ABSCHREIBUNG UND WERTMINDERUNG | ||
| PER 31. DEZEMBER 2015 | (834) | (52.259) |
| Planmäßige Abschreibung | (89) | (3.627) |
| Wertminderung | (2) | (1.711) |
| Veräußerungen | 45 | 761 |
| Umrechnungsdifferenzen | 3 | (95) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (5) | 396 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | 2 | 996 |
| Sonstige | 4 | 204 |
| PER 31. DEZEMBER 2016 | (878) | (55.334) |
| Planmäßige Abschreibung(2) | (96) | (3.390) |
| Wertminderung | (2) | (719) |
| Veräußerungen | 202 | 1.140 |
| Umrechnungsdifferenzen | 10 | 1.352 |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | 879 |
| Übertragungen in Vermögenswerte, die veräußerungsfähig klassifiziert sind | 11 | 8.577 |
| Sonstige | 26 | 257 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | (725) | (47.238) |
| BUCHWERT | ||
| Per 31. Dezember 2016 | 296 | 57.739 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 280 | 51.023 |
(1) einschließlich 437 Mio. € für Sachanlagen im Explorations- und Fördergeschäft, das als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" klassifiziert ist (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
(2) Abschreibungen und Amortisation auf Sachanlagen der Explorations- und Förderaktivitäten sind per 31. Dezember 2017 mit negativen 171 Mio. € in der Gewinn- und Verlustrechnung unter "Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen" angesetzt.
Nach der Klassifizierung von Explorations- und Förderaktivitäten als aufgegebene Geschäftsbereiche (vgl. Anhang 4.1 "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche") und der erzielten Vereinbarung über die künftige Veräußerung der Vermögenswerte von Loy Lang B wurde der Buchwert der entsprechenden Sachanlagen (5.137 Mio. €) per 31. Dezember 2017 in der Bilanz in die "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" übertragen.
2017 resultiert der Nettorückgang bei den "Sachanlagen" aus:
| ― | Instandhaltungs- und Erschließungsinvestitionen für insgesamt 5.045 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; |
| ― | einer Abschreibung von insgesamt negativen 3.390 Mio. €; |
| ― | negativen Nettowährungsumrechnungen von 1.765 Mio. €, die hauptsächlich den US-Dollar (Negativwirkung von 963 Mio. €), den brasilianischen Real (Negativwirkung von 439 Mio. €) und die norwegische Krone (Negativwirkung von 103 Mio. €) betrafen; |
| ― | Wertminderungen von 719 Mio. € vor allem bei Wärmekraftwerken (510 Mio. €) und Gasspeicherstätten in Deutschland (156 Mio. €); |
| ― | Änderungen des Konsolidierungskreises mit negativen 670 Mio. € vor allem bei den DBSO(1) -Geschäften mit Wind- und Solarparks in Frankreich (Negativwirkung von 277 Mio. €) und der Veräußerung von Stromerzeugungsanlagen in Großbritannien (Negativwirkung von 186 Mio. €). |
2016 war der Nettozuwachs bei den "Sachanlagen" vor allem das Ergebnis von:
| ― | 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; |
| ― | einer Erhöhung für den Abbruch von Anlagen um 981 Mio. €, die bei den Rückstellungen für den Abbruch von Kernkraftanlagen in Belgien angesetzt wurden; |
| ― | 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 negativen 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 Übertragung des Buchwerts von Sachanlagen des Kraftwerks Polaniec in Polen in die "zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte" (Negativwirkung von 295 Mio. €); |
| ― | 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. €). |
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 2017 auf 2.185 Mio. € gegenüber 3.727 Mio. € per 31. Dezember 2016. Der Rückgang war hauptsächlich der Klassifizierung des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien als "zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 4.1.3) geschuldet.
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.
Die Investitionszusagen der Gruppe zum Erwerb von Sachanlagen beliefen sich per 31. Dezember 2017 auf 1.988 Mio. € gegenüber 3.079 Mio. € am 31. Dezember 2016.
14.4 Weitere Angaben
Die Fremdkapitalkosten, die 2017 in den Sachanlagenkosten enthalten waren, betrugen per 31. Dezember 2017 104 Mio. € im Vergleich zu 102 Mio. € per 31. Dezember 2016.
ANHANG 15 Finanzinstrumente
15.1 Finanzielle Vermögenswerte
Die folgende Tabelle stellt die unterschiedlichen Kategorien finanzieller Vermögenswerte der Gruppe dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 2.656 | 2.656 | 2.997 | 2.997 | ||
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 2.976 | 20.911 | 23.887 | 2.250 | 21.430 | 23.680 |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) | 2.976 | 599 | 3.576 | 2.250 | 595 | 2.845 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | 20.311 | 20.311 | 20.835 | 20.835 | ||
| Sonstige finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert | 2.948 | 8.985 | 11.933 | 3.603 | 10.486 | 14.089 |
| Derivate | 2.948 | 7.378 | 10.325 | 3.603 | 9.047 | 12.650 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte | 1.608 | 1.608 | 1.439 | 1.439 | ||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 8.931 | 8.931 | 9.825 | 9.825 | ||
| SUMME | 8.580 | 38.827 | 47.407 | 8.850 | 41.741 | 50.591 |
15.1.1 Veräußerungsfähige Wertpapiere
| In Millionen Euro | |
|---|---|
| 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 erfassten beizulegenden Zeitwerts | 298 |
| Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts | (21) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (49) |
| Per 31. Dezember 2016 | 2.997 |
| Erwerbe | 279 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, angesetzt im "Sonstigen Gesamtergebnis" | (178) |
| Veräußerungen - "Sonstiges Gesamtergebnis", ausgebucht | (362) |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts | (14) |
| Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts | (19) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (47) |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 2.656 |
Die veräußerungsfähigen Wertpapiere der Gruppe betrugen per 31. Dezember 2017 2.656 Mio. €. Davon waren 1.558 Mio. € börsennotierte und 1.098 Mio. € nicht börsennotierte Wertpapiere (1.977 Mio. € bzw. 1.020 Mio. € per 31. Dezember 2016).
Die wichtigsten Änderungen über die Periode sind die Akquisition von Geldmarktfonds und Anleihen durch Synatom als Teil seiner Investitionsziele, die zur Abdeckung von Kernenergierückstellungen designiert sind (vgl. Anhang 15.1.5), und die Veräußerung von Anteilen der Gruppe an Petronet LNG (vgl. Anhang 4.2.4).
2016 waren die wichtigsten Änderungen über die Periode die Akquisition von Geldmarktfonds und Anleihen durch Synatom als Teil der Investitionsziele, die zur Abdeckung von Kernenergierückstellungen designiert sind, und die Verkäufe von Beteiligungen, die die Gruppe früher an dem wallonischen Versorgungsnetzbetreiber, an Transportadora de Gas del Perú und an der Holding Société d'Enrichissement du Tricastin gehalten hat (vgl. Anhang 4.1.5 zum Konzernabschluss 2016).
15.1.1.1 Im Eigenkapital oder im Ertrag erfasste Gewinne und Verluste bei veräußerungsfähigen Wertpapieren Die nachstehende Tabelle zeigt im Eigenkapital oder im Ertrag erfasste Gewinne und Verluste bei zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren:
| Bewertung nach Erwerbung | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Dividenden | Änderung des beizulegenden Zeitwerts | Umrechnung der Fremdwährung | Wertminderung | In den Ertrag umklassifiziert | Nettogewinn/ (-verlust) aus Veräußerungen |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Eigenkapital(1) | (14) | (362) | ||||
| Ertrag | 172 | (19) | 362 | 17 | ||
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2017 | 172 | (14) | (19) | 17 | ||
| Eigenkapital(1) | 298 | 1 | (152) | |||
| Ertrag | 114 | (21) | 152 | 90 | ||
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2016 | 114 | 298 | 1 | (21) | 90 |
(1) Ohne steuerliche Auswirkung
2017 stellte hauptsächlich der Verkauf der Petronet-LNG-Aktien für 362 Mio. € (vgl. Anhang 4.2.4) den Veräußerungsgewinn dar, der bei den "Sonstigen Posten des Gesamtergebnisses" erfasst und in den Ertrag umklassifiziert wurde.
15.1.1.2 Analyse von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren in Verbindung mit Werthaltigkeitstests
Die Gruppe überprüfte den Wert ihrer zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere fallweise um zu entscheiden, ob angesichts des aktuellen Marktumfelds Wertminderungsaufwand anzusetzen ist.
Neben anderen zu berücksichtigenden Faktoren gilt als Indikator für eine Wertminderung 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 19 Mio. € per 31. Dezember 2017 an.
In ihren Analysen fand die Gruppe per 31. Dezember 2017 keinen Hinweis auf wesentliche unrealisierte Kapitalverluste bei anderen Wertpapieren.
15.1.2 Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) | 2.976 | 599 | 3.576 | 2.250 | 595 | 2.845 |
| Konzerngesellschaften gewährte Kredite | 993 | 395 | 1.388 | 718 | 441 | 1.159 |
| Sonstige Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten | 658 | 34 | 692 | 655 | 22 | 678 |
| Forderungsbeträge aus Konzessionsverträgen | 573 | 82 | 655 | 14 | 6 | 20 |
| Forderungsbeträge aus Finanzierungsleasings | 752 | 88 | 840 | 862 | 125 | 987 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | 20.311 | 20.311 | 20.835 | 20.835 | ||
| SUMME | 2.976 | 20.911 | 23.887 | 2.250 | 21.430 | 23.680 |
Die folgende Tabelle zeigt den Wertminderungsaufwand bei Krediten und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten:
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 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) | 3.816 | (241) | 3.576 | 3.092 | (248) | 2.845 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen | 21.231 | (920) | 20.311 | 21.897 | (1.062) | 20.835 |
| SUMME | 25.048 | (1.161) | 23.887 | 24.989 | (1.310) | 23.680 |
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 2017 | 196 | (13) | (53) |
| Per 31. Dezember 2016(1) | 109 | 32 | (85) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen)
Per 31. Dezember 2017 und per 31. Dezember 2016 wurden keine wesentlichen Wertminderungsaufwendungen für Kredite und Forderungen zu fortgeführten Anschaffungskosten (ohne Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen) angesetzt.
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. Wertminderungsaufwendungen werden nach dem geschätzten Einziehungsrisiko erfasst. Der Buchwert von Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen in der Konzernbilanz stellt eine angemessene Schätzung des beizulegenden Zeitwerts dar.
Wertminderungsaufwendungen bei Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Forderungen betrugen am 31. Dezember 2017 920 Mio. € (am 31. Dezember 2016 waren es 1.062 Mio. €).
15.1.3 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete sonstige finanzielle Vermögenswerte
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Derivate | 2.948 | 7.378 | 10.325 | 3.603 | 9.047 | 12.650 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 610 | 63 | 673 | 888 | 250 | 1.138 |
| Commodities sichernde Derivate | 1.532 | 7.231 | 8.763 | 1.875 | 8.712 | 10.587 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate(1) | 805 | 83 | 888 | 840 | 85 | 925 |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | - | 1.108 | 1.108 | - | 816 | 816 |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren | 1.108 | 1.108 | 816 | 816 | ||
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital sichern - Vermögenswerte | - | 500 | 500 | - | 622 | 622 |
| SUMME | 2.948 | 8.985 | 11.933 | 3.603 | 10.486 | 14.089 |
(1) Derivate, die sonstige Posten 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 2017 auf 7 Mio. € gegenüber 8 Mio. € für 2016.
15.1.4 Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Per 31. Dezember 2017 betrugen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 8.931 Mio. € (per 31. Dezember 2016: 9.825 Mio. €).
Dieser Betrag beinhaltete Mittel im Zusammenhang mit Ausgaben grüner Anleihen, die der Finanzierung in Frage kommender Projekte nicht zugeordnet werden (vgl. Kapitel 5 des Registrierungsdokuments).
Dieser Betrag enthielt auch 141 Mio. € an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, die Beschränkungen unterlagen (per 31. Dezember 2016 waren es 246 Mio. €). Verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente umfassen hauptsächlich 91 Mio. € an Zahlungsmitteläquivalenten, die bereitgestellt wurden, um die Rückzahlung von Fremdkapital und Schulden als Teil von Projektfinanzierungsvereinbarungen in bestimmten Tochtergesellschaften abzudecken.
Die Gewinne aus "Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten" beliefen sich per 31. Dezember 2017 auf 92 Mio. €, gegenüber 131 Mio. € am 31. Dezember 2016.
15.1.5 Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von Nuklearanlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken
Wie in Anhang 18.2 "Verbindlichkeiten für den Abbruch von Nuklearanlagen" angegeben, 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. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Kredite an Dritte | 516 | 562 |
| Kredit an Eso/Elia | 454 | 454 |
| Kredit an Ores Assets | 41 | 82 |
| Kredit an Sibelga | 22 | 26 |
| Sonstige Barkapitaleinlagen | 1.507 | 1.464 |
| Geldmarktfonds | 1.507 | 1.464 |
| SUMME | 2.023 | 2.026 |
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 "Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere".
15.1.6 Übertragung finanzieller Vermögenswerte
Per 31. Dezember 2017 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.
2017 veräußerte die Gruppe finanzielle Vermögenswerte ohne Rückgriffsrecht als Teil von Transaktionen, die zur vollständigen Ausbuchung führten, in Höhe eines offenen Betrags von 928 Mio. € am 31. Dezember 2017.
15.1.7 Als Sicherheit für Finanzschulden verpfändete finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Als Sicherheit gestellte finanzielle Vermögenswerte und Eigenkapitalinstrumente | 3.602 | 4.177 |
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 unterschiedlichen finanziellen Verbindlichkeiten der Gruppe am 31. Dezember 2017 dar, aufgegliedert in kurzfristige und langfristige Posten:
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital und Schulden | 25.292 | 8.176 | 33.467 | 24.411 | 12.539 | 36.950 |
| Derivate | 2.980 | 8.720 | 11.700 | 3.410 | 9.228 | 12.638 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten | - | 16.432 | 16.432 | - | 17.075 | 17.075 |
| Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten | 32 | - | 32 | 200 | - | 200 |
| SUMME | 28.303 | 33.328 | 61.632 | 28.021 | 38.842 | 66.864 |
15.2.1 Fremdkapital und Schulden
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Anleiheemissionen | 20.062 | 2.175 | 22.237 | 18.617 | 3.360 | 21.977 |
| Bankdarlehen | 4.231 | 928 | 5.159 | 4.501 | 977 | 5.478 |
| Begebbare Commercial Paper | 3.889 | 3.889 | 6.330 | 6.330 | ||
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 26 | 21 | 47 | 12 | 30 | 43 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 330 | 152 | 483 | 520 | 150 | 670 |
| Sonstiges Fremdkapital | 65 | 56 | 121 | 90 | 249 | 339 |
| SUMME FREMDKAPITAL | 24.714 | 7.221 | 31.935 | 23.740 | 11.097 | 34.837 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | 466 | 466 | 608 | 608 | ||
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 24.714 | 7.688 | 32.401 | 23.740 | 11.705 | 35.444 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 242 | 47 | 289 | 235 | 72 | 306 |
| Auswirkung von Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 336 | 29 | 365 | 436 | 31 | 468 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten | 412 | 412 | 731 | 731 | ||
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 25.292 | 8.176 | 33.467 | 24.411 | 12.539 | 36.950 |
Am 31. Dezember 2017 belief sich der beizulegende Zeitwert der Bruttofinanzschulden auf 35.568 Mio. € gegenüber einem Buchwert von 33.467 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. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 293 | 59 | 352 | 251 | 67 | 318 |
| Commodities sichernde Derivate | 1.475 | 8.544 | 10.018 | 1.461 | 9.038 | 10.499 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate(1) | 1.212 | 118 | 1.329 | 1.698 | 123 | 1.821 |
| SUMME | 2.980 | 8.720 | 11.700 | 3.410 | 9.228 | 12.638 |
(1) Derivate, die sonstige Posten 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. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 16.011 | 16.327 |
| Verbindlichkeit aus Anlagevermögen | 422 | 748 |
| SUMME | 16.432 | 17.075 |
Der Buchwert dieser finanziellen Verbindlichkeiten stellt eine angemessene Schätzung ihres beizulegenden Zeitwerts dar.
15.2.4 Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten
Am 31. Dezember 2017 machten die sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten 32 Mio. € aus (im Vergleich zu 200 Mio. € per 31. Dezember 2016). Es handelt sich im Wesentlichen um Schulden durch nicht eingefordertes Aktienkapital von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, vor allem von Cameron LNG.
Die Änderung über die Periode bezieht sich hauptsächlich auf die Ausübung der Put-Option, die die Gruppe für die Minderheitsbeteiligung an La Compagnie du Vent gewährte und die die am 4. April 2017 geschlossene Vereinbarung über den Erwerb der 41 % Minderheitsbeteiligung von SOPER an La Compagnie du Vent durch die Gruppe betrifft (vgl. Anhang 4.3.3).
15.3 Nettoschuld
15.3.1 Nettoschuld nach Art
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro |
Langfristig | Kurzfristig | Summe | Langfristig | Kurzfristig | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 24.714 | 7.688 | 32.401 | 23.740 | 11.705 | 35.444 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 242 | 47 | 289 | 235 | 72 | 306 |
| Auswirkung der Absicherung des beizulegenden Zeitwerts(1) | 336 | 29 | 365 | 436 | 31 | 468 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten | 412 | 412 | 731 | 731 | ||
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 25.292 | 8.176 | 33.467 | 24.411 | 12.539 | 36.950 |
| Derivate, die Fremdkapital absichern - passiviert(2) | 293 | 59 | 352 | 251 | 67 | 318 |
| BRUTTOSCHULDEN | 25.585 | 8.234 | 33.820 | 24.662 | 12.606 | 37.268 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (59) | (1) | (60) | (58) | (1) | (58) |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | (59) | (1) | (60) | (58) | (1) | (58) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | (1.108) | (1.108) | (816) | (816) | ||
| Margenausgleich für Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert | (500) | (500) | (622) | (622) | ||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.931) | (8.931) | (9.825) | (9.825) | ||
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert(2) | (610) | (63) | (673) | (888) | (250) | (1.138) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (610) | (10.602) | (11.212) | (888) | (11.514) | (12.402) |
| NETTOSCHULD | 24.916 | (2.369) | 22.548 | 23.716 | 1.091 | 24.807 |
| Ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 24.714 | 7.688 | 32.401 | 23.740 | 11.705 | 35.444 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (59) | (1) | (60) | (58) | (1) | (58) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | (1.108) | (1.108) | (816) | (816) | ||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.931) | (8.931) | (9.825) | (9.825) | ||
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, BARSICHERHEIT UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 24.655 | (2.352) | 22.303 | 23.682 | 1.062 | 24.744 |
(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 sichern. Er stellt auch die Wechselkurs- und die ausstehende aufgelaufene Zinskomponente des beizulegenden Zeitwerts aller schuldtitelbezogenen Derivate dar, unabhängig davon, ob sie als Sicherungen qualifizieren.
Die Nettoschuld betrug ohne die interne Schuld von 1.612 Mio. € durch E&P (vgl. Anhang 4.1.2) per 31. Dezember 2017 20.936 Mio. € im Vergleich zu 23.080 Mio. € am 31. Dezember 2016.
15.3.2 Überleitung von Nettoschuld auf Cashflow aus Finanzierungstätigkeit
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2016 | Cashflow aus Finanzierungstätigkeit | Cashflow aus betrieblicher und Investitionstätigkeit und Veränderung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten |
|---|---|---|---|
| Ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 35.444 | (1.193) | |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 306 | (68) | |
| Auswirkung der Sicherung des beizulegenden Zeitwerts | 468 | ||
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten | 731 | (319) | |
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 36.950 | (1.580) | |
| Fremdkapital sichernde Derivate - passiviert | 318 | (78) | |
| BRUTTOSCHULDEN | 37.268 | (1.659) | |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (58) | (19) | |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | (58) | (19) | |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | (816) | (285) | |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - aktiviert | (622) | 123 | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (9.825) | 324 | |
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert | (1.138) | 277 | |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (12.402) | 115 | 324 |
| NETTOSCHULD | 24.807 | (1.562) | 324 |
| In Millionen Euro | Änderung des beizulegenden Zeitwerts | Umrechnungsdifferenzen | Änderung des Konsolidierungskreises und sonstige |
|---|---|---|---|
| Ausstehendes Fremdkapital und Schuld | (1.087) | (762) | |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 43 | (11) | 19 |
| Auswirkung der Sicherung des beizulegenden Zeitwerts | (102) | ||
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten | |||
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | (60) | (1.099) | (743) |
| Fremdkapital sichernde Derivate - passiviert | 1 | 112 | (1) |
| BRUTTOSCHULDEN | (58) | (987) | (744) |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | 9 | 9 | |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | 9 | 9 | |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | (7) | ||
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - aktiviert | |||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 249 | 321 | |
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert | 114 | 72 | 1 |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | 114 | 321 | 315 |
| NETTOSCHULD | 55 | (657) | (419) |
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 |
|---|---|
| Ausstehendes Fremdkapital und Schuld | 32.401 |
| Auswirkung der Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten | 289 |
| Auswirkung der Sicherung des beizulegenden Zeitwerts | 365 |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - Verbindlichkeiten | 412 |
| FREMDKAPITAL UND SCHULD | 33.467 |
| Fremdkapital sichernde Derivate - passiviert | 352 |
| BRUTTOSCHULDEN | 33.820 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (60) |
| VERMÖGENSWERTE IM ZUSAMMENHANG MIT FINANZIERUNG | (60) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | (1.108) |
| Margenausgleich bei Derivaten, die Fremdkapital absichern - aktiviert | (500) |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.931) |
| Fremdkapital sichernde Derivate - aktiviert | (673) |
| ZAHLUNGSMITTEL, NETTO | (11.212) |
| NETTOSCHULD | 22.548 |
15.3.3 Die wichtigsten Ereignisse in der Periode
15.3.3.1 Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und der Wechselkurse auf die Nettoschuld
2017 senkten Wechselkursänderungen die Nettoschuld um 657 Mio. € (einschließlich einer Verringerung um 486 Mio. € für den US-Dollar und um 117 Mio. € für den brasilianischen Real).
Änderungen des Konsolidierungskreises (einschließlich des Beitrags von Akquisitionen und Veräußerungen zu den Zahlungsmitteln) ließen die Nettoschuld um 3.659 Mio. € sinken. Darin zeigen sich:
| ― | Veräußerungen von Vermögenswerten in der Periode, was die Nettoschuld um 4.791 Mio. € verringerte, eingeschlossen die Veräußerung des Portfolios von Merchant-Wärmekraftwerken in den Vereinigten Staaten, des Kraftwerks Polaniec in Polen, der Beteiligung von 30 % der Gruppe an Opus Energy in Großbritannien, ihrer Beteiligung von 10 % an Petronet LNG in Indien, ihrer Beteiligung von 38,1 % an NuGen, die Übertragung der 100 % Beteiligung an Elengy auf GRTgaz und die Klassifizierung des Kohlekraftwerks Loy Yang B als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" (vgl. Anhang 4.2 Veräußerungen im Jahre 2017); |
| ― | mehrere Erwerbe in der Periode (insbesondere Keepmoat Regeneration, Icomera und Tabreed, was die Nettoschuld um 1.168 Mio. € vergrößerte (vgl. Anhänge 4.3.1, 4.3.2, 4.3.4 und 4.3.3). |
15.3.3.2 Finanzierungs- und Refinanzierungsgeschäfte
Die Gruppe führte 2017 folgende wichtige Transaktionen durch:
―
Am 23. März und 19. September 2017 emittierte ENGIE SA grüne Anleihen im Wert von 2.750 Mio. €:
| ― | eine Tranche von 700 Mio. €, die 2024 fällig wird, mit einem Kupon von 0,875 %, |
| ― | eine Tranche von 800 Mio. €, die 2028 fällig wird, mit einem Kupon von 1,5 %, |
| ― | eine Tranche von 500 Mio. €, die 2023 fällig wird, mit einem Kupon von 0,375 %, |
| ― | eine Tranche von 750 Mio. €, die 2029 fällig wird, mit einem Kupon von 1,375 %; |
―
Am 19. September 2017 emittierte ENGIE SA ebenfalls:
| ― | eine Tranche von 750 Mio. €, die 2037 fällig wird, mit einem Kupon von 2 %; |
―
am 1. Juni, 27. September und 20. und 24. Oktober 2017 platzierte ENGIE SA private Emissionen in Höhe von 100 Mio. €, 1,4 Mrd. HKD und 900 Mio. HKD (ausstehend 153 Mio. € bzw. 98 Mio. € zum Sicherungskurs) und 100 Mio. €;
―
am 10. November 2017 legte ENGIE Brasil Energia Anleihen für 581 Mio. € auf;
―
am 15. März 2017 nahm ENGIE Brasil Energia vier Bankdarlehen in Höhe von 217 Mio. BRL (63 Mio. €) auf, die im Mai 2033 fällig werden;
―
am 10. November 2017 nahm ENGIE Brasil Energia ein Bankdarlehen in Höhe von 529 Mio. € auf;
―
die Rücknahme folgender Anleihen mit Fälligkeit 2017:
| ― | Anleihen von ENGIE SA im Wert von 500 Mio. € mit einem Kupon von 0 % und einer Fälligkeit am 13. März 2017, |
| ― | Anleihen von ENGIE SA im Wert von 750 Mio. € mit einem Kupon von 1,5 % und einer Fälligkeit am 20. Juli 2017, |
| ― | Anleihen von ENGIE SA im Wert von 564 Mio. € mit einem Kupon von 2,75 % und einer Fälligkeit am 18. Oktober 2017, |
| ― | Anleihen von ENGIE SA im Wert von 300 Mio. CHF (262 Mio. €) mit einem Kupon von 1,5 % und einer Fälligkeit am 20. Oktober 2017, |
| ― | Anleihen von ENGIE SA im Wert von 750 Mio. USD (635 Mio. €) mit einem Kupon von 1,625 % und einer Fälligkeit am 10. Oktober 2017, |
| ― | Anleihen von ENGIE SA im Wert von 350 Mio. € mit einem Kupon von 0 % und einer Fälligkeit am 7. Dezember 2017; |
―
Refinanzierungsgeschäfte:
| ― | Am 27. März 2017 startete die Gruppe ein Angebot zum Rückkauf von Anleihen mit einem Nennwert von 538 Mio. €. |
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. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 2.656 | 1.558 | 1.098 | 2.997 | 1.977 | |
| Derivate | 10.325 | 21 | 9.992 | 313 | 12.650 | 68 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 673 | 673 | 1.138 | |||
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.001 | 1.969 | 32 | 2.504 | 68 | |
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 6.763 | 21 | 6.461 | 281 | 8.083 | |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 888 | 888 | 925 | |||
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | 1.108 | 1.108 | 816 | 1 | ||
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren | 1.108 | 1.108 | 816 | 1 | ||
| SUMME | 14.090 | 1.579 | 11.100 | 1.411 | 16.464 | 2.046 |
| 31. Dez. 2016 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 1.020 | |
| Derivate | 12.560 | 22 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 1.138 | |
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.414 | 22 |
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 8.083 | |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 925 | |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | 816 | |
| Finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert qualifizieren | 816 | |
| SUMME | 13.376 | 1.042 |
Eine Definition dieser drei Stufen ist Anhang 1.4.11.3 "Derivate und Bilanzierung von Sicherungsgeschäften" zu entnehmen.
Veräußerungsfähige 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 2017 lassen sich die Änderungen bei veräußerungsfähigen Wertpapieren der Stufe 3 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Veräußerungsfähige Wertpapiere |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2016 | 1.020 |
| Erwerbe | 136 |
| Veräußerungen - Buchwert, ohne Änderungen des beizulegenden Zeitwerts, angesetzt im "Sonstigen Gesamtergebnis" | 11 |
| Veräußerungen - "Sonstiges Gesamtergebnis", ausgebucht | |
| Sonstige Änderungen des im Eigenkapital erfassten beizulegenden Zeitwerts | 25 |
| Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts | (46) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises, der Währungsumrechnung und sonstige Änderungen | (47) |
| Per 31. Dezember 2017 | 1.098 |
| Im Ertrag erfasste Gewinne/(Verluste) für Instrumente, die am Periodenende gehalten wurden | (5) |
Ein Gewinn oder Verlust beim Marktpreis für nicht börsennotierte Aktien von 10% hätte einen Gewinn oder Verlust (vor Steuern) von etwa 110 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 beobachtbaren 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 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.
Die Bewertung von Derivaten der Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert beruht auf nicht beobachtbaren Parametern und internen Annahmen, weil zumeist die Fälligkeit der Instrumente den beobachtbaren Zeitraum für den Terminpreis des Basiswerts überschreitet oder weil bestimmte Parameter, wie die Volatilität des Basiswerts, am Bewertungsstichtag nicht beobachtbar waren.
Hier handelt es sich zumeist um langfristige Gaslieferverträge und eine Strombezugsvereinbarung, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und die der Handelstätigkeit zuzuordnen sind.
Per 31. Dezember 2017 lassen sich die Änderungen bei Derivaten der Stufe 3 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | Nettovermögenswert/(-verbindlichkeit) |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2016 | (11) |
| Änderungen des im Ertrag erfassten beizulegenden Zeitwerts(1) | (170) |
| Abgeltungen | 15 |
| Übertragung aus Stufe 3 | (7) |
| Im Ertrag erfasster beizulegender Nettozeitwert | (173) |
| Abgegrenzte Erstbewertungsgewinne/(-verluste) | (15) |
| Per 31. Dezember 2017 | (188) |
(1) Dieser Betrag enthält den Einmaleffekt der Erstbewertung für die am 1. Oktober 2017 wirksam gewordene Bilanzierungsänderung in Höhe von negativen 155 Mio. €
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. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 4.860 | 4.860 | 4.691 | |||
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 30.709 | 19.835 | 10.874 | 34.652 | 20.144 | |
| Derivate | 11.700 | 26 | 11.173 | 501 | 12.638 | 121 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 352 | 352 | 318 | |||
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.210 | 2.140 | 70 | 2.411 | 119 | |
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 7.808 | 26 | 7.351 | 431 | 8.088 | 3 |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 1.329 | 1.329 | 1.821 | |||
| SUMME | 47.269 | 19.861 | 26.907 | 501 | 51.982 | 20.266 |
| 31. Dez. 2016 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Stufe 2 | Stufe 3 |
| --- | --- | --- |
| Fremdkapital für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 4.691 | |
| Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird | 14.508 | |
| Derivate | 12.483 | 34 |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 318 | |
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Portfolio-Management | 2.258 | 34 |
| Commodities sichernde Derivate - im Zusammenhang mit Handelstätigkeit | 8.085 | |
| Sonstige Posten sichernde Derivate | 1.821 | |
| SUMME | 31.682 | 34 |
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 mit Hilfe beobachtbarer Inputfaktoren ermittelt wird.
Fremdkapital, das nicht für designierte Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts genutzt wird
Börsennotierte Anleiheemissionen stehen auf Stufe 1.
Sonstiges Fremdkapital, das nicht für ein designiertes Sicherungsverhältnis genutzt wird, steht in der Tabelle oben auf Stufe 2. Der beizulegende Zeitwert dieses Fremdkapitals wird ausgehend von künftigen abgezinsten Cashflows bestimmt und beruht auf direkt oder indirekt beobachtbaren Daten.
Derivate
Die Klassifizierung derivativer Instrumente in der Fair-Value-Hierarchie wird in Anhang 15.4.1 "Finanzielle Vermögenswerte" genauer beschrieben.
15.5 Aufrechnung derivativer Vermögenswerte und Verbindlichkeiten
Der Nettobetrag von Derivaten nach Berücksichtigung rechtlich durchsetzbarer Netting-Rahmenvereinbarungen oder ähnlicher Vereinbarungen - ob nach Paragraph 42, IAS 32, aufgerechnet oder nicht - wird in der folgenden Tabelle dargestellt:
PER 31. DEZEMBER 2017
| In Millionen Euro | Bruttobetrag | In der Bilanz angesetzter Nettobetrag(1) | Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen(2) | Summe Nettobetrag | |
|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Commodities sichernde Derivate | 9.177 | 8.763 | (5.061) | 3.703 |
| Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | 1.562 | 1.562 | (315) | 1.247 | |
| Schulden | Commodities sichernde Derivate | (10.432) | (10.018) | 7.221 | (2.798) |
| Fremdkapital und sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | (1.682) | (1.682) | 393 | (1.289) |
(1) In der Bilanz angesetzter Nettobetrag nach Berücksichtigung von Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, erfüllen.
(2) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, nicht erfüllen.
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 | |
| Verbindlichkeiten | 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, erfüllen.
(2) Sonstige Aufrechnungsvereinbarungen enthalten Sicherheiten und sonstige Garantieinstrumente sowie Aufrechnungsvereinbarungen, die die Kriterien aus Paragraph 42, IAS 32, nicht erfüllen.
ANHANG 16 Risiken durch Finanzinstrumente
Die Gruppe benutzt Derivate hauptsächlich, um ihrer Gefährdung durch Marktrisiken zu begegnen. Die Abläufe beim finanziellen Risikomanagement werden in Kapitel 2 "Risikofaktoren" des Registrierungsdokuments beschrieben.
16.1 Marktrisiken
16.1.1 Commodity-Risiken
Commodity-Risiken entstehen zumeist aus folgenden Tätigkeiten:
| ― | Portfoliomanagement 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 gegenüber. 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 abzusichern.
16.1.1.1 Portfolio-Management
Das Portfolio-Management soll den Marktwert von Vermögenswerten (Kraftwerke, Gas- und Kohlelieferverträge, Energieverkäufe und Gasspeicherung und -weiterleitung) über unterschiedliche Zeithorizonte (kurz-, mittel- und langfristig) optimieren. Der Marktwert wird optimiert durch:
| ― | das Gewährleisten der Versorgung und das Sichern eines Gleichgewichts von Bedarf und physischen Ressourcen; |
| ― | Marktrisikomanagement (Preis, Volumen), um in einem bestimmten Risikorahmen einen optimalen Wert aus den Portfolios zu erzielen. |
Der Risikorahmen will die finanziellen Ressourcen der Gruppe über die Haushaltsperiode schützen und die mittelfristigen Ergebnisse ausgleichen (über drei oder fünf Jahre, je nach Reife jedes Markts). Er ermutigt Portfolio-Manager, wirtschaftliche Sicherungsgeschäfte für ihr Portfolio zu tätigen.
Sensibilitäten des Derivat-Portfolios für Commodities, die per 31. Dezember 2017 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. 2017 | 31. Dez. 2016 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 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 | 307 | 197 | 475 | (49) |
| Erdgas | +3 €/MWh | (17) | (48) | (23) | (97) |
| Strom | +5€/MWh | 145 | (30) | 84 | (39) |
| Kohle | +10 USD/t | 33 | 2 | 67 | 3 |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | +2 €/t | 53 | 64 | ||
| EUR/USD | +10% | 102 | (233) | (89) | (7) |
| EUR/GBP | +10% | 69 | 2 | (42) | 8 |
(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 abgewickelt von:
| ― | ENGIE Global Markets und ENGIE Energy Management. 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. |
| ― | ENGIE SA zur Optimierung eines Teils ihrer langfristigen Gaslieferverträge und eines Stromtauschvertrags (vgl. Anhang 8.5 "Sonstige Einmaleffekte"). |
Per 31. Dezember 2017 betrugen die Umsatzerlöse aus Handelsgeschäften 332 Mio. € (31. Dezember 2016: 427 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 dient als 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. 2017 | Durchschnitt 2017(1) | Maximum 2017(2) | Minimum 2017(2) | Durchschnitt 2016(1) |
|---|---|---|---|---|---|
| Handelsgeschäfte | 12 | 9 | 19 | 1 | 10 |
(1) durchschnittlicher täglicher VaR
(2) 2017 beobachteter maximaler und minimaler täglicher VaR.
16.1.2 Sicherungsverhältnisse für Commodity-Risiken
Die Gruppe geht Cashflow-Sicherungsverhältnisse nach Definition in IAS 39 ein, indem sie Derivate (Festpreisverträge oder Optionskontrakte) nutzt, die im freien Verkehr oder in 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 2017 und 31. Dezember 2016:
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management | 1.532 | 468 | (1.475) | (736) | 1.875 | 629 |
| Cashflow-Sicherungen | 186 | 62 | (208) | (110) | 87 | 101 |
| Sonstige Derivate | 1.346 | 406 | (1.267) | (625) | 1.788 | 528 |
| Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit | 6.763 | (7.808) | 8.083 | |||
| SUMME | 1.532 | 7.231 | (1.475) | (8.544) | 1.875 | 8.712 |
| 31. Dez. 2016 | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Derivate in Verbindung mit Portfolio-Management | (1.461) | (949) |
| Cashflow-Sicherungen | (231) | (283) |
| Sonstige Derivate | (1.230) | (666) |
| Derivate in Verbindung mit Handelstätigkeit | (8.088) | |
| SUMME | (1.461) | (9.038) |
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 sie durch nachfolgende Transaktionen modifiziert und (iii) 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. 2017 | 31. Dez. 2016(1) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Erdgas | 14 | 12 | (10) | 36 | 25 | |
| Strom | 3 | 7 | (44) | (52) | 5 | 9 |
| Kohle | 8 | 4 | 5 | 4 | ||
| Öl | 145 | 1 | (1) | 1 | 2 | |
| Sonstige(2) | 16 | 38 | (164) | (47) | 40 | 61 |
| SUMME | 186 | 62 | (208) | (110) | 87 | 101 |
| 31. Dez. 2016(1) | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Erdgas | (106) | (81) |
| Strom | (42) | (37) |
| Kohle | ||
| Öl | (62) | (152) |
| Sonstige(2) | (21) | (14) |
| SUMME | (231) | (283) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" nicht neu berechnet (vgl. Anhang 4.1.1. "Veräußerung des Explorations- und Fördergeschäfts").
(2) Enthält vor allem Fremdwährungssicherungen für Commodities.
NOMINALBETRÄGE (NETTO)(1)
Die Nominalbeträge und Fälligkeiten von Cashflow-Absicherungen sehen wie folgt aus:
| Maßeinheit | Summe per 31. Dez. 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Erdgas | GWh | 9.500 | 5.780 | 2.703 | 1.017 | |
| Strom | GWh | (7.309) | (3.515) | (3.168) | (626) | |
| Kohle | tausend Tonnen | 289 | 128 | 128 | 32 | |
| Ölerzeugnisse | tausend Barrel | 45.182 | 607 | 14.083 | 30.492 | |
| Handel | Millionen Euro | 2.914 | 153 | 1.011 | 1.436 | 314 |
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | tausend Tonnen | 2.064 | 930 | 934 | 200 |
| Maßeinheit | 2022 | mehr als 5 Jahre | |
|---|---|---|---|
| Erdgas | GWh | ||
| Strom | GWh | ||
| Kohle | tausend Tonnen | ||
| Ölerzeugnisse | tausend Barrel | ||
| Handel | Millionen Euro | ||
| Treibhausgas-Emissionszertifikate | tausend Tonnen |
(1) Long-/(Short-)-Position
Per 31. Dezember 2017 wurde ein Verlust von 24 Mio. € bei Cashflow-Sicherungsgeschäften im Eigenkapital angesetzt gegenüber einem Verlust von 372 Mio. € am 31. Dezember 2016. Ein Verlust von 185 Mio. € wurde 2017 aus dem Eigenkapital in den Ertrag umgegliedert, verglichen mit einem Gewinn von 167 Mio. € für 2016.
Gewinne und Verluste aus dem unwirksamen Bestandteil von Sicherungsinstrumenten werden erfolgswirksam erfasst. Die im Ertrag angesetzte Auswirkung stellte 2017 einen Gewinn von 2 Mio. € dar, verglichen mit einer Wirkung von null für 2016.
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 können.
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 von Tochtergesellschaften in Euro, wenn sie eine andere funktionale Währung als den Euro haben. Die drei wichtigsten Risiken im Zusammenhang mit Umrechnung und Konsolidierung betreffen in der Reihenfolge ihrer Bedeutung Vermögenswerte in amerikanischen Dollar, 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. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 69% | 79% | 65% | 77% |
| USD | 12% | 11% | 16% | 10% |
| GBP | 7% | 0% | 7% | 2% |
| Sonstige Währungen | 12% | 10% | 12% | 11% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
Nettoschuld
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EUR | 65% | 80% | 59% | 77% |
| USD | 16% | 14% | 21% | 13% |
| GBP | 9% | -1% | 10% | 3% |
| Sonstige Währungen | 10% | 7% | 10% | 7% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
16.1.3.2 Empfindlichkeitsanalyse für das Fremdwährungsrisiko
Eine Analyse der Empfindlichkeit der Gewinn- und Verlustrechnung für das Fremdwährungsrisiko wurde für alle von der Finanzabteilung verwalteten Finanzinstrumente durchgeführt, die ein Fremdwährungsrisiko darstellen (einschließlich derivativer Finanzinstrumente).
Eine Analyse der Empfindlichkeit des Eigenkapitals für das Fremdwährungsrisiko wurde für alle Finanzinstrumente durchgeführt, die am Ende der Berichtsperiode als gesicherte Nettoinvestition qualifizieren.
Beim Fremdwährungsrisiko entspricht die Empfindlichkeit einem 10%igen Anstieg oder Fall der Wechselkurse zum Euro gegenüber den Stichtagskursen.
Auswirkung auf den Ertrag nach Fremdwährungssicherungen
Wechselkursänderungen beeinflussen den Ertrag nur über Gewinne und Verluste bei Expositionen, die in einer anderen als der funktionalen Währung von Gesellschaften denominiert sind, die Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in ihren Bilanzen ausweisen, und wenn es für diese Expositionen keine Sicherungen gibt und sie auch keine Sicherungsverhältnisse für ein Fremdwährungsrisiko darstellen. Die Auswirkung einer einheitlichen Aufwertung (oder Abwertung) von Fremdwährungen um 10 % gegenüber dem Euro würde letztendlich einen Verlust (oder Gewinn) von 6 Mio. € (2 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 252 Mio. € auf das Eigenkapital. Eine Aufwertung von Fremdwährungen gegenüber dem Euro um 10 % hätte eine Negativwirkung von 252 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 Nettoverschuldung 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 2017 hatte die Gruppe ein Portfolio aus Zinsoptionen (Caps), das sie vor einer Erhöhung der kurzfristigen Zinsen beim Euro schützt.
2014 schloss die Gruppe Forward-Interest-Rate-Verträge als Pre-Hedging für 2019 mit einer Fälligkeit von 18 Jahren, um den Refinanzierungszinssatz eines Teils ihrer Schulden zu schützen.
16.1.4.1 Analyse von Finanzinstrumenten nach Art des Zinssatzes
Die folgenden Tabellen zeigen eine Untergliederung der ausstehenden Bruttoverschuldung und Nettoverschuldung nach Art des Zinssatzes vor und nach Absicherung.
Ausstehende Bruttoschuld
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | 29% | 39% | 36% | 41% |
| Festzins | 71% | 61% | 64% | 59% |
| SUMME | 100% | 100% | 100% | 100% |
Nettoschuld
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| Vor Absicherung | Nach Absicherung | Vor Absicherung | Nach Absicherung | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Variable Zinsen | (1)% | 14% | 11% | 17% |
| Festzins | 101% | 86% | 89% | 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 einheitlicher 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 31 Mio. € erhöhen. Eine Senkung der kurzfristigen Zinsen um 100 Basispunkte würde den Nettozinsaufwand um 30 Mio. € verringern.
In der Gewinn- und Verlustrechnung würde ein einheitlicher Anstieg der Zinsen (über alle Währungen) auf Derivate, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren, um 100 Basispunkte einen Gewinn von 55 Mio. € zur Folge haben, der sich aus den Änderungen des beizulegenden Zeitwerts von Derivaten ergäbe. Doch würde eine Zinssenkung um 100 Basispunkte zu einem Verlust in Höhe von 75 Mio. € führen. Die asymmetrischen Auswirkungen sind teilweise dem Zinsoptions-Portfolio zuzuschreiben.
Wirkung auf das Eigenkapital
Eine einheitliche Erhöhung der Zinsen (über alle Währungen) um 100 Basispunkte ergäbe einen Gewinn von 232 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 289 Mio. €.
16.1.4.3 Fremdwährungs- und Zinssicherungen
Die folgende Tabelle zeigt die beizulegenden Zeitwerte von Derivaten (mit Ausnahme von Commodity-Instrumenten) am 31. Dezember 2017 und 31. Dezember 2016:
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Vermögenswerte | Verbindlichkeiten | Vermögenswerte | ||||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | 610 | 63 | (293) | (59) | 888 | 250 |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 449 | 9 | (38) | 683 | ||
| Cashflow-Sicherungen | 15 | 1 | (191) | 68 | 166 | |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | 147 | 53 | (64) | (59) | 137 | 84 |
| Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | 805 | 83 | (1.212) | (118) | 840 | 85 |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | ||||||
| Sicherungen des Cashflow | 128 | 5 | (375) | (37) | 13 | 6 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 54 | (8) | 37 | |||
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | 623 | 78 | (830) | (80) | 791 | 79 |
| SUMME | 1.416 | 146 | (1.505) | (177) | 1.728 | 335 |
| 31. Dez. 2016 | ||
|---|---|---|
| Verbindlichkeiten | ||
| --- | --- | --- |
| In Millionen Euro | Langfristig | Kurzfristig |
| --- | --- | --- |
| Fremdkapital sichernde Derivate | (251) | (67) |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | (19) | |
| Cashflow-Sicherungen | (90) | (1) |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | (142) | (66) |
| Sonstige Grundgeschäfte sichernde Derivate | (1.698) | (123) |
| Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts | ||
| Sicherungen des Cashflow | (976) | (55) |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (118) | |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | (604) | (68) |
| SUMME | (1.949) | (190) |
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 Nominalwerte von Derivaten, die als Devisen- oder Zinsabsicherungen designiert sind:
WÄHRUNGSDERIVATE
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 5 | 411 | ||
| Cashflow-Sicherungen | (166) | 3.285 | (146) | 4.513 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | 47 | 3.370 | (81) | 6.281 |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | (76) | 5.161 | (102) | 9.796 |
| SUMME | (191) | 12.227 | (329) | 20.591 |
ZINSDERIVATE
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag | Beizulegender Zeitwert | Nominalbetrag |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Absicherungen des beizulegenden Zeitwerts | 415 | 8.313 | 664 | 10.163 |
| Cashflow-Sicherungen | (288) | 1.550 | (724) | 3.520 |
| Derivative Instrumente, die nicht für Hedge Accounting qualifizieren | (56) | 18.008 | 313 | 20.567 |
| SUMME | 71 | 27.871 | 253 | 34.250 |
Die beizulegenden Zeitwerte in der Tabelle oben sind bei einem Vermögenswert positiv und bei einer Verbindlichkeit negativ.
Als Sicherungsinstrumente 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, Fremdwährungs-Cashflows, Schulden zu variablem Zinssatz und künftigen Refinanzierungsbedarf abzusichern.
Bei Sicherungsinstrumenten für Nettoinvestitionen geht es vor allem um Währungsswaps.
Derivate, die nicht für ein Hedge-Accounting qualifizieren, sind Instrumente, die in der Rechnungslegung nicht der Definition für Sicherungsbeziehungen entsprechen, auch wenn sie als wirtschaftliche Sicherung von Fremdkapital und Fremdwährungsverpflichtungen dienen.
Sicherungen des beizulegenden Zeitwerts
Per 31. Dezember 2017 war die Nettoauswirkung von Absicherungen beizulegender Zeitwerte, die in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen ist, nicht wesentlich.
Cashflow-Sicherungen
Fremdwährungs- und Zinsderivate, die als Cashflow-Hedges designiert sind, lassen sich wie folgt nach Fälligkeit analysieren:
PER 31. DEZEMBER 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (454) | (49) | (31) | (62) | (29) | (22) |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Beizulegender Zeitwert von Derivaten nach Fälligkeit | (261) |
Per 31. Dezember 2017 wurde ein Verlust von 392 Mio. € im Eigenkapital angesetzt.
Der Betrag, der in der Periode aus dem Eigenkapital in den Ertrag umklassifiziert wurde, stellte einen Verlust von 23 Mio. € dar.
Der unwirksame Anteil bei im Ertrag angesetzten Cashflow-Sicherungen stellte am 31. Dezember 2017 einen Verlust von 25 Mio. € dar.
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) |
Sicherungen von Nettoinvestitionen
Der im Ertrag angesetzte unwirksame Anteil von Sicherungen für Nettoinvestitionen war per 31. Dezember 2017 nicht erheblich.
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 Business Unit für ihren Umgang mit dem Gegenparteirisiko verantwortlich ist, obwohl die größten Gefährdungen durch Gegenparteien weiterhin Angelegenheit der Gruppe bleiben.
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.
16.2.1.1 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 2017 | 939 | 122 | 241 | 1.301 | 1.366 | 18.390 |
| Per 31. Dezember 2016 | 920 | 196 | 268 | 1.384 | 1.279 | 19.234 |
| In Millionen Euro | Summe |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 | 21.058 |
| Per 31. Dezember 2016 | 21.897 |
Überfällige, aber nicht wertgeminderte Forderungen können 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.
16.2.1.2 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. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Investment Grade(3) | Summe | Investment Grade(3) | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Bruttoexposition(1) | 7.309 | 8.764 | 9.626 | 10.588 |
| Nettoexposition(2) | 2.913 | 3.705 | 2.347 | 2.571 |
| % Kreditrisiko bei Gegenparteien mit "Investment Grade" | 78,6% | 91,3% |
(1) Entspricht dem maximalen Ausfallrisiko, d. h. dem Wert der Derivate bei den Vermögenswerten (positiver beizulegender Zeitwert).
(2) Nach Berücksichtigung der Verbindlichkeiten mit denselben Gegenparteien (negativer beizulegender Zeitwert), Sicherheiten, Aufrechnungsvereinbarungen und sonstigen Möglichkeiten der Verbesserung der Kreditqualität
(3) "Investment-Grade" bezieht sich auf Transaktionen mit Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB, von Moody's mit Baa3 oder von Dun & Bradstreet mit einem Äquivalent 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 Grenzwerten für das Ausfallrisiko der Gegenpartei beruhen.
Um ihre Gefährdung durch ein Gegenparteirisiko zu verringern, bediente sich die Gruppe zunehmend eines strukturierten rechtlichen Rahmens, der auf Rahmenvereinbarungen (einschließlich Aufrechnungsklauseln) und Besicherungsverträgen (Margenausgleich) beruht.
Der Umgang mit dem Gegenparteirisiko aus Finanzierungstätigkeit wird durch ein Middle Office kontrolliert, 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 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | 0-6 Monate | 6-12 Monate | mehr als 1 Jahr | Summe | Summe | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Per 31. Dezember 2017 | 2 | 3 | 254 | 3.539 | ||
| Per 31. Dezember 2016 | 2 | 2 | 238 | 2.832 |
| In Millionen Euro | Summe |
|---|---|
| Per 31. Dezember 2017 | 3.795 |
| Per 31. Dezember 2016 | 3.071 |
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 2017 auf negative 220 Mio. € beliefen (im Vergleich zu negativen 227 Mio. € am 31. Dezember 2016). 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 2017 betrug die Gesamtsumme der Außenstände, die einem Kreditrisiko ausgesetzt waren, 10.009 Mio. €.
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Investment Grade(1) | Nicht bewertet(2) | Ohne Investment grade(2) | Summe | Investment Grade(1) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ausfallrisiko | 10.009 | 84,0% | 9,0% | 7,0% | 10.664 | 89,0% |
| 31. Dez. 2016 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Nicht bewertet(2) | Ohne Investment grade(2) |
| --- | --- | --- |
| Ausfallrisiko | 4,0% | 7,0% |
(1) Gegenparteien, die von Standard & Poor's mindestens mit BBB- oder von Moody's mit Baa3 bewertet werden.
(2) Diese beiden Risiken betreffen am häufigsten Konzernunternehmen mit nicht beherrschenden Beteiligungen oder Unternehmen der Gruppe, die in Schwellenländern tätig sind, in denen Zahlungsmittel nicht gepoolt werden können und daher lokal investiert werden.
Per 31. Dezember 2017 ist die Crédit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) mit 22 % 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 Working Capital 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.
Eine einheitliche Strategie regelt die von diesen Strukturen verwalteten Überschüsse. Ungepoolte Zahlungsmittelüberschüsse werden in Instrumente investiert, die man je nach Fall unter Berücksichtigung der lokalen Finanzmarkterfordernisse und der Finanzkraft der entsprechenden Gegenparteien auswählt.
Die seit 2008 anhaltenden Finanzkrisen und das daraus entstandene erhöhte Gegenparteirisiko veranlassten die Gruppe, ihre Investitionspolitik mit dem Ziel zu straffen, eine extrem hohe Liquidität vorzuhalten, das investierte Kapital zu schützen und täglich die Performance und Gegenparteirisiken für beide Investmentarten zu verfolgen, so dass die Gruppe nötigenfalls sofort auf Entwicklungen am Markt reagieren kann. Folglich waren 88 % der am 31. Dezember 2017 gepoolten Zahlungsmittel in täglich fällige Bankeinlagen und Standard-Geldmarktfonds mit täglicher Fälligkeit investiert.
Die Finanzpolitik der Gruppe basiert auf:
| ― | externer 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 2017 machten Bankdarlehen 18 % der Bruttoverschuldung aus (ohne Kontokorrentkredite und die Auswirkung von Derivaten und fortgeführten Anschaffungskosten), während das restliche Fremdkapital auf Kapitalmärkten aufgebracht wurde (einschließlich 22.237 Mio. € in Anleihen bzw. 70 % der Bruttoverschuldung).
In Umlauf befindliche begebbare Commercial-Paper-Emissionen machten per 31. Dezember 2017 12 % der Bruttoschuld bzw. 3.889 Mio. € aus. Da begebbare Commercial Paper relativ kostengünstig und hochliquide sind, verwendet die Gruppe sie zyklisch oder strukturell, um ihren kurzfristigen Zahlungsmittelbedarf zu finanzieren. Doch bleibt die Refinanzierung aller im Umlauf befindlichen begebbaren Commercial Paper durch bestätigte Bankkreditlinien gesichert, so dass die Gruppe ihre Tätigkeit weiterhin finanzieren könnte, sollte diese Finanzierungsquelle austrocknen.
Die verfügbaren Zahlungsmittel, also Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie finanzielle Vermögenswerte, die als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet sind (ohne Margenausgleich), beliefen sich per 31. Dezember 2017 auf 10.039 Mio. €, von denen 65 % 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 2017 wurden bestätigte Kreditfazilitäten für insgesamt 13.431 Mio. € gewährt, von denen 13.384 Mio. € zur Verfügung standen. 94 % der verfügbaren Kreditfazilitäten sind zentralisiert. Keine dieser zentralisierten Fazilitäten enthält eine Verzugsklausel, die mit Zusicherungen oder Mindestbonitätsbewertungen verbunden ist.
Per 31. Dezember 2017 erfüllen alle Unternehmen der Gruppe mit konsolidierten Schulden die Zusicherungen und Erklärungen in ihrer Finanzdokumentation, mit Ausnahme einiger nicht bedeutender Unternehmen, für die gegenwärtig Schritte zur Einhaltung umgesetzt werden.
16.3.1 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Finanzierungstätigkeiten
Per 31. Dezember 2017 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 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Anleiheemissionen | 22.237 | 2.175 | 864 | 2.468 | 1.897 | 2.574 |
| Bankdarlehen | 5.159 | 928 | 395 | 792 | 263 | 486 |
| Begebbare Commercial Paper | 3.889 | 3.889 | ||||
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 47 | 21 | 3 | 22 | ||
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 483 | 152 | 135 | 86 | 75 | 8 |
| Sonstiges Fremdkapital | 121 | 56 | 11 | 12 | 4 | 2 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | 466 | 466 | ||||
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 32.401 | 7.688 | 1.408 | 3.380 | 2.239 | 3.070 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (60) | (1) | (2) | (2) | ||
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | (1.108) | (1.108) | ||||
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (8.931) | (8.931) | ||||
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGENAUSGLEICH UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 22.303 | (2.352) | 1.408 | 3.377 | 2.237 | 3.070 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Anleiheemissionen | 12.259 |
| Bankdarlehen | 2.294 |
| Begebbare Commercial Paper | |
| Ziehungen von Kreditfazilitäten | 1 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasings | 27 |
| Sonstiges Fremdkapital | 35 |
| Kontokorrentkredite und Transaktionskonten | |
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 14.617 |
| Vermögenswerte im Zusammenhang mit Finanzierung | (54) |
| Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) | |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGENAUSGLEICH UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 14.563 |
PER 31. DEZEMBER 2016
| In Millionen Euro | Summe | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 35.444 | 11.705 | 2.602 | 1.574 | 3.402 | 2.543 |
| Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (10.700) | (10.644) | (1) | (1) | (3) | (4) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGENAUSGLEICH UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 24.744 | 1.061 | 2.601 | 1.573 | 3.399 | 2.539 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| AUSSTEHENDES FREMDKAPITAL UND SCHULD | 13.619 |
| Vermögenswerte in Verbindung mit Finanzierung, erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte (ohne Margenausgleich) und Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (47) |
| NETTOSCHULD OHNE DIE AUSWIRKUNG VON DERIVATEN, MARGENAUSGLEICH UND FORTGEFÜHRTEN ANSCHAFFUNGSKOSTEN | 13.572 |
Per 31. Dezember 2017 lassen sich nicht abgezinste vertragliche Zinszahlungen auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden wie folgt nach Fälligkeit ordnen:
PER 31. DEZEMBER 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 9.500 | 930 | 808 | 741 | 651 | 531 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Nicht abgezinste vertragliche Zinsströme auf ausstehendes Fremdkapital und Schulden | 5.839 |
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 2017 lassen sich nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für ausstehende Derivate (ohne Commodity-Instrumente), die in den Aktiva und Passiva angesetzt sind, nach Fälligkeit wie folgt ordnen (Nettobeträge):
PER 31. DEZEMBER 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | (105) | (156) | (106) | (62) | (55) | (12) |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate (ohne Commodity-Instrumente) | 286 |
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) |
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 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 13.384 | 704 | 540 | 1.421 | 5.018 | 5.515 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Bestätigte, nicht gezogene Kreditfazilitätsprogramme | 186 |
Die Fälligkeit des Konsortialdarlehens über 5,5 Mrd. € ist um ein Jahr auf November 2022 verlängert worden.
Von diesen nicht in Anspruch genommenen Programmen sind 3.889 Mio. € der Deckung von Commercial Paper-Emissionen zugeordnet.
Per 31. Dezember 2017 repräsentierte keine einzelne Gegenpartei mehr als 6 % der bestätigten, nicht abgerufenen Kreditlinien der Gruppe.
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 |
16.3.2 Nicht abgezinste vertraglich vereinbarte Zahlungen für Geschäftstätigkeiten
Die folgende Tabelle ist eine Analyse nicht abgezinster beizulegender Zeitwerte, die für Commodity-Derivate geschuldet und einforderbar und am Berichtsstichtag bei den Aktiva und Passiva in der Bilanz ausgewiesen sind.
Die Gruppe analysiert die restlichen vertraglichen Fälligkeiten von Commodity-Derivaten, die in ihrem Portfolio-Management enthalten sind. 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 2017
| In Millionen Euro | Summe | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Derivate, passiviert | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (2.179) | (713) | (858) | (374) | (172) | (49) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | (7.801) | (7.801) | ||||
| Derivate, aktiviert | ||||||
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 2.018 | 463 | 794 | 433 | 220 | 56 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | 6.770 | 6.770 | ||||
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2017 | (1.192) | (1.281) | (64) | 59 | 48 | 7 |
| In Millionen Euro | mehr als 5 Jahre |
|---|---|
| Derivate, passiviert | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | (12) |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | |
| Derivate, aktiviert | |
| in Verbindung mit Portfolio-Management | 52 |
| in Verbindung mit Handelsgeschäften | |
| SUMME PER 31. DEZEMBER 2017 | 40 |
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 |
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, bestimmte Mengen von Gas, Strom bzw. 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. 2017 | 2018 | 2019/-2022 | mehr als 5 Jahre | Summe per 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|---|---|---|
| Feste Käufe | (5.680) | (792) | (2.117) | (2.771) | (6.214) |
| Feste Verkäufe | 2.046 | 394 | 644 | 1.017 | 2.051 |
16.4 Eigenkapitalrisiko
Per 31. Dezember 2017 beliefen sich die zur Veräußerung verfügbaren Wertpapiere der Gruppe auf 2.656 Mio. € (vgl. Anhang 15.1.1 "Zur Veräußerung verfügbare Wertpapiere").
Ein Marktpreisrückgang für börsennotierte Aktien um 10 % hätte eine Negativwirkung (vor Steuern) von etwa 156 Mio. € auf das Gesamtergebnis der Gruppe.
Das wichtigste nicht börsennotierte Wertpapier der Gruppe ist ihre 9%ige Beteiligung an der Nordstream-Pipeline, die nach dem Modell der abgezinsten Dividenden (Discounted Dividend Model - DDM) bewertet ist.
Das Portfolio von börsennotierten und nicht an der Börse notierten Wertpapieren der Gruppe wird im Kontext eines speziellen Investmentverfahrens gemanagt. Seine Performance wird regelmäßig an den geschäftsführenden Vorstand berichtet.
ANHANG 17 Eigenkapital
17.1 Aktienkapital
| Anzahl Aktien | Wert (in Millionen Euro) |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Summe | Eigene Anteile | Im Umlauf befindlich | Aktienkapital | Kapitalrücklage | Eigene Anteile | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 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) |
| Käufe/Veräußerungen eigener Anteile | (9 335 181) | (9 335 181) | (122) | |||
| PER 31. DEZEMBER 2017 | 2 435 285 011 | (46 858 019) | 2 388 426 992 | 2.435 | 32.506 | (883) |
17.1.1 Potenzielles Aktienkapital und Instrumente, die ein Recht zur Zeichnung neuer ENGIE SA-Aktien bewirken
Am 31. Dezember 2017 lief der letzte Plan zur Zeichnung von Aktienoptionen aus.
Aktien, die Bonusaktienprogrammen, Performance Share-Programmen sowie Programmen für Optionspläne zum Aktienkauf zugeordnet werden, wie in Anhang 22 "Anteilsbasierte Vergütungen" beschrieben, sind durch vorhandene ENGIE SA-Aktien gedeckt.
17.1.2 Eigene Anteile
Die Gruppe hat ein Aktienrückkaufprogramm, das die Ordentliche und Außerordentliche Hauptversammlung am 12. Mai 2017 dem Aufsichtsrat 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 2017 hielt die Gruppe 46,9 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. Bis heute beliefen sich die Mittel für die Umsetzung dieser Vereinbarung 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 2017 auf 37.090 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 2017 Verluste von 3.095 Mio. € dar (Verluste per 31. Dezember 2016: 3.235 Mio. €); latente Steuern auf diese versicherungsmathematischen Differenzen belaufen sich per 31. Dezember 2017 auf 744 Mio. € (846 Mio. € per 31. Dezember 2016).
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 2017 144 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 2017 insgesamt 33.969 Mio. € (im Vergleich zu 34.741 Mio. € per 31. Dezember 2016), einschließlich 32.506 Mio. € an Kapitalrücklage.
17.2.3 Dividenden
Die folgende Tabelle zeigt die Dividenden und Zwischendividenden, die ENGIE SA 2016 und 2017 gezahlt hat.
| Ausgeschütteter Betrag (in Millionen Euro) |
Nettodividende je Aktie (in Euro) | |
|---|---|---|
| für 2016 | ||
| Zwischendividende (gezahlt am 14. Oktober 2016) | 1.198 | 0,50 |
| Restliche Dividende (gezahlt am 18. Mai 2017) | 1.199 | 0,50 |
| Restliche Dividende (gezahlt am 18. Mai 2017) | 14 | 0,10 |
| für 2017 | ||
| Zwischendividende (gezahlt am 13. Oktober 2017) | 836 | 0,35 |
Die zusätzliche Abgabe von 3%, die laut französischem Finanzgesetz von 2012 für Dividenden und Zwischendividenden zu zahlen war, wurde am 6. Oktober 2017 vom Verfassungsgericht für ungültig erklärt. Der Gruppe wurden nahezu die gesamten Abgaben erstattet, die sie in der Vergangenheit gezahlt hat. 2016 wurden 74 Mio. € ausgeschüttet, die in der Gewinn- und Verlustrechnung bilanziert sind.
Die Hauptversammlung vom 12. Mai 2017 genehmigte die Ausschüttung einer Gesamtdividende von 1 € je Aktie für 2016. Im Einklang mit Artikel 26.2 der Satzung wurde für Namensaktien, die am 31. Dezember 2016 mindestens zwei Jahre lang gehalten wurden, eine um 10 % höhere Dividende (0,10 € je Aktie) gezahlt, sofern sie derselbe Aktionär bis zum Auszahlungstag in dieser Form hält. Diese Erhöhung um 10 % gilt für einen Aktionär nur für die Zahl von Aktien, die höchstens 0,5 % des Kapitals ausmachen.
Als Zwischendividende wurden am 14. Oktober 2016 0,50 € je Aktie gezahlt. Das ist ein Gesamtbetrag von 1.198 Mio. €. ENGIE SA beglich den Dividendensaldo von 0,50 € je Aktie am 18. Mai 2017 bar mit 1.213 Mio. € für Aktien, für die die normale Dividende gezahlt wurde, sowie die restlichen 0,60 € je Aktie für Aktien, für die die Bonusdividende galt. Außerdem wurde auf der Aufsichtsratssitzung vom 27. Juli 2017 eine Zwischendividende von 0,35 € je Aktie genehmigt, zahlbar am 13. Oktober 2017. Das ist ein Gesamtbetrag von 836 Mio. €.
Für 2017 vorgeschlagene Dividende
Die Aktionäre werden auf der Hauptversammlung, auf der der Konzernabschluss von ENGIE für das am 31. Dezember 2017 beendete Jahr genehmigt werden soll, aufgefordert, einer Dividende von 0,70 € je Aktie zuzustimmen. Das ist eine Gesamtauszahlung von 1.672 Mio. €, ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2017 in Umlauf befindlichen Aktien. Diese Dividende wird für alle Aktien um 10 % erhöht, die am 31. Dezember 2017 mindestens zwei Jahre und bis zur Dividendenzahlung 2017 gehalten wurden. Ausgehend von der Zahl der am 31. Dezember 2017 in Umlauf befindlichen Aktien hat die Erhöhung einen Wert von 12 Mio. €. Eine Zwischendividende von 0,35 € je Aktie wurde am 13. Oktober 2017 gezahlt. Das sind insgesamt 836 Mio. €.
Vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung wird diese Dividende, abzüglich der gezahlten Zwischendividende, abgetrennt und am 24. Mai 2018 in Höhe von 848 Mio. € gezahlt. Sie wird im Jahresabschluss per 31. Dezember 2017 nicht als Verbindlichkeit angesetzt, da der Jahresabschluss per Ende 2017 vor der Gewinnausschüttung vorgelegt wird.
17.3 Im Eigenkapital angesetzte Gesamtgewinne und -verluste (Konzernanteil)
Alle Posten der folgenden Tabelle entsprechen kumulierten Gewinnen und Verlusten (Konzernanteil) per 31. Dezember 2017 und 31. Dezember 2016, die in nachfolgenden Perioden in den Ertrag umgegliedert werden können.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 206 | 587 |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (320) | (647) |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commoditiy-Instrumente) | (521) | (900) |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (47) | (64) |
| Latente Steuern auf die obigen Posten | 194 | 378 |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | (389) | (401) |
| Umrechnungsdifferenzen | (1.134) | 1.075 |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 6 | 130 |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN | (2.003) | 159 |
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 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 diejenige, 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 Kernenergierückstellungen, Rückstellungen für nicht finanzierte Pensionspläne und Verpflichtungen aus dem Operating-Leasing bereinigt.
Die Zielsetzungen, die Strategie und die Verfahren für das Kapitalmanagement der Gruppe haben sich in den letzten Jahren nicht geändert.
ENGIE SA muss außer den gesetzlich vorgeschriebenen keine Mindestkapitalanforderungen erfüllen.
ANHANG 18 Rückstellungen
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2016 | Zugänge | Auflösungen (Verwendungen) | Auflösungen (frei gewordene Rückstellungen) | Änderungen des Konsolidierungskreises | Auswirkung von Aufzinsungsanpassungen |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen | 6.422 | 274 | (410) | 3 | 1.790 | 125 |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 5.630 | 146 | (59) | 197 | ||
| Abbruch von Anlagen und Maschinen(1) | 5.671 | (1) | (6) | (11) | (6) | 214 |
| Flächensanierung(2) | 1.487 | (4) | (59) | (14) | 307 | 31 |
| Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken | 1.133 | 294 | (514) | (80) | 4 | 5 |
| Sonstige Eventualpositionen | 1.865 | 1.605 | (653) | (80) | 518 | 16 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | 22.208 | 2.314 | (1.701) | (181) | 2.612 | 587 |
| In Millionen Euro | Umrechnungsdifferenzen | Sonstige | 31. Dez. 2017 | Langfristig | Kurzfristig |
|---|---|---|---|---|---|
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige Leistungen | (23) | (2.039) | 6.142 | 5.994 | 148 |
| Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs | 5.914 | 5.859 | 55 | ||
| Abbruch von Anlagen und Maschinen(1) | (21) | (110) | 5.728 | 5.728 | |
| Flächensanierung(2) | (44) | (1.390) | 313 | 313 | 1 |
| Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken | (35) | (54) | 753 | 19 | 734 |
| Sonstige Eventualpositionen | (17) | (337) | 2.917 | 515 | 2.402 |
| SUMME RÜCKSTELLUNGEN | (140) | (3.930) | 21.768 | 18.428 | 3.340 |
(1) Davon 5.159 Mio. € als Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen, verglichen mit 4.997 Mio. € per 31. Dezember 2016.
(2) Davon eine Senkung um 1.290 Mio. € in der Spalte "Sonstige' wegen der Klassifizierung der E&P-Geschäfte als aufgegebene Geschäftsbereiche.
Der Beitrag von Aufzinsungsanpassungen für Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses und sonstige langfristige 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 2017 im "Sonstigen Gesamtergebnis" sowie Rückstellungen bei Vermögenswerten für Abbruch oder Flächensanierung.
Zugänge, Auflösungen und der Effekt von Aufzinsungsanpassungen werden in der Konzerngewinn- und verlustrechnung wie folgt dargestellt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 |
|---|---|
| Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit | (334) |
| Sonstiges Finanzergebnis | (587) |
| Ertragsteuern | (97) |
| SUMME | (1.018) |
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 für die Kosten der Demontage von Kernkraftwerken und für den Umgang mit radioaktivem spaltbarem Material aus diesen Anlagen. Aufgabe der Kommission für Kernenergierückstellungen, die im Nachgang zu dem genannten Gesetz entstand, ist die Kontrolle des Verfahrens zur Berechnung und Verwaltung dieser Rückstellungen. Die Kommission nimmt auch zu dem Höchstanteil von Geldern Stellung, die Synatom Betreibern von Kernkraftwerken als Kredit vergeben kann, und zu den Arten von Vermögenswerten, in die Synatom seine nicht in Anspruch genommenen Mittel investieren kann (vgl. Anhang 15.1.5 "Finanzielle Vermögenswerte, die bereitgestellt werden, um die künftigen Kosten für den Abbruch von Nuklearanlagen und die Verwaltung von spaltbarem radioaktivem Material zu decken").
Damit die Kommission für Kernenergierückstellungen in ihrer Arbeit dem genannten Gesetz gerecht werden kann, legt Synatom alle drei Jahre einen Bericht vor, aus dem die wichtigsten Inputfaktoren zur Bewertung 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 Kernenergierückstellungen seinen Drejahresbericht 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.
2017 sind die Kerndaten für die Bewertung von Rückstellungen - einschließlich Management-Szenarios, Umsetzungsprogramm und Zeitplan, genauer technischer Analysen (physikalische und radiologische Bestandsaufnahmen), Schätzmethoden und Zeitplan von Aufwendungen und Abzinsungssätze - die von der Kommission für Kernenergierückstellungen genehmigten. Die Gruppe achtet darauf, dass diese Annahmen vertretbar bleiben. Änderungen bei den Rückstellungen für 2017 beziehen sich daher vor allem auf im Laufe der Zeit wiederkehrende Positionen (Aufzinsungsanpassungen) und Rückstellungen für im Laufe des Jahres verbrauchte Brennstoffe.
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: Wiederaufarbeitung oder Konditionierung ohne Wiederaufarbeitung. Die belgische Regierung hat noch nicht darüber entschieden, welches Szenario für Belgien verbindlich wird.
Die Kommission für Kernenergierückstellungen 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 und nicht wiederaufbereitete Brennelemente 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 %). Er basiert auf einer Trendanalyse durchschnittlicher vergangener und künftiger langfristiger Referenzzinssätze; |
| ― | Zuordnungen zur Rückstellung werden nach den Durchschnittskosten für verbrauchte Mengen bis zum Ende der Betriebsdauer der Anlage errechnet; |
| ― | eine jährliche Zuordnung wird auch für die Aufzinsung der 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 jedoch auf Informationen und Schätzungen, die die Gruppe bislang für wirtschaftlich vernünftig hält und denen die Kommission für Kernenergierückstellungen 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, offiziell die nötigen Schritte zu unternehmen 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 Kernenergierückstellungen 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 Kernenergierückstellungen übernommene 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. Die Stellungnahme der Kommission 2016 verlangt die Entwicklung eines Szenarios, 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.
Unter diesen Umständen schlug die ONDRAF am 9. Februar 2018 vor, dass die unterirdische Lagerung für den langfristigen Umgang mit diesem Abfall als nationale Strategie zu übernehmen sei. Sobald die Regierung diesen Vorschlag verabschiedet, leitet die ONDRAF nach Einholung der Stellungnahme der belgischen Atomaufsichtsbehörde (Federal Agency for Nuclear Control - FANC) einen Entscheidungsfindungsprozess mit allen Interessenvertretern ein, der Teil der Analyse der Kommission für Kernenergierückstellungen wird.
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 basiert auf dem Abbruch von Anlagen (i) gleich nach Abschaltung des Reaktors, (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 Aktivposten in gleicher Höhe in der entsprechenden Sachanlagen-Kategorie. Dieser Aktivposten 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 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 Kernenergierückstellungen 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 2017 verbleibende Saldo der Rückstellungen für die Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs belief sich auf 5,9 Mrd. €. Die Verpflichtung hat nach dem derzeitigen Kurs des Euro und geschätzt hinsichtlich des Anteils abgebrannter Brennelemente bisher einen Umfang von etwa 11,7 Mrd. €.
Die Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen in Belgien beliefen sich Ende 2017 auf 5,2 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 150 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 - einige davon können interdependent sein -, die bei der Bewertung eine Rolle spielen, mit Vorsicht interpretiert werden. Die Abstände, in denen diese Rückstellungen von der Kommission für Kernenergierückstellungen nach den geltenden Bestimmungen überprüft werden, stellen 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, Übertragungs- und Verteilungsleitungen, 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 Kraftwerk und Kohlebergwerk Hazelwood (Australien)
Nachdem die Gruppe und ihr Geschäftspartner Mitsui im November 2016 ihren Beschluss zur Stilllegung des Kohlekraftwerks Hazelwood angekündigt haben, wurde Ende März 2017 das angrenzende Bergwerk geschlossen.
Die Gruppe ist mit 72 % an dem voll konsolidierten 1.600-MW-Kraftwerk beteiligt.
Ende 2017 belief sich die Rückstellung für die Abbruch- und Sanierungsverpflichtung für das Bergwerk auf 446 Mio. € (einschließlich 282 Mio. € für die Rekultivierung des Bergwerks und 164 Mio. € Abbruchkosten für das Kraftwerk).
Die Abbrucharbeiten und die Flächensanierung begannen 2017. Dazu gehören die Rekultivierung des Bergwerks, so dass die Stabilität der Flächen und der Wände langfristig gesichert ist, Demontage und Abbruch aller Industrieanlagen am Standort, das Monitoring von Umweltvorfällen und der entsprechenden Sanierungspläne sowie ein langfristiges Standort-Monitoring.
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 4,26 % bzw. 4,14 % 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 dieser Rückstellung künftig eventuell angepasst werden, um Änderungen entscheidender Inputfaktoren zu berücksichtigen.
18.4 Eventualpositionen und Steuerrisiken
Dieser Titel enthält im Wesentlichen Rückstellungen für den Handel betreffende Eventualpositionen, Schadensregulierung und Steuerstreitigkeiten.
18.5 Sonstige Eventualpositionen
In diese Rubrik fallen vor allem Rückstellungen für belastende Verträge wie die über die Reservierung von Lager- und Transportkapazität (vgl. Anhang 8.5).
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 offensteht.
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 vom Gewicht der Unternehmen der Gruppe innerhalb des EGI-Sektors schwanken.
Pensionsverpflichtungen und sonstige "mutualisierte" Verpflichtungen werden von der CNIEG bewertet.
Per 31. Dezember 2017 belief sich der Anwartschaftsbarwert für den Sonderpensionsplan der Unternehmen des EGI-Sektors auf 3,4 Mrd. €.
Die Dauer der Pensionsverpflichtung aus dem EGI-Pensionsplan beträgt 20 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 aus 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 Arbeitgeber und Arbeitnehmer finanziert. Die Arbeitgeberbeiträge werden jährlich auf der Grundlage versicherungsmathematischer Bewertungen errechnet.
Der Anwartschaftsbarwert für diese Pläne machte per 31.Dezember 2017 etwa 14 % der Gesamtpensionsverpflichtungen und der entsprechenden Verbindlichkeiten aus. Die Durchschnittsdauer beträgt 9 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. Vor dem 1. Januar 2017 sah das Gesetz eine durchschnittliche 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 2016 verabschiedet wurde und am 1. Januar 2017 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 %.
Für diese beitragsorientierten Pläne wurde für 2017 eine Aufwendung von 31 Mio. € angesetzt (24 Mio. € per 31. Dezember 2016).
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 Arbeitgebern, 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 2017 eine Aufwendung von 70 Mio. € angesetzt (69 Mio. € per 31. Dezember 2016).
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 leistungsorientiert (geschlossen), der andere beitragsorientiert, der Neueinstellungen seit Anfang 2005 offensteht. |
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 2017 auf 3,1 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 des 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 Beträge in der Bilanz und der Gesamtergebnisrechnung
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 2015 | (5.785) | 62 | 167 |
| Wechselkursdifferenzen | (51) | (1) | - |
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | 46 | (12) | - |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (663) | (7) | 2 |
| Periodenbezogener Pensionsaufwand für fortgeführte Geschäftsbereiche | (411) | (44) | 3 |
| Periodenbezogener Pensionsaufwand für aufgegebene Geschäftsbereiche | (19) | - | |
| Obergrenze des Vermögenswerts | 41 | - | |
| Gezahlte Beiträge/Leistungen | 420 | 76 | (42) |
| PER 31. DEZEMBER 2016 | (6.422) | 69 | 130 |
| Wechselkursdifferenzen | 31 | 17 | |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | 233 | ||
| Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige | (86) | 8 | |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 92 | 5 | 13 |
| Periodenbezogener Pensionsaufwand für fortgeführte Geschäftsbereiche | (427) | (50) | 3 |
| Periodenbezogener Pensionsaufwand für aufgegebene Geschäftsbereiche | (28) | - | |
| Obergrenze des Vermögenswerts | 2 | - | |
| Gezahlte Beiträge/Leistungen | 464 | 53 | 13 |
| PER 31. DEZEMBER 2017 | (6.142) | 101 | 159 |
Planvermögen und Erstattungsansprüche erscheinen in der Bilanz unter "Sonstige langfristige Vermögenswerte" oder "Sonstige kurzfristige Vermögenswerte".
Die Kosten, die für die Periode angesetzt wurden, die wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "Aufgegebene Geschäftsbereiche" zu berichtigen waren (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016"), betrugen 2017 477 Mio. € (2016: 460 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 96 % der Nettoverpflichtung der Gruppe per 31. Dezember 2017 aus (gegenüber 95 % per 31. Dezember 2016).
Kumulierte im Eigenkapital angesetzte versicherungsmathematische Gewinne und Verluste beliefen sich per 31. Dezember 2017 auf 3.327 Mio. € gegenüber 3.469 Mio. € am 31. Dezember 2016.
Die in der Periode entstandenen versicherungsmathematischen Nettodifferenzen, die in der Gesamtergebnisrechnung in einer separaten Zeile erschienen, bedeuteten einen versicherungsmathematischen Nettogewinn von 99 Mio. € für 2017 und einen versicherungsmathematischen Nettoverlust von 670 Mio. € für 2016.
19.3.2 Änderung bei Leistungsverpflichtungen und Planvermögen
Die Tabelle zeigt die Höhe des Anwartschaftsbarwerts und Planvermögens der Gruppe, die Änderungen dieser Positionen während der dargestellten Perioden und ihre Überleitung auf die in der Bilanz ausgewiesenen Beträge:
| 31. Dez. 2017 | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Pensions-Leistungsverpflichtungen(1) | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2) | Langfristige Leistungsverpflichtungen(3) |
| --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | |||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (7.944) | (3.731) | (556) |
| Dienstzeitaufwand | (278) | (57) | (46) |
| Zinsaufwand | (189) | (73) | (9) |
| Gezahlte Beiträge | (13) | ||
| Änderungen | (7) | ||
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 3 | 1 | 5 |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 6 | ||
| Einmaleffekte | (2) | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 23 | (53) | 23 |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (195) | 1 | (8) |
| Gezahlte Leistungen | 498 | 129 | 46 |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | 404 | 44 | 6 |
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | 39 | 1 | |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A | (7.653) | (3.739) | (538) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | |||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | 5.919 | 1 | - |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 144 | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 321 | ||
| Empfangene Beiträge | 298 | 21 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | |||
| Abgeltungen | (9) | (1) | |
| Gezahlte Leistungen | (441) | (21) | |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | (222) | ||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | (105) | ||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B | 5.904 | - | - |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B | (1.749) | (3.739) | (538) |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (14) | ||
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (1.763) | (3.739) | (538) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTENANSPRÜCHE | (1.865) | (3.739) | (538) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | 101 |
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | ||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Summe | Pensions-Leistungsverpflichtungen(1) | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses(2) |
| --- | --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | |||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (12.232) | (7.197) | (3.394) |
| Dienstzeitaufwand | (381) | (234) | (50) |
| Zinsaufwand | (271) | (208) | (84) |
| Gezahlte Beiträge | (13) | (14) | |
| Änderungen | (7) | 8 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 9 | (6) | (3) |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 6 | 1 | |
| Einmaleffekte | (2) | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (8) | (825) | (261) |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (201) | 106 | (51) |
| Gezahlte Leistungen | 673 | 434 | 113 |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | 454 | ||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | 40 | (8) | (1) |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A | (11.931) | (7.944) | (3.731) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | |||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | 5.920 | 5.445 | 1 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 144 | 162 | |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 321 | 361 | |
| Empfangene Beiträge | 318 | 267 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | ||
| Abgeltungen | (10) | ||
| Gezahlte Leistungen | (461) | (352) | |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | (222) | ||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | (105) | 33 | |
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B | 5.904 | 5.919 | 1 |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B | (6.027) | (2.026) | (3.731) |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (14) | (42) | |
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (6.041) | (2.067) | (3.731) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTENANSPRÜCHE | (6.142) | (2.136) | (3.731) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | 101 | 68 | 1 |
| 31. Dez. 2016 | ||
|---|---|---|
| In Millionen Euro | Langfristige Leistungsverpflichtungen(3) | Summe |
| --- | --- | --- |
| A - ÄNDERUNG DES ANWARTSCHAFTSBARWERTS | ||
| Anwartschaftsbarwert per 1. Januar | (530) | (11.121) |
| Dienstzeitaufwand | (45) | (329) |
| Zinsaufwand | (11) | (303) |
| Gezahlte Beiträge | (14) | |
| Änderungen | 8 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | (10) | |
| Plankürzungen/Abgeltungen | 1 | |
| Einmaleffekte | ||
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (15) | (1.102) |
| Demografische versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (2) | 52 |
| Gezahlte Leistungen | 46 | 594 |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | ||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | (8) | |
| Anwartschaftsbarwert per 31. Dezember A | (556) | (12.232) |
| B - ÄNDERUNG DES BEIZULEGENDEN ZEITWERTS VON PLANVERMÖGEN | ||
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 1. Januar | - | 5.446 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 162 | |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 361 | |
| Empfangene Beiträge | 267 | |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 1 | |
| Abgeltungen | ||
| Gezahlte Leistungen | (352) | |
| Übertragung in "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind" | ||
| Sonstige (davon Umrechnungsdifferenzen) | 33 | |
| Beizulegender Zeitwert von Planvermögen am 31. Dezember B | - | 5.920 |
| C - FINANZIERUNGSSTATUS A+B | (556) | (6.313) |
| Obergrenze des Vermögenswerts | (42) | |
| NETTOLEISTUNGSVERPFLICHTUNG | (556) | (6.354) |
| BARWERT DER BIS ZUM STICHTAG ERDIENTENANSPRÜCHE | (556) | (6.422) |
| VORAUSBEZAHLTE PENSIONSAUFWENDUNGEN | 68 |
(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. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Beizulegender Zeitwert am 1. Januar | 130 | 167 |
| Zinsertrag auf Planvermögen | 3 | 3 |
| Finanzielle versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 13 | 2 |
| Tatsächlicher Ertrag | 16 | 5 |
| Plankürzungen/Abgeltungen | ||
| Arbeitgeberbeiträge | 16 | 15 |
| Arbeitnehmerbeiträge | ||
| Gezahlte Leistungen | (3) | (14) |
| Sonstige | (43) | |
| BEIZULEGENDER ZEITWERT AM 31. DEZEMBER | 159 | 130 |
19.3.4 Bestandteile des periodenbezogenen Nettopensionsaufwands
Der für die Verpflichtungen aus den leistungsorientierten Plänen der am 31. Dezember 2017 und 2016 beendeten Jahre angesetzte periodenbezogene Nettoversorgungsaufwand gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Laufender Dienstzeitaufwand | 360 | 314 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste(2) | (14) | 17 |
| Planänderungen | 6 | (8) |
| Gewinne oder Verluste bei Kürzungen, Beendigungen und Abgeltungen von Pensionsplänen | 2 | (1) |
| Einmaleffekte | 1 | 1 |
| Im kurzfristigen Betriebsergebnis angesetzte Gesamtsumme nach Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 355 | 324 |
| Nettozinsaufwand | 122 | 136 |
| In den Nettofinanzerträgen/(-aufwendungen) bilanzierte Summe | 122 | 136 |
| SUMME | 477 | 460 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
(2) bei der 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 zielen auf die richtige Balance zwischen Anlagenrendite und hinnehmbarem Risiko ab.
Diese Strategien haben zwei Ziele: genügend Liquidität zur Deckung der Pensions- und sonstigen Leistungszahlungen vorzuhalten und als Teil des Risikomanagements eine langfristige Rendite zu erzielen, die über dem Abzinsungssatz liegt oder möglichst zumindest den künftig erforderlichen Erträgen entspricht.
Wird Planvermögen in Rentenfonds investiert, liegen Investitionsentscheidungen 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 auf eine Weise, die dem Risiko und dem langfristigen Profil der Verbindlichkeiten angepasst ist.
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 | (5.876) | 4.505 | (9) | (1.380) |
| Pläne mit Überdeckung | (1.286) | 1.399 | (5) | 108 |
| Nicht finanzierte Pläne | (4.768) | (4.768) | ||
| PER 31. DEZEMBER 2017 | (11.930) | 5.904 | (14) | (6.041) |
| 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) |
Die Zuordnung von Planvermögen nach Hauptvermögenswertkategorie lässt sich wie folgt analysieren:
| In % | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Eigenkapitalinvestitionen | 27 | 29 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 24 | 17 |
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 28 | 31 |
| Geldmarktwertpapiere | 3 | 10 |
| Immobilien | 2 | 4 |
| Sonstige Vermögenswerte | 17 | 9 |
| SUMME | 100 | 100 |
Alle Planvermögenswerte waren am 31. Dezember 2017 auf aktiven Märkten börsennotiert.
Die effektive Rendite auf Vermögenswerte der EGI-Unternehmen lag 2017 bei 4 %.
Die effektive Rendite auf Planvermögen belgischer Unternehmen betrug etwa 3 % bei der Versicherung der Gruppe und 6 % 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 | 23 | 2 | 12 | 3 | 100 |
| Investitionen in Staatsanleihen | 72 | 26 | 1 | 100 | ||
| Investitionen in Unternehmensanleihen | 78 | 14 | 2 | 4 | 2 | 100 |
| Geldmarktwertpapiere | 69 | 6 | 23 | 2 | 100 | |
| Immobilien | 91 | 8 | 2 | 100 | ||
| Sonstige Vermögenswerte | 22 | 10 | 3 | 3 | 62 | 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:
| Pensionsleistungs-Verpflichtungen | Sonstige Leistungsverpflichtungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses | Langfristige Leistungsverpflichtungen | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | ||
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | Eurozone | 1,9% | 1,7% | 2,0% | 2,0% | 1,8% |
| UK-Zone | 2,6% | 2,7% | - | - | - | |
| Inflationsrate | Eurozone | 1,8% | 1,8% | 1,8% | 1,8% | 1,8% |
| UK-Zone | 3,2% | 3,3% | - | - | - |
| Langfristige Leistungsverpflichtungen | Summe Leistungsverpflichtungen | |||
|---|---|---|---|---|
| 2016 | 2017 | 2016 | ||
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Abzinsungssatz | Eurozone | 1,5% | 1,9% | 1,8% |
| UK-Zone | - | - | - | |
| Inflationsrate | Eurozone | 1,8% | 1,8% | 1,8% |
| UK-Zone | - | - | - |
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 14 % beim Anwartschaftsbarwert führen.
19.3.6.2 Sonstige Annahmen
Die Steigerungsrate bei medizinischen Aufwendungen (einschließlich Inflation) wurde auf 2,8 % 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 | ||
| Auswirkung auf Pensionsverpflichtungen | 7 | (6) |
19.3.7 Für leistungsorientierte Pensionspläne 2018 zu zahlende geschätzte Arbeitgeberbeiträge
Die Gruppe erwartet, 2018 etwa 227 Mio. € Beiträge in ihre leistungsorientierten Pensionspläne einzuzahlen, einschließlich 85 Mio. € für Unternehmen des EGI-Sektors. 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
2017 erfasste die Gruppe eine Aufwendung in Höhe von 142 Mio. € für Beträge, die in die beitragsorientierten Pläne der Gruppe eingezahlt wurden (2016: 137 Mio. €). Diese Beiträge sind unter "Personalaufwand" in der Konzerngewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.
ANHANG 20 Finanzierungsleasings
20.1 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 Energía Perú - Peru) und die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen von Cofely.
Die nicht abgezinsten und Barwerte künftiger Mindestleasing-Zahlungen gliedern sich wie folgt:
| 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Nicht abgezinster Wert | Barwert | Nicht abgezinster Wert | Barwert |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Jahr 1 | 155 | 151 | 158 | 153 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 334 | 306 | 539 | 493 |
| über Jahr 5 hinaus | 27 | 20 | 32 | 22 |
| SUMME | 516 | 477 | 728 | 668 |
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 | 483 | 152 | 303 | 27 |
| Auswirkung der Abzinsung künftiger Rückzahlungen von Hauptforderung und Zinsen | 33 | 3 | 31 | |
| NICHT ABGEZINSTE KÜNFTIGE MINDESTLEASINGZAHLUNGEN | 516 | 155 | 334 | 27 |
20.2 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 verkaufsverträge, bei denen der Vertrag ein Exklusivrecht zur Nutzung eines Produktionsvermögenswerts überträgt, und (ii) bestimmte Verträge mit Industriekunden im Zusammenhang mit von der Gruppe gehaltenen Vermögenswerten.
Die Gruppe hat Forderungen aus Finanzierungsleasings zumeist für Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen für Wapda und NTDC (Uch - Pakistan), Bowin (Glow - Thailand) und Lanxess (Electrabel - Belgien) angesetzt.
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Nicht abgezinste künftige Mindestleasingzahlungen | 1.013 | 1.116 |
| Nicht garantierter Restwert, der dem Leasinggeber zuzurechnen ist | 27 | 46 |
| SUMME BRUTTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS | 1.041 | 1.163 |
| Nicht realisierter Finanzertrag | 197 | 166 |
| NETTOINVESTITION IN DAS LEASINGVERHÄLTNIS (BILANZ) | 844 | 997 |
| davon Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen | 828 | 962 |
| davon Barwert des nicht garantierten Restwerts | 16 | 35 |
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. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 130 | 115 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 456 | 450 |
| über Jahr 5 hinaus | 427 | 552 |
| SUMME | 1.013 | 1.116 |
ANHANG 21 Operating-Leasings
21.1 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 2017 und 2016 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | (819) | (864) |
| Bedingte Leasingzahlungen | (17) | (15) |
| Ertrag aus Weitervermietung | (1) | |
| Aufwendungen aus Weitervermietung | (35) | (28) |
| Sonstige Aufwendungen aus Operating-Leasings | (95) | (179) |
| SUMME | (967) | (1.085) |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016")
Der Barwert künftiger Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren Operating-Leasings lässt sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 609 | 611 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 1.642 | 1.694 |
| über Jahr 5 hinaus | 1.211 | 1.339 |
| SUMME | 3.463 | 3.644 |
Per 31. Dezember 2017 bezogen sich 1.148 Mio. € davon auf Verträge (zumeist LNG-Tankschiffe) im Zusammenhang mit Upstream-Geschäften mit Flüssigerdgas, deren Veräußerung begonnen hat. Am 31. Dezember 2016 bezogen sich 103 Mio. € davon auf Verträge im Zusammenhang mit aufgegebenen Explorations- und Fördergeschäften. Die Verträge im Zusammenhang mit aufgegebenen Explorations- und Fördergeschäften erscheinen am 31. Dezember 2017 nicht.
21.2 Operating-Leasings mit ENGIE als Leasinggeber
Diese Leasings fallen hauptsächlich unter die IFRIC4-Anleitung zur Auslegung von IAS 17. Sie betreffen vor allem Kraftwerke im Segment Afrika/Asien.
Erlöse aus Operating-Leasing-Verhältnissen lassen sich für 2017 und 2016 wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Mindestleasingzahlungen | 307 | 388 |
| Bedingte Leasingzahlungen | 22 | 24 |
| SUMME | 329 | 412 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016")
Die Barwerte künftiger Mindestleasingzahlungen, die aus unkündbaren Operating-Leasings zu vereinnahmen sind, lassen sich wie folgt analysieren:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Jahr 1 | 286 | 335 |
| Jahr 2 bis 5 inkl. | 58 | 264 |
| über Jahr 5 hinaus | 3 | |
| SUMME | 347 | 598 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
ANHANG 22 Anteilsbasierte Vergütungen
Aufwendungen für die anteilsbasierten Vergütungen lassen sich wie folgt gliedern:
| Aufwand für das Jahr | |||
|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Anhang | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| Ausgaben von Mitarbeiteraktien(1) | 22.2 | 1 | 2 |
| Bonus-/Performance-Aktienprogramme | 22.3 | 36 | 36 |
| Pläne sonstiger Unternehmen der Gruppe | 1 | 22 | |
| SUMME | 38 | 60 |
(1) Einschließlich Share Appreciation Rights, die in bestimmten Ländern im Rahmen der Ausgaben von Mitarbeiteraktien aufgelegt wurden.
22.1 Aktienoptionsprogramme(1)
Der Aufsichtsrat der Gruppe genehmigte weder für 2017 noch für 2016 neue ENGIE-Aktienoptionen.
Am 31. Dezember 2017 lief der letzte Aktienkaufplan aus, 5 Millionen Optionen wurden annulliert.
| 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. 2016 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 10. Nov. 2009 | 4. Mai 2009 | 10. Nov. 2013 | 29,4 | 4.036 | 4.775.429 | |
| SUMME | 2.615.000 | 4.775.429 |
| Plan | Annullierte oder verfallene Optionen | Im Umlauf befindliche Optionen per 31. Dez. 2017 | Fälligkeit | Restlaufzeit |
|---|---|---|---|---|
| 10. Nov. 2009 | 4.775.429 | 9. Nov. 2017 | - | |
| SUMME | 4.775.429 |
22.1.1 Link
2017 emittierte ENGIE keine neuen Aktien für Mitarbeiter.
Die einzige Auswirkung von Mitarbeiteraktien auf den Ertrag 2017 bezieht sich auf bar abgegoltene Share Appréciation 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 2017 1 Mio. € aus.
22.2 Bonusaktien und Performance Shares
22.2.1 Neuzuteilungen 2017
ENGIE-Performance-Share-Plan vom 13. Dezember 2017
Am 13. Dezember 2017 genehmigte der Aufsichtsrat 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 2021 endet mit einer weiteren Sperrfrist von einem Jahr; |
| ― | Performance Shares, deren Anwartschaftsfrist am 14. März 2021 ohne Sperrfrist endet und |
| ― | Performance Shares, deren Anwartschaftsfrist am 14. März 2022 ohne Sperrfrist endet. |
Zusätzlich zu der Bedingung, dass die Mitarbeiter bei Ablauf der Anwartschaftsfrist bei der Gruppe beschäftigt sind, besteht jede Tranche aus Instrumenten, die drei verschiedenen Bedingungen unterliegen, mit Ausnahme der ersten 150 Performance Shares für Begünstigte (ausgenommen das Top-Management), für die keine Leistungsbedingungen gelten. Die Leistungsbedingungen, von denen jede ein Drittel der Gesamtzuteilung ausmacht, sehen wie folgt aus:
| ― | die Bedingung einer Markt-Performance, bei der die Gesamtaktienrendite von ENGIE der einer Referenzgruppe von sechs Unternehmen in der Zeit von November 2017 bis Januar 2021 entspricht; |
| ― | zwei interne Leistungsbedingungen im Hinblick auf den Konzernanteil am periodischen Jahresüberschuss der Gruppe und die Kennzahl Return On Capital Employed (ROCE) 2019 und 2020. |
Teil dieses Plans ist auch die Zuerkennung von Performance Shares ohne Bedingungen für die Gewinner des Innovations- und Inkubationsprogramms (21.900 zugeteilte Aktien).
22.2.2 Beizulegender Zeitwert von Bonusaktienplänen mit oder ohne Leistungsbedingungen
Folgende Annahmen wurden benutzt, um den beizulegenden Zeitwert der neuen 2017 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 13. Dezember 2017 | 14. März 2021 | 14. März 2022 | 14,7 | 0,7 | 4,6 % | 0,4 |
| 13. Dezember 2017 | 14. März 2021 | 14. März 2021 | 14,7 | 0,7 | 4,6 % | 0,4 |
| 13. Dezember 2017 | 14. März 2021 | 14. März 2021 | 14,7 | 0,7 | 4,6 % | 0,5 |
| 13. Dezember 2017 | 14. März 2022 | 14. März 2022 | 14,7 | 0,7 | 4,6 % | 0,4 |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 13. Dezember 2017 |
| Zuteilungsdatum | Nichtmarktbezogene Leistungsbedingung | Beizulegender Zeitwert je Einheit |
|---|---|---|
| 13. Dezember 2017 | ja | 11,03 |
| 13. Dezember 2017 | ja | 11,53 |
| 13. Dezember 2017 | nein | 12,58 |
| 13. Dezember 2017 | ja | 10,88 |
| Gewichteter beizulegender Zeitwert des Plans vom 13. Dezember 2017 | 11,64 |
22.2.3 Überprüfung der internen Leistungsbedingungen für die Pläne
Zusätzlich zu der Bedingung des fortbestehenden Beschäftigungsverhältnisses in der Gruppe unterliegt die Teilnahmevoraussetzung an bestimmten Bonusaktien- und Performance-Share-Programmen einer internen Leistungsbedingung. Wird sie nicht vollständig erfüllt, reduziert sich die Zahl der den Mitarbeitern gewährten Bonusaktien gemäß den Festlegungen in den Plänen, was zu einer Senkung des Gesamtaufwands führt, der nach IFRS 2 für die Pläne ausgewiesen wird.
Leistungsbedingungen werden am Ende jeder Berichtsperiode überprüft. Da Leistungskriterien des Performance-Share-Plans von Dezember 2013 nicht erfüllt waren, verringerte sich das Volumen 2017, was zu einem Gewinn von 1 Mio. € führte.
(1) Die Bedingungen von in der Vergangenheit aufgelegten Plänen sind in früheren Registrierungsdokumenten beschrieben, die GDF SUEZ erarbeitet hat.
22.2.4 Pläne für kostenfreie Aktien mit oder ohne Leistungsbedingungen, die am 31. Dezember 2017 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. 2017 | 31. Dez. 2016 |
| --- | --- | --- |
| Bonusaktienpläne | 5 | |
| Performance-Share-Pläne | 36 | 31 |
| davon Aufwand für das Jahr | 37 | 31 |
| davon Auflösung wegen unerfüllter Leistungsbedingungen | (1) | |
| SUMME | 36 | 36 |
ANHANG 23 Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen und Personen
Dieser Anhang beschreibt wesentliche Geschäfte der Gruppe mit nahestehenden Unternehmen und Personen.
Vergütungen für Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen werden in Anhang 24 "Vergütung von Führungskräften" angegeben.
Geschäfte mit assoziierten und Gemeinschaftsunternehmen sind in Anhang 3 "Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden" beschrieben.
Im Folgenden werden nur wesentliche Geschäfte beschrieben.
23.1 Beziehungen zum französischen Staat und zu Unternehmen, die ganz oder teilweise im Besitz des französischen Staats sind
23.1.1 Beziehungen zum französischen Staat
Bis 10. Januar 2017 besaß der französische Staat 32,76 % von ENGIE und ernannte fünf Vertreter des aus 19 Mitgliedern bestehenden Aufsichtsrats der Gruppe. Zu diesem Zeitpunkt verkaufte der französische Staat 4,1 % von ENGIE über eine private Platzierung an institutionelle Anleger. Am 5. September 2017 verkaufte der französische Staat über eine beschleunigte Platzierung bei institutionellen Anlegern erneut 4,1 % von ENGIE und verkaufte gleichzeitig 0,46 % seines Kapitals an ENGIE. Nach diesen Transaktionen besitzt der französische Staat nun 24,10 % von ENGIE und 28,07 % der Stimmrechte der Gruppe.
Der französische Staat hält eine goldene Aktie, um kritische Interessen Frankreichs zu schützen und die Kontinuität und die Sicherheit der Lieferungen im Energiesektor zu wahren. 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.
23.1.2 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.
23.2 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 24 Vergütung von Vorstandsmitgliedern und Führungskräften
Die im Folgenden dargestellte Vergütung von Führungskräften umfasst die Vergütung für den geschäftsführenden Vorstand und den Aufsichtsrat der Gruppe.
2017 hatte der geschäftsführende Vorstand 12 Mitglieder (2016: 12).
Ihre Vergütung gliedert sich wie folgt:
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Kurzfristige Leistungen | 17 | 18 |
| Leistungen nach Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 8 | 6 |
| Anteilsbasierte Vergütungen | 6 | 5 |
| Leistungen bei Beendigung des Arbeitsverhältnisses | 11 | |
| SUMME | 31 | 40 |
ANHANG 25 Working-Capital-Bedarf, Vorräte, sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
25.1 Zusammensetzung der Änderung des Working-Capital-Bedarfs
| In Millionen Euro | Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2017 | Änderung des Working-Capital-Bedarfs per 31. Dez. 2016(1) |
|---|---|---|
| Vorräte | (542) | 502 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Forderungen, zu Buchwerten | 521 | (732) |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige Verbindlichkeiten, zu Buchwerten | 132 | 709 |
| Mit Steuern und Arbeitnehmern verbundene Forderungen/Verbindlichkeiten | 101 | 219 |
| Margenausgleich und derivative Instrumente, die Commodities in Verbindung mit Handelstätigkeit sichern | 878 | 1.077 |
| Sonstige | 161 | 66 |
| SUMME | 1.251 | 1.842 |
(1) Die Vergleichsangaben per 31. Dezember 2016 wurden wegen der Klassifizierung von ENGIE E&P International am 11. Mai 2017 als "aufgegebene Geschäftsbereiche" neu berechnet (vgl. Anhang 30 "Neuberechnung der Vergleichsdaten 2016").
25.2 Vorräte
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2017 | 31. Dez. 2016 |
|---|---|---|
| Vorräte an Erdgas, zu Buchwerten | 1.423 | 1.169 |
| Uranbestände | 575 | 581 |
| CO2 -Emissionszertifikate, grüne Zertifikate und Zertifikate für die Verpflichtung zu Energieeffizienz, netto | 650 | 384 |
| Rohstoffvorräte, ohne Gas, und sonstige Bestände, netto | 1.507 | 1.522 |
| SUMME | 4.155 | 3.656 |
25.3 Sonstige Vermögenswerte und sonstige Verbindlichkeiten
Sonstige kurzfristige Vermögenswerte (8.492 Mio. €) und sonstige langfristige Vermögenswerte (567 Mio. €) bestehen zumeist aus Steuererstattungsansprüchen. Am 31. Dezember 2017 umfassen sonstige langfristige Vermögenswerte eine Forderung an EDF Belgien, die Kernenergierückstellungen betrifft und sich auf 75 Mio. € beläuft (31. Dezember 2016: 69 Mio. €).
Sonstige kurzfristige Verbindlichkeiten (14.756 Mio. €) und sonstige langfristige Verbindlichkeiten (1.009 Mio. €) umfassen im Wesentlichen Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Steuern und Arbeitnehmern.
ANHANG 26 Gerichts- und wettbewerbsrechtliche Verfahren
Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe Partei in einer Reihe von Gerichts- und wettbewerbsrechtlichen Verfahren gegen Dritte oder Rechtsinstanzen und/oder Verwaltungsbehörden (einschließlich Steuerbehörden).
Die im Hinblick auf diese Verfahren erfassten Rückstellungen beliefen sich am 31. Dezember 2017 auf 753 Mio. € (per 31. Dezember 2016 auf 1.133 Mio. €).
Die im Folgenden dargestellten wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen sind als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualforderungen oder -verbindlichkeiten.
Im Zuge ihrer gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist die Gruppe auch in eine Reihe von Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen vor staatlichen Gerichten, Schiedsgerichten oder Aufsichtsbehörden involviert. Die Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen, die sich wesentlich auf die Gruppe auswirken könnten, sind im Folgenden dargestellt.
26.1 Lateinamerika
26.1.1 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 - Internationale Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten) an. Gegenstand der Verfahren ist eine Kompensation für den Wertverlust von Investitionen, die auf der Grundlage bilateraler Investitionsschutzabkommen seit Beginn der Konzession getätigt wurden.
Am 9. April 2015 ordnete das ICSID an, dass der argentinische Staat 405 Mio. USD (davon 367 Mio. USD an ENGIE und deren Tochtergesellschaften) 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 (das ICSID bewertete später den ursprünglichen Betrag neu, der auf 225 Mio. USD stieg) für die Kündigung der Konzessionsverträge Santa Fe betreffend. Der argentinische Staat bemüht sich, diese Urteile aufheben zu lassen. Mit Beschluss vom 5. Mai 2017 wurde die Forderung nach Aufhebung des Urteils zu Buenos Aires zurückgewiesen und das Urteil wurde endgültig. Die Forderung nach Aufhebung des Urteils zu Santa Fe ist noch anhängig.
Bekanntlich haben ENGIE und SUEZ (vormals SUEZ Environnement) vor dem Börsengang von SUEZ Environnement Company 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.
26.1.2 Geplante Errichtung eines LNG-Terminals in Uruguay
GNLS SA, eine gemeinsame Tochtergesellschaft von Marubeni und ENGIE, erhielt 2013 den Zuschlag für die Errichtung eines Offshore-LNG-Terminals in Uruguay. Am 20. November 2013 vergab GNLS Planung und Bau des Terminals an Construtora OAS SA. Nach einer Reihe von Problemen und Mängeln kündigte GNLS den Vertrag im März 2015 und machte von den Bürgschaften Gebrauch. OAS stellte die Kündigung des Vertrags infrage, unternahm aber keine Schritte gegen GNLS. Am 8. April 2015 meldete OAS Insolvenz an. Im September 2015 einigten sich GNLS und die Behörden darauf, den geplanten Bau aufzugeben.
Am 24. Mai 2017 trafen sich OAS und GNLS auf Verlangen von OAS in einem Schlichtungsverfahren vor uruguayischen Gerichten. Das Schlichtungsverfahren war erfolglos. Dann drohte OAS, GNLS vor uruguayischen Gerichten auf Schadenersatz zu verklagen. Da GNLS infolge der Vertragskündigung erhebliche Verluste entstanden waren, beantragte es am 22. August 2017 ein Schiedsverfahren, wie im Vertrag zur Streitschlichtung durch den ICC International Court of Arbitration vorgesehen, und machte als Hauptforderung 373 Mio. USD geltend. OAS reagierte, indem es GNLS vor das Handelsgericht Montevideo zitierte und 311 Mio. USD als Schadenersatz verlangte. Beide Verfahren sind noch anhängig.
26.2 Benelux
26.2.1 Wiederaufnahme und Verlängerung des Betriebs der Kernreaktoren
Verschiedene Verbände haben vor dem Verfassungsgericht, dem Conseil d'État 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. Am 22. Juni 2017 übergab das Verfassungsgericht den Fall zur vorläufigen Rechtsprechung an den Gerichtshof der Europäischen Union. Einige Verfahren sind noch anhängig. Außerdem haben einige lokale Behörden in Deutschland und verschiedene Organisationen die Genehmigung zur Wiederaufnahme des Betriebs des Reaktors Tihange 2 angefochten. Diese Klagen sind ebenfalls anhängig.
26.2.2 Tausch von Kernkraftwerkskapazität mit E.ON
Am 26. November 2014 stellte die E.ON über seine Tochtergesellschaft PreussenElektra GmbH einen Antrag auf Einleitung eines Schiedsverfahrens gegen Electrabel beim ICC International Court of Arbitration. E.ON ersuchte 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 insgesamt 199 Mio. € zuzüglich Zinsen, die E.ON gezahlt hat. Electrabel bestritt diese Forderungen und verlangte seinerseits: (I) die Zahlung des vollen Betrags von 120 Mio. € plus Zinsen, den Electrabel für die belgische Kernenergieabgabe in Rechnung gestellt hat, und (ii) die Rückzahlung der von Electrabel gezahlten deutschen Kernbrennstoffsteuer von 189 Mio. € plus Zinsen.
Am 7. Juni 2017 entschied das deutsche Verfassungsgericht, dass die deutsche Kernbrennstoffsteuer verfassungswidrig sei.
Das Schiedsgericht urteilte am 21. Dezember 2017 endgültig, dass sowohl Electrabel als auch E.ON ihre jeweiligen Anteile an den belgischen und deutschen Steuern zurückzuzahlen haben. Nachdem Electrabel die Zahlung mit Zinsen geleistet hat, ist es nun an E.ON, den offenen Betrag von 27,9 Mio. € an Electrabel zu zahlen.
26.2.3 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 2012 veranlagt wurde, belief sich auf 259 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.
26.3 Frankreich
26.3.1 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 18. Januar 2013 auf Zahlung von etwa 250 Mio. € durch ENGIE als Kompensation für einen behaupteten Vertragsbruch und Verletzung der 2007 unterzeichneten Aktionärsvereinbarung. Nach der Vereinbarung vom 4. April 2017 sind alle Streitigkeiten zwischen SOPER und Jean-Michel Germa und der Gruppe beigelegt.
26.3.2 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.
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. Die von Direct Energie vorgetragene Rechtssache wurde mit der von UFC Que Choisir verbunden.
Am 21. März 2017 urteilten die Wettbewerbsbehörden in der Sache und sprachen sich für den von ENGIE erreichten Vergleich aus, der kein Schuldeingeständnis darstellt. ENGIE leistete eine Vergleichszahlung von 100 Mio. €. Der Beschluss der Wettbewerbsbehörden ist endgültig.
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 weiteren 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. ENGIE schlug in der Sache bestimmte Verpflichtungen vor, die die Wettbewerbsbehörden in ihrem endgültigen und bindenden Beschluss vom 7. September 2017 bestätigten.
26.3.3 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 die Beschwerde vor dem Kassationshof am 1. Februar 2016 zurück, mit 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 zudem eine begründete Stellungnahme als Teil des Verletzungsverfahrens, in der sie die Auffassung vertrat, dass sich der Conseil d'État nicht an das Recht der Europäischen Union halte, wenn er Urteile zu Streitigkeiten über den précompte verkünde, wie solche, die ENGIE betreffen. Am 10. Juli 2017 verwies die Europäische Kommission die Angelegenheit wegen der Nichteinhaltung durch Frankreich an den Gerichtshof der Europäischen Union.
26.3.4 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 der Rahmen, in dem die Erdgastarife reguliert werden, im Widerspruch zu den Zielstellungen der Richtlinie 2009/73/EG über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und Artikel 106.1 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union steht.
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. Am 19. Juli 2017 hob der Conseil d'État das Dekret vom 16. Mai 2013 auf, weil es gegen europäisches Recht verstoße. Doch angesichts der aufgrund der Aufhebung drohenden Rechtsunsicherheit für die Dauer der Geltung des Dekrets (2013-2015) entschied der Conseil d'État, dass die durch das Dekret entstandenen Wirkungen endgültig sind und die betreffenden Verträge daher nicht infrage gestellt werden dürfen.
26.4 Europa ohne Frankreich und Benelux
26.4.1 Spanien - Púnica
Im Fall Púnica (einer Untersuchung zur Auftragsvergabe) leitete der mit dem Fall befasste Untersuchungsrichter Ermittlungen gegen 12 Mitarbeiter von Cofely España und das Unternehmen selbst ein. Die kriminalpolizeiliche Ermittlung dauert an. Es wird erwartet, dass sie bis spätestens 6. Dezember 2018 abgeschlossen sein wird.
26.4.2 Ungarn - ICSID-Schiedsverfahren
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. Mit einer am 13. Oktober 2017 unterzeichneten Vereinbarung leitete ENGIE den Verkauf seines Gasverteilungsgeschäfts an NKM, ein staatliches ungarisches Unternehmen, ein, der am 11. Januar 2018 abgeschlossen war (vgl. Anhang 27 "Ereignisse nach der Berichtsperiode"). Am 21. November 2017 kamen ENGIE und der ungarische Staat überein, mit Abschluss des Verkaufs das ICSID-Schiedsverfahren zu beenden. Das Schiedsverfahren endete offiziell am 23. Februar 2018.
26.4.3 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, begann am 26. Oktober 2017.
26.5 Infrastructures Europe
26.5.1 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 Kapazität von Transport- und Importinfrastruktur.
Am 21. Oktober 2009 legte die Gruppe Vorschläge für Zusicherungen vor, die den Zugang zum französischen Erdgasmarkt erleichtern und den Wettbewerb stärken 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.
26.5.2 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 und 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 sollte und ordnete (iii) an, dass GRDF seine Übertragungsverträge nach diesen Grundsätzen gestalten müsse. GRDF legte gegen das Urteil des Appellationsgerichts Beschwerde beim Kassationshof ein. Am 18. Januar 2018 veröffentlichte die CRE eine Entscheidung über die Festlegung des Tarifs für den Zugang zu den Netzen für Managementleistungen, die für Einzelvertragskunden ab dem 1. Januar 2018 erbracht werden. Diese Vergütung ist in den Kosten enthalten, die durch den Tarif für die Übertragung abgedeckt sind. Sie wird also letztlich von den Netznutzern getragen. Außerdem erwartet GRDF eine Entscheidung des französischen Ständigen Ausschusses für Streitigkeiten und Sanktionen (Comité de règlement des différends et des sanctions - CoRDiS) wegen des Streits zwischen GRDF und Direct Énergie in derselben Sache.
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 gilt, wonach der Netzmanager den Lieferanten vergütet. In derselben Entscheidung sprach der Conseil d'Êtat der Regulierungskommission für Energie (Commission de Régulation de l'Ênergie - CRE) das Recht ab, eine Obergrenze für Kunden festzulegen, über die hinaus keine Vergütung zu zahlen ist, weshalb ENGIE bislang keine Vergütung erhalten hat. Angesichts dieser Entscheidung verklagte ENGIE ENEDIS, um die Bezahlung dieser Kundenmanagementleistungen zu erlangen. ENGIE klagte vor dem Conseil d'État auch gegen die Entscheidung der CRE vom 26. Oktober 2017 über die Vergütung von Kundenmanagementleistungen in der Strombranche und will die Aufhebung der Entscheidung nur für die Zeit vor dem 1. Januar 2018 erreichen.
26.5.3 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. Doch am 18. Februar 2015 klagte Fosmax LNG vor dem Conseil d'Êtat auf Aufhebung dieser Entscheidung.
Mit seinem Beschluss 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. Fosmax LNG übersandte an STS eine Aufforderung zur Rückzahlung von 36 Mio. €, die dem zu Unrecht gezahlten Teil des Schiedsspruchs entsprechen. Da STS auf diese Aufforderung nicht reagiert hat, leitete Fosmax LNG am 14. Juni 2017 ein weiteres ICC-Schiedsverfahren ein.
26.6 Sonstige
26.6.1 Luxemburg - Untersuchung einer staatlichen Beihilfe
Am 19. September 2016 kündigte die Europäische Kommission ihren Beschluss an, eine Untersuchung darüber einzuleiten, ob zwei verbindliche Steuerauskünfte 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 den Beschluss zur Einleitung einer Untersuchung angefochten und stehen gegenwärtig in einem Dialog mit der Kommission, um ihren Fall vorzutragen, als Teil der weiteren Untersuchung der Kommission in der Angelegenheit, bevor es zu einer endgültigen Entscheidung kommt.
26.6.2 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 werden, 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 27 Ereignisse nach der Berichtsperiode
Veräußerung des Verteilungsgeschäfts in Ungarn
Nach dem Erfolg bei den Verhandlungen, die in der zweiten Hälfte 2015 mit dem ungarischen Staat aufgenommen wurden, schloss die Gruppe am 11. Januar 2018 den Verkauf ihres gesamten Anteils an ihrer ungarischen Tochtergesellschaft zur Gasverteilung Égaz-Dégaz an Nemzeti Közmuvek Zártköruen Muködö Résvénytársaság (NKM) ab - ein staatliches ungarisches Unternehmen. Die Transaktion verringerte die Nettoschuld der Gruppe um etwa 0,1 Mrd. €.
Veräußerung des Kohlekraftwerks Loy Yang B (Australien)
Am 15. Januar 2018 schloss die Gruppe den Verkauf des Kohlekraftwerks Loy Yang B in Australien ab (vgl. Anhang 4.1.3), für den sie 0,7 Mrd. AUD (0,5 Mrd. €) erhielt. Das entspricht dem Verkaufspreis für alle Aktien an Loy Yang B. 30 % dieses Preises wurden in Form von Dividenden an Mitsui gezahlt.
Der Veräußerungsgewinn entspricht im Wesentlichen der Umgliederung von portfoliobezogenen Posten aus dem sonstigen Gesamtergebnis in die Gewinn- und Verlustrechnung (Umrechnungsdifferenzen und Sicherungen von Nettoinvestitionen für etwa 0,1 Mrd. €). Die Transaktion verringerte auch die Nettoschuld der Gruppe um etwa 0,6 Mrd. € (die Ausbuchung der Nettoschuld von Loy Yang B von 0,3 Mrd. € nach der Klassifizierung als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" am 31. Dezember 2017, zuzüglich der Zahlung von 0,3 Mrd. € für die verkaufte 70%ige Beteiligung).
Veräußerung der Explorations- und Fördergeschäfte
Am 15. Januar 2018 schloss die Gruppe den Verkauf ihrer 70%igen Beteiligung an EPI an Neptune Energy ab (vgl. Anhang 4.1.1), für den sie eine Zahlung von 1,1 Mrd. USD (1,0 Mrd. €) erhielt. Das entspricht dem Verkaufspreis aller ihrer Aktien.
Bei Aufstellung des Jahresabschlusses führen die kombinierten Effekte der Transaktion und die Generierung von Zahlungsmitteln aus diesen Explorations- und Fördergeschäften ab 1. Januar 2018 zu einer Verringerung der Nettoschuld der Gruppe um ca. 1,9 Mrd. € ohne künftig zu vereinnahmende zusätzliche Zahlungen.
Nach der Transaktion hält die Gruppe noch eine restliche Beteiligung von 46 % an ENGIE E&P Touat B.V., das mit 65 % an dem in Erschließung befindlichen Gasfeld Touat in Algerien beteiligt ist. Diese Beteiligung von 46 % wird nun nach der Equity-Methode bilanziert.
Beschluss der CRE zur Regulierung der Erdgasspeicherung in Frankreich
Am 22. Februar 2018 veröffentlichte die Regulierungsbehörde für Energie (Commission de Régulation de l'Energie - CRE) einen Beschluss über die Bedingungen für die Regulierung der Erdgasspeicherung in Frankreich für die Dauer von zwei Jahren. Der Beschluss wurde im Nachgang zur Veröffentlichung des Gesetzes über die Beendigung der Öl- und Gasexploration und -förderung am 31. Dezember 2017 im Gesetzblatt gefasst. In Artikel 12 geht es um die Regulierung solcher Aktivitäten. Die Auswirkung dieses Beschlusses auf den Konzernabschluss 2017 ist in Anhang 8.2 "Wertminderung der goodwilltragenden CGU Storengy" beschrieben.
ANHANG 28 Honorare für Abschlussprüfer 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 von Deloitte und EY als Abschlussprüfer um die Dauer von sechs Jahren von 2014-2019 zu verlängern.
| Deloitte | EY | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| In Millionen Euro | Deloitte & Associés | Netzwerk | Summe | EY & Autres | Netzwerk | Summe |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft | 5,2 | 8,2 | 13,3 | 6,0 | 4,3 | 10,4 |
| • ENGIE SA | 2,3 | 2,3 | 2,9 | 2,9 | ||
| • Beherrschte Unternehmen | 2,8 | 8,2 | 11,0 | 3,1 | 4,3 | 7,4 |
| Nichtprüfungsleistungen | 0,7 | 2,1 | 2,8 | 1,3 | 2,0 | 3,3 |
| • ENGIE SA | 0,6 | 0,6 | 1,1 | 0,1 | 1,2 | |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | 0,4 | 0,4 | 0,3 | 0,3 | ||
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 0,2 | 0,2 | 0,8 | 0,8 | ||
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | ||||||
| davon Due-Diligence-Leistungen | ||||||
| davon steuerliche Leistungen | 0,1 | 0,1 | ||||
| • Beherrschte Unternehmen | 0,2 | 2,1 | 2,3 | 0,1 | 1,9 | 2,1 |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,2 | 0,2 | |
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 0,2 | 0,6 | 0,8 | 0,1 | 0,5 | 0,6 |
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | 0,3 | 0,3 | ||||
| davon Due-Diligence-Leistungen | 0,5 | 0,5 | 0,3 | 0,3 | ||
| davon steuerliche Leistungen | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 1,0 | ||
| SUMME | 5,9 | 10,3 | 16,2 | 7,3 | 6,3 | 13,6 |
| EY | |
|---|---|
| In Millionen Euro | Summe |
| --- | --- |
| Abschlussprüfung und Prüfung des Konzernabschlusses und des Jahresabschlusses der Muttergesellschaft | 23,7 |
| • ENGIE SA | 5,3 |
| • Beherrschte Unternehmen | 18,5 |
| Nichtprüfungsleistungen | 6,1 |
| • ENGIE SA | 1,7 |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | 0,7 |
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 1,0 |
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | |
| davon Due-Diligence-Leistungen | |
| davon steuerliche Leistungen | 0,1 |
| • Beherrschte Unternehmen | 4,4 |
| davon Leistungen im Zusammenhang mit rechtlichen und aufsichtsbehördlichen Anforderungen | 0,4 |
| davon sonstige Prüfungsleistungen | 1,4 |
| davon Überprüfungen interner Prüfungen | 0,3 |
| davon Due-Diligence-Leistungen | 0,8 |
| davon steuerliche Leistungen | 1,5 |
| SUMME | 29,8 |
ANHANG 29 Information über Unternehmen in Luxemburg und den Niederlanden, die von der 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.
ANHANG 30 Anpassung der vergleichenden Angaben 2016
Am 11. Mai 2017 nahm die Gruppe exklusive Verhandlungen mit Neptune Energy über den Verkauf ihres gesamten Anteils von 70 % an ihrer Tochtergesellschaft ENGIE E&P International (EPI) auf, die die gesamten Aktivitäten der Gruppe im Bereich von Exploration, Erschließung und Betreiben von Ol- und Gasfeldern zusammenfasst (vgl. Anhang 4 "Wichtige Änderungen der Konzernstruktur").
Nach IFRS 5 wird EPI in der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung und der Kapitalflussrechnung als "aufgegebene Geschäftsbereiche" dargestellt. Ihr Anteil wird getrennt von anderen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten in der Bilanz per 31. Dezember 2017 unter "als veräußerungsfähig klassifizierte Vermögenswerte" und "Verbindlichkeiten, die direkt mit Vermögenswerten verbunden sind, die als zur Veräußerung gehalten klassifiziert sind," angegeben.
Nachstehend die per 31. Dezember 2016 neu berechneten Abschlüsse.
30.1 Gewinn- und Verlustrechnung per 31. Dezember 2016
| In Millionen Euro | am 31. Dez. 2016 veröffentlicht | IFRS 5 Anpassungen | 31. Dez. 2016 neu berechnet |
|---|---|---|---|
| Erlöse | 66.639 | (1.799) | 64.840 |
| Käufe | (36.688) | 68 | (36.620) |
| Personalkosten | (10.231) | 235 | (9.996) |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation und Rückstellungen | (4.869) | 646 | (4.223) |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (10.841) | 434 | (10.407) |
| Sonstige betriebliche Erträge | 1.399 | (108) | 1.291 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS | 5.408 | (524) | 4.884 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 764 | (12) | 752 |
| KURZFRISTIGES BETRIEBSERGEBNIS NACH ANTEIL AM JAHRESÜBERSCHUSS VON GESELLSCHAFTEN, DIE NACH DER EQUITY-METHODE BILANZIERT WERDEN | 6.172 | (536) | 5.636 |
| Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente | 1.254 | 25 | 1.279 |
| Wertminderungsaufwendungen | (4.192) | 157 | (4.035) |
| Restrukturierungskosten | (476) | 25 | (450) |
| Änderungen des Konsolidierungskreises | 544 | 544 | |
| Sonstige Einmaleffekte | (850) | (850) | |
| ERGEBNIS DER BETRIEBLICHEN TÄTIGKEIT | 2.452 | (328) | 2.124 |
| Finanzaufwand | (2.245) | 34 | (2.210) |
| Finanzertrag | 865 | 24 | 889 |
| NETTOFINANZERGEBNIS | (1.380) | 58 | (1.321) |
| Ertragsteueraufwand | (909) | 428 | (481) |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 163 | 158 | 322 |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS AUFGEGEBENEN GESCHÄFTSBEREICHEN | (158) | (158) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 163 | 163 | |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag), Konzernanteil | (415) | - | (415) |
| davon Jahresüberschuss/(-fehhetrag) aus fortgeführten Geschäftsbereichen, Konzernanteil | (415) | 111 | (304) |
| davon Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, Konzernanteil | (111) | (111) | |
| Nicht beherrschende Anteile | 579 | - | 579 |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an fortgeführten Geschäftsbereichen | 579 | 47 | 626 |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen an aufgegebenen Geschäftsbereichen | (47) | (47) | |
| UNVERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | (0,23) | (0,00) | (0,23) |
| davon unverwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | (0,23) | 0.05 | (0,19) |
| davon unverwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | (0,05) | (0,05) | |
| VERWÄSSERTES ERGEBNIS JE AKTIE (EURO) | (0,23) | (0,00) | (0,23) |
| davon verwässertes Ergebnis aus fortgeführten Geschäftsbereichen je Aktie | (0,23) | 0.05 | (0,19) |
| davon verwässertes Ergebnis aus aufgegebenen Geschäftsbereichen je Aktie | (0,05) | (0,05) |
30.2 Gesamtergebnisrechnung per 31. Dezember 2016
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2016 veröffentlicht | IFRS 5 Anpassungen | 31. Dez. 2016 neu berechnet |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 163 | 163 | |
| Veräußerungsfähige Wertpapiere | 146 | 146 | |
| Sicherungen von Nettoinvestitionen | (86) | (86) | |
| Cashflow-Sicherungen (ohne Commodity-Instrumente) | (250) | (250) | |
| Cashflow-Sicherungen für Commodities | (641) | 612 | (30) |
| Latente Steuern auf obige Posten | 386 | (263) | 123 |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an umgliederbaren Posten, nach Steuern | 108 | 108 | |
| Umrechnungsdifferenzen | 474 | (73) | 402 |
| Umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | (276) | (276) | |
| SUMME UMGLIEDERBARER POSITIONEN | 137 | 137 | |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | (670) | (8) | (677) |
| Latente Steuern auf versicherungsmathematische Gewinne und Verluste | 47 | 5 | 52 |
| Anteil von nach der Equity-Methode bilanzierten Gesellschaften an nicht umgliederbaren Positionen aus versicherungsmathematischen Gewinnen und Verlusten, nach Steuern | (50) | (50) | |
| Nicht umgliederbare Posten aus aufgegebenen Geschäftsbereichen, nach Steuern | 3 | 3 | |
| SUMME NICHT UMGLIEDERBARER POSTEN | (672) | (672) | |
| SUMME GESAMTERGEBNIS | (371) | (371) | |
| davon Eigentümer Mutterunternehmen | (946) | (946) | |
| davon nicht beherrschende Beteiligungen | 575 | 575 |
30.3 Kapitalflussrechnung per 31. Dezember 2016
| In Millionen Euro | 31. Dez. 2016 veröffentlicht | IFRS 5 Anpassungen | 31. Dez. 2016 neu berechnet |
|---|---|---|---|
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) | 163 | 163 | |
| Jahresüberschuss/(-fehlbetrag) aus aufgegebenen Geschäftsbereichen | (158) | (158) | |
| JAHRESÜBERSCHUSS/(-FEHLBETRAG) AUS FORTGEFÜHRTEN GESCHÄFTSBEREICHEN | 163 | 158 | 322 |
| Anteil am Jahresüberschuss von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | (764) | 12 | (752) |
| Erhaltene Dividenden von Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden | 469 | (12) | 457 |
| Planmäßige Abschreibung, Amortisation, Wertminderung und Rückstellungen netto | 9.995 | (743) | 9.252 |
| Auswirkung von Änderungen des Konsolidierungskreises und sonstige Einmaleffekte | (676) | (48) | (724) |
| Marktbewertung von Commodity-Kontrakten, ohne Trading-Instrumente | (1.254) | (25) | (1.279) |
| Sonstige Posten, die sich nicht auf Zahlungsmittel auswirken | 41 | (1) | 40 |
| Ertragsteueraufwand | 909 | (428) | 481 |
| Nettofinanzerträge/(-aufwendungen) | 1.380 | (58) | 1.321 |
| Zahlungsmittel aus Geschäftstätigkeit vor Ertragssteuern und Working-Capital-Bedarf | 10.263 | (1.146) | 9.117 |
| Gezahlte Steuern | (1.459) | 562 | (896) |
| Änderung des Working-Capital-Bedarfs | 1.369 | 473 | 1.842 |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT FORTGEFÜHRTER GESCHÄFTSBEREICHE | 10.174 | (111) | 10.063 |
| KAPITALFLUSS AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT AUFGEGEBENER GESCHÄFTSBEREICHE | - | 111 | 111 |
| CASHFLOW AUS BETRIEBLICHER TÄTIGKEIT | 10.174 | 10.174 | |
| Erwerbe von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | (6.230) | 940 | (5.290) |
| Erwerbe von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich erworbener Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | (411) | (411) | |
| Erwerbe von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | (208) | (208) | |
| Erwerbe von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | (391) | (391) | |
| Veräußerungen von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten | 202 | (50) | 153 |
| Verlust von beherrschenden Beteiligungen an Gesellschaften, abzüglich verkaufter Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 983 | 983 | |
| Veräußerungen von Investitionen in Gesellschaften, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, und gemeinschaftliche Tätigkeit | 1.457 | 1.457 | |
| Veräußerungen von zur Veräußerung verfügbaren Wertpapieren | 768 | 767 | |
| Vereinnahmte Zinsen auf finanzielle Vermögenswerte | 12 | 12 | |
| Vereinnahmte Dividenden auf langfristige finanzielle Vermögenswerte | 145 | (3) | 142 |
| Änderung bei Krediten und Forderungen, ausgereicht von der Gruppe, und sonstige | 30 | 30 | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (3.655) | 899 | (2.756) |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT IN AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | - | (899) | (899) |
| CASHFLOW AUS (VERWENDET FÜR) INVESTITIONSTÄTIGKEIT | (3.655) | (3.655) | |
| Gezahlte Dividenden | (3.155) | (3.155) | |
| Rückzahlung von Finanzschulden | (4.760) | 8 | (4.752) |
| Änderung bei erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewerteten finanziellen Vermögenswerten | (257) | (257) | |
| Gezahlte Zinsen | (799) | (18) | (817) |
| Vereinnahmte Zinsen auf Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 137 | 137 | |
| Kapitalfluss aus Derivaten, die als Sicherung von Nettoinvestitionen qualifizieren, und Kompensationszahlungen auf Derivate und frühzeitig zurückgekaufte Fremdkapitalaufnahmen | (236) | (236) | |
| Erhöhung von Fremdkapitalaufnahmen | 2.994 | (91) | 2.904 |
| Kapitalerhöhung/-senkung | 78 | (87) | (9) |
| Ausgabe nachrangiger ewig laufender Hybridanleihen | |||
| Käufe und/oder Verkäufe eigener Anteile | (11) | (11) | |
| Änderungen beim Anteilsbesitz an beherrschten Unternehmen | (26) | (26) | |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR FORTGEFÜHRTE GESCHÄFTSBEREICHE | (6.034) | (188) | (6.222) |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT FÜR AUFGEGEBENE GESCHÄFTSBEREICHE | - | 188 | 188 |
| KAPITALFLUSS AUS (VERWENDET FÜR) FINANZIERUNGSTÄTIGKEIT | (6.034) | (6.034) | |
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei fortgeführten Geschäftsbereichen | 157 | 12 | 169 |
| Auswirkungen von Änderungen von Wechselkursen und sonstigen bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | (12) | (12) | |
| SUMME KAPITALFLUSS FÜR DIE PERIODE | 642 | 642 | |
| Umklassifizierung von Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten bei aufgegebenen Geschäftsbereichen | |||
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENBEGINN | 9.183 | 9.183 | |
| ZAHLUNGSMITTEL UND ZAHLUNGSMITTELÄQUIVALENTE ZU PERIODENENDE | 9.825 | 9.825 |
6.3 Bestätigungsvermerk der Abschlussprüfer für den Konzernabschluss
Das ist eine freie Übersetzung des Bestätigungsvermerks der Abschlussprüfer für den in französischer Sprache erstellten Konzernabschluss ins Deutsche, die allein zu dem Zweck angefertigt wurde, Deutsch sprechenden Adressaten das Verständnis zu erleichtern.
Dieser Bestätigungsvermerk der Abschlussprüfer enthält Informationen, die nach europäischer Verordnung und französischem Recht gefordert werden, wie Informationen über die Bestellung von Abschlussprüfern oder die Kontrolle von Informationen über die Gruppe, die im Lagebericht dargestellt sind.
Dieser Bestätigungsvermerk ist im Zusammenhang mit französischem Recht sowie den in Frankreich geltenden beruflichen Prüfstandards zu lesen und dementsprechend auszulegen.
Bestätigungsvermerk der Abschlussprüfer für den Konzernabschluss
An die Hauptversammlung von ENGIE
Prüfungsurteil
In Erfüllung des uns von Ihnen übertragenen Auftrags haben wir den beigefügten Konzernabschluss von ("Unternehmen" oder "Gruppe") für das am 31. Dezember 2017 beendete Jahr geprüft.
Nach unserer Beurteilung vermittelt der Konzernabschluss in Übereinstimmung mit den International Financial Reporting Standards, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, ein zutreffendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gruppe per 31. Dezember 2017 und der Ertragslage für das dann beendete Jahr.
Das oben abgegebene Prüfungsurteil steht mit unserem Bericht an den Prüfungsausschuss in Einklang.
Grundlage für das Prüfungsurteil
Kontrollrahmen
Wir haben unsere Prüfung nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.
Unsere Verantwortung nach diesen Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben.
Unabhängigkeit
Wir haben unsere Prüfung im Einklang mit den für uns geltenden Vorschriften der Unabhängigkeit für die Zeit vom 1. Januar 2017 bis zum Tag der Erteilung unseres Bestätigungsvermerks durchgeführt. Insbesondere haben wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 oder des französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de déontologie) erbracht.
Begründung von Beurteilungen - besonders wichtige Prüfungssachverhalte
Im Einklang mit den Anforderungen der Artikel L.823-9 und R.823-7 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce), die sich auf die Begründung unserer Beurteilungen beziehen, geben wir Ihnen die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte zur Kenntnis, bei denen Risiken einer wesentlichen falschen Darstellung bestehen, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten bei der Prüfung des Konzernabschlusses für die aktuelle Periode sind, sowie unsere Reaktionen auf diese Risiken.
Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt. Wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu speziellen Elementen, Bilanzierungen oder Posten des Konzernabschlusses ab.
Bilanzielle Behandlung der geänderten Modalitäten für das Portfolio langfristiger Bezugsvereinbarungen, von Reservierungen für Speicher- und Transportkapazität
[Anhänge 13.1.5, 8.5, 16.1.1.2 und 18.5]
Besonders wichtige Prüfungssachverhalte
Angesichts der strukturellen Veränderungen in Gasmärkten in Europa entschloss sich die Gruppe zu einem moderneren Managementmodell für das Midstream-Gasgeschäft (ohne LNG). Im zweiten Halbjahr 2017 wurde die Geschäftstätigkeit neu organisiert, um das Modell für die Verwaltung von langfristigen Gaslieferverträgen, Verträgen über Transport und Speicherkapazität und eines Stromtauschvertrags zu verändern. Mit diesen neuen Modalitäten sollen die jeweiligen Verträge im Rahmen des Risikomanagements und der Performance-Überwachung, wie sie für die Handelstätigkeiten gelten, einzeln und nicht als Teil eines Portfolios verwaltet werden.
Infolgedessen hat die Gruppe ab 1. Oktober 2017, dem Tag der Einführung der neuen Managementmethoden:
| ― | die Bilanzierung des beizulegenden Zeitwerts auf das Management der meisten langfristigen Lieferverträge ausgeweitet; |
| ― | einen Stromtauschvertrag neu als Derivatvertrag definiert, der jetzt erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert angesetzt wird; |
| ― | die entsprechenden Verträge aus dem Portfolio ihrer Transport- und Speicherkapazitätsverträge identifiziert, die jetzt als nutzlos für die industrielle Tätigkeit der Gruppe erkannt und aus normativer Sicht als belastend eingestuft wurden. |
Per 31. Dezember 2017 wirkt sich die Regelung dieser neuen Managementmodalitäten mit (1,2) Mrd. € auf die betrieblichen Erträge aus, von denen 0,8 Mrd. € auf erhöhte Rückstellungen für belastende Verträge zurückgehen.
Wir haben diesen Punkt als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt im Hinblick auf die entsprechenden Beträge und auch die Annahmen und Schätzungen betrachtet, die gewählt wurden, um (i) den beizulegenden Zeitwert der verschiedenen Verträge und (ii) die Rückstellungen für Verluste aus diesen Verträgen zu bewerten.
Unsere Reaktion
Unsere Prüfungshandlungen betrafen:
| ― | die Untersuchung der neuen Modalitäten für den Vertrag über Gastransport und Speicherkapazität und einen Stromtauschvertrag; |
| ― | die Beurteilung der durch die Gruppe vorgenommenen bilanziellen Behandlung der damit zusammenhängenden Verträge und der Verfahrensweisen zur Identifizierung der für die Geschäftstätigkeit der Gruppe nutzlos gewordenen Verträge, die als belastend eingestuft wurden; |
| ― | die Beurteilung der Relevanz von Modellen für die Bewertung der Verträge im Hinblick auf die geltenden Bilanzierungsstandards; |
| ― | die Untersuchung der Daten und der Annahmen zur Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts einiger Verträge, die Beurteilung der Empfindlichkeit dieser Bewertungen, ausgehend von den Annahmen, und die Kontrolle der Berechnungen der Gruppe, wobei wir für die kompliziertesten Fälle Unterstützung durch unsere Bewertungsexperten erhielten; |
| ― | die Beurteilung der Eignung der Angaben in den Anhängen zum Konzernabschluss. |
Bewertung des erzielbaren Betrags für Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen
[Anhänge 1.3.1.2, 1.4.8, 8.2 und 12]
Besonders wichtige Prüfungssachverhalte
Die Gruppe hat:
| ― | einen Goodwill von 17,3 Mrd. €, der hauptsächlich auf die Zahlungsmittel generierenden Einheiten (CGU) Benelux (4,2 Mrd. €), GRDF (4 Mrd. €), France B2C (1 Mrd. €), Frankreich Erneuerbare Energie (1 Mrd. €), Generation Europe (0,6 Mrd. €) und Storengy (0,2 Mrd. €) allokiert ist; |
| ― | immaterielle Vermögenswerte von 6,6 Mrd. € und Sachanlagen von 57,7 Mrd. €; |
| ― | nach Ansatz von Wertminderungsaufwendungen von 1,4 Mrd. € für 2017. |
Für Geschäftseinheiten, die die Gruppe langfristig und nach dem Fortführungsprinzip halten möchte, entspricht der erzielbare Betrag in den meisten Fällen dem Nutzungswert, der wie folgt ermittelt wurde:
| ― | Cashflow-Projektionen auf der Grundlage des Haushalts 2018 und dem vom Geschäftsführenden Vorstand und dem Aufsichtsrat der Gruppe genehmigten mittelfristigen Businessplan 2019-2020 und |
| ― | über diesen Zeitrahmen hinaus extrapolierte künftige Cashflow-Projektionen auf der Grundlage makroökonomischer Annahmen (Inflation, Wechselkurse und Wachstumsraten) und Preisprojektionen aus dem vom Geschäftsführenden Vorstand genehmigten Referenz-Szenarium der Gruppe für 2017-2040. |
Diese erzielbaren Beträge basieren auf Schlüsselannahmen für Marktaussichten und Änderungen des regulatorischen Umfelds. Hier können Veränderungen einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der anzusetzenden Wertminderungsaufwendungen haben. Bezüglich des Goodwills der wichtigsten CGUs basiert die Bewertung auf folgenden Annahmen:
| ― | für die CGU Benelux erwartete Trends bei der langfristigen Nachfrage von Gas und Strom, der Preis von CO2 , der Preis von Strom und Brennstoff sowie Änderungen des regulatorischen Umfelds bei Kernkraftkapazitäten in Belgien nach 2025 und die Verlängerung von Verträgen über Entnahmerechte für französische Kernkraftwerke über deren derzeitige rechtliche Bedingungen hinaus; |
| ― | für die CGU Erneuerbare Energie Aussichten auf Verlängerung der Konzessionsvereinbarungen zur Nutzung der Wasserkraft in Frankreich; |
| ― | für die CGU Storengy der Tarif für Speicherstätten, der 2018 mit der französischen Energieregulierungskommission (Commission de Régulation de l'Énergie - CRE) vereinbart wurde. |
Diese Bewertungen reagieren empfindlich auf die anzuwendenden Abzinsungssätze.
Bei Geschäftseinheiten, deren Verkauf die Gruppe beschlossen hat, basiert der erzielbare Betrag der jeweiligen Vermögenswerte auf dem Marktwert, abzüglich Veräußerungskosten.
Wir sahen die Ermittlung des erzielbaren Betrags für Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen sowie die entsprechenden Sensibilitätsanalysen als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt an, da sie für den Jahresabschluss der Gruppe wesentlich sind und weil sie Annahmen und Schätzungen in einem Kontext erfordern, der auf Trends im Energiemarkt empfindlich reagiert und dessen Konsequenzen einen mittelfristigen wirtschaftlichen Ausblick nur schwer vorhersehen lassen.
Unsere Reaktion
Wir haben die Daten und Kernannahmen zur Ermittlung des erzielbaren Betrags von Vermögenswerten untersucht, die Empfindlichkeit der Bewertungen dieser Annahmen beurteilt und die Berechnungen der Gruppe geprüft, wobei wir für die kompliziertesten Punkte Unterstützung durch unsere Bewertungsexperten erhielten.
Unsere Tätigkeit erstreckte sich im Wesentlichen auf:
―
die Annahmen für die langfristigen Referenz-Szenarien der Gruppe (Trends bei Strom- und Gaspreisen und Nachfrage, Preis für CO2 , Kohle und Ol, Inflation), deren Konsistenz mit externen Studien von internationalen Organisationen oder Energieexperten wir beurteilt haben;
―
die Annahmen zur betrieblichen Tätigkeit und regulatorische Annahmen, mit denen die Cashflow-Prognosen erstellt wurden, für die wir die Konsistenz der Betriebsbedingungen der Vermögenswerte und deren intrinsische Leistung sowie die bislang geltenden Vorschriften und deren erwartete Änderungen beurteilt haben;
―
Methoden zur Bestimmung von Cashflow-Prognosen, für die wir:
| ― | die Konsistenz der Basisdaten mit dem Haushalt, den mittelfristigen Business-Plan und später das langfristige Szenario der Gruppe beurteilt haben; |
| ― | die Konsistenz mit Performances in der Vergangenheit und Marktaussichten beurteilt haben; |
―
die Abzinsungssätze, deren Ermittlungsmethoden und Konsistenz mit den zugrundeliegenden Annahmen für den Markt wir mit Hilfe interner Spezialisten überprüft haben;
―
die Sensibilitätsanalyse des Managements für die wichtigsten Preise, die betrieblichen und regulatorischen Annahmen, deren Relevanz wir beurteilt haben;
―
die Beurteilung der Höchstwahrscheinlichkeit von Veräußerungen, die die Gruppe beschlossen hatte, und die Elemente, die herangezogen wurden, um den erzielbaren Betrag zu bewerten
―
die Eignung der Angaben in den Anhängen, vor allem zu Sensibilitätsanalysen der Gruppe.
Bewertung von Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs und für den Abbruch von Kernenergieanlagen in Belgien
[Anhänge 1.3.1.3 und 18.2]
Besonders wichtige Prüfungssachverhalte
Die Gruppe hat Verpflichtungen der Wiederaufarbeitung und Lagerung abgebrannter Brennelemente und des Abbruchs von in Belgien betriebenen Nuklearanlagen. Gemäß dem belgischen Gesetz vom 11. April 2003 liegt das Management entsprechender Rückstellungen in den Händen von Synatom, einer 100%igen Tochtergesellschaft der Gruppe, die der Kommission für Kernenergierückstellungen (CNP) alle drei Jahre einen Bericht vorlegt, der die Kerninputfaktoren für die Bewertung dieser Rückstellungen beschreibt. Die CNP gibt ihre Stellungnahme dazu ab, die auf der Stellungnahme der belgischen Agentur für radioaktiven Abfall und angereichertes spaltbares Material (NIRAS) basiert, die alle Merkmale und technischen Parameter des Berichts prüft.
Die Rückstellungen, die sich auf 5,9 Mrd. € für das Management von Brennelementen bzw. auf 4,7 Mrd. € für den Abbruch von Nuklearanlagen beliefen, werden ausgehend vom maßgeblichen vertraglichen und rechtlichen Rahmen geschätzt, der im von der CNP am 12. Dezember 2016 genehmigten Dreijahresbericht dargestellt wurde.
Wir betrachteten die Bewertung dieser Rückstellungen wegen ihrer Höhe und ihres empfindlichen Einflusses auf die benutzten Industrie-Szenarios und Schätzungen der damit verbundenen Kosten als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt, insbesondere für folgende Punkte:
| ― | Im Hinblick auf Rückstellungen für Back-End-Kosten des Kernbrennstoffkreislaufs muss die belgische Regierung letztendlich Entscheidungen über den Umgang mit abgebrannten Brennelementen (Wiederaufbereitung eines Teils der abgebrannten Brennelemente oder direkte Entsorgung ohne vorherige Wiederaufbereitung) und den langfristigen Umgang mit Brennelementen (Kosten für das Verbringen von Brennelementen in unterirdische Lagerstätten oder langfristige Lagerung vor Ort) treffen, |
| ― | im Hinblick auf Rückstellungen für den Abbruch von Nuklearanlagen betrifft das den Abbruchplan und die Zeitpläne, die von den Atomsicherheitsbehörden genehmigt sind oder nicht. |
Unsere Reaktion
Per 31. Dezember 2017 wirkt sich die Regelung dieser neuen Managementmodalitäten mit (1,2) Mrd. € auf die betrieblichen Erträge aus, von denen 0,8 Mrd. € auf erhöhte Rückstellungen für belastende Verträge zurückgehen.
Wir haben diesen Punkt als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt im Hinblick auf die entsprechenden Beträge und auch die Annahmen und Schätzungen betrachtet, die gewählt wurden, um (i) den beizulegenden Zeitwert der verschiedenen Verträge und (ii) die Rückstellungen für Verluste aus diesen Verträgen zu bewerten. Unsere Arbeit bestand hauptsächlich in der Beurteilung:
| ― | der Konsistenz benutzter Industrie-Szenarien hinsichtlich des derzeitigen rechtlichen und regulatorischen Umfelds für die Entscheidung für eine Kernenergiestrategie, die in Belgien noch zu fällen ist; |
| ― | der Konsistenz von Prognosen für Kosten je nach Art und Prognosen von Zahlungsmittelabflüssen mit verfügbaren Studien und Angeboten und, soweit es den Abbruch angeht, mit einer von Synatom in Auftrag gegebenen Studie seitens unabhängiger Sachverständiger; |
| ― | der Höhe von Margen für Unsicherheiten und Eventualfälle in den Rückstellungen, die den Umfang der technischen Kontrolle über den Abbruch und den Umgang mit radioaktiven Brennelementen berücksichtigen; |
| ― | der Konsistenz der bislang erzeugten Mengen abgebrannter Brennelemente und der Schätzungen von Mengen abgebrannter Brennelemente, die noch erzeugt werden, mit dem physischen Vorrat und den Prognosedaten der Gruppe; |
| ― | der Methoden zur Ermittlung der benutzten Abzinsungssätze und ihrer Konsistenz mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt. |
Bezogen auf 2017 bestand unsere Arbeit vor allem in der Beurteilung:
| ― | der Konsistenz der verwendeten Industrie-Szenarios im Hinblick auf getroffene Entscheidungen oder geplante Schritte der Gruppe oder der Behörden und der Konsistenz von Prognosen für Kosten je nach Art und Prognosen von Zahlungsmittelabflüssen mit diesen Annahmen; |
| ― | der Konsistenz der Abzinsungssätze mit den zugrunde liegenden Annahmen für den Markt; |
| ― | der Eignung der Angaben in den Anhängen zum Konzernabschluss, vor allem zur Sensibilität der Bewertung von Rückstellungen für Änderungen der Hauptannahmen. |
Bewertung von Rückstellungen für Rechtsstreit, Schadensregulierung und Steuerrisiken
[Anhänge 1.4.15.2, 18.4 und 26]
Besonders wichtige Prüfungssachverhalte
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, Ermittlungen vor staatlichen Gerichten, Schiedsgerichten oder Regulierungsbehörden.
Die wichtigsten Rechtsstreitigkeiten und Untersuchungen werden als Verbindlichkeiten angesetzt oder führen zu Eventualverbindlichkeiten, wie in Anhang 26 zum Jahresabschluss angegeben.
Angesichts der Beträge, die verhandelt werden, und des Ermessens bei der Bestimmung der Rückstellungen für Rechtsstreitigkeiten und Steuerrisiken haben wir diesen Punkt wegen des regulatorischen Kontextes und des sich stetig ändernden Marktumfelds als besonders wichtigen Prüfungssachverhalt betrachtet.
Unsere Reaktion
Unsere Prüfungshandlungen betrafen:
| ― | die Untersuchung der von der Gruppe eingeführten Verfahrensweisen zur Identifizierung aller Gefährdungen durch Rechtsstreitigkeiten und Risiken; |
| ― | die Unterlegung dieser Analysen mit Bestätigungen, die wir von Anwälten eingeholt haben; |
| ― | die Beurteilung der Analyse der Ereigniswahrscheinlichkeit durch die Gruppe sowie der benutzten Annahmen und der unterstützenden Dokumentation, gegebenenfalls unter Hinzuziehung Dritter. Für die kompliziertesten Analysen haben wir uns an unsere Spezialisten gewandt; |
| ― | die Beurteilung der Eignung der Angaben in den Anhängen zum Konzernabschluss. |
Schätzung nicht abgerechneter ungemessener Umsatzerlöse (Energie auf dem Zähler)
[Anhänge 1.3.1.6 und 7.1]
Besonders wichtige Prüfungssachverhalte
Die Gruppe benutzt Erlösschätzungen für Verkäufe über Netze an Kunden, deren Energieverbrauch während der Bilanzierungsperiode gemessen wird. Die endgültigen Zuteilungen sind aber mitunter erst mehrere Monate später bekannt, was bedeutet, dass Umsatzerlöszahlen nur geschätzt werden können. Per 31. Dezember 2017 betragen Forderungen für Energie auf dem Zähler (ungemessene und nicht abgerechnete Erlöse für Gas und Strom) 3,4 Mrd. €.
Diese Forderungen werden mit einer von der Gruppe entwickelten direkten Darstellung berechnet, die den geschätzten Verbrauch bei den Kunden berücksichtigt, ausgehend von der früheren Abrechnung oder der letzten noch nicht abgerechneten Ablesung, gestützt auf Mess- und Modellier-Tools, mit denen der Erlös mit zufriedenstellender Genauigkeit und im Nachhinein geschätzt werden kann. Die Volumen werden zum durchschnittlichen Energiepreis bewertet, der die Kundenkategorie und den Zeitraum berücksichtigt, über den die Energie auf dem Zähler ist.
Angesichts der Beträge, um die es geht, und der Empfindlichkeit der Volumen und des durchschnittlichen Energiepreises haben wir festgestellt, dass die Schätzung des Erlöses für Energie auf dem Zähler ein besonders wichtiger Prüfungssachverhalt ist.
Unsere Reaktion
Unsere hauptsächlich in Frankreich und Belgien durchgeführten Prüfungshandlungen bestanden in:
| ― | der Betrachtung der von der Gruppe eingeführten Verfahren für den Abrechnungsprozess und der Vorgehensweise für eine zuverlässige Schätzung des Erlöses für Energie auf dem Zähler; |
| ― | der Beurteilung der von der Gruppe benutzten Modelle und der Untersuchung der Berechnungsmodalitäten für die geschätzten Volumen, für die wir einen Spezialisten in unser Prüfungsteam aufgenommen haben. |
Wir haben auch:
| ― | die von der Gruppe gegebene und ermittelte Information über die Volumen mit den von den Netzbetreibern übermittelten Messdaten verglichen; |
| ― | sichergestellt, dass die Berechnungsmodalitäten für den Durchschnittspreis des abgelesenen Stroms das Alter auf dem Zähler und die verschiedenen Arten von Kunden berücksichtigt; |
| ― | die Kohärenz der in der Energiebilanz angegebenen Volumen (die der physischen Realität der Zuordnungsvorgänge (Erlöse, Einspeisungen und Bestände) und den Ressourcen (Einkäufe, Entnahmen und Bestände) von Energie im Netz entspricht) analysiert, die die Gruppe erstellt hat; |
| ― | die regelmäßige Begleichung der abgelesenen Energie über die Periode beurteilt; |
| ― | das Alter der abgelesenen Energie am Stichtag beurteilt. |
Spezielle Überprüfung der Darstellung der Gruppe im Lagebericht
Wie nach französischem Recht gefordert, haben wir auch nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards die konzernbezogenen Informationen geprüft, die im Lagebericht des Aufsichtsrats gegeben werden. Wir haben keine Einwände in Bezug auf die zutreffende Darstellung und seine Konsistenz mit dem Konzernabschluss zu berichten.
Bericht über sonstige rechtliche und regulatorische Anforderungen
Bestellung als Abschlussprüfer
Ihre Hauptversammlung hat uns für ERNST & YOUNG et Autres am 19. Mai 2008 und am 16. Juli 2008 für Deloitte & Associés als Abschlussprüfer für ENGIE bestellt.
Am 31. Dezember 2017 wurde unseren Unternehmen zehn Jahre lang ohne Unterbrechung das Mandat erteilt.
Ernst & Young Audit war zuvor von 1995 bis 2007 Abschlussprüfer.
Verantwortung des Managements und der mit der Unternehmensführung Beauftragten für den Konzernabschluss
Das Management ist für die Erarbeitung und zutreffende Darstellung des Konzernabschlusses nach den International Financial Reporting Standards verantwortlich, wie sie von der Europäischen Union übernommen wurden, und für interne Kontrollen, wie das Management sie für nötig erachtet, um die Erarbeitung des Konzernabschlusses ohne wesentliche falsche Angaben, ob beabsichtigt oder unbeabsichtigt, zu ermöglichen.
Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses ist das Management dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen, indem es Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, angibt und nach dem Rechnungslegungsgrundsatz der Fortführung der Unternehmenstätigkeit bilanziert, es sei denn, es besteht die Absicht, den Konzern zu liquidieren oder der Einstellung des Geschäftsbetriebs.
Der Prüfungsausschuss ist für die Überwachung der Finanzberichterstattung und die Wirksamkeit interner Kontrollen und Risikomanagementsysteme und gegebenenfalls seiner internen Prüfung der Bilanzierungs- und Finanzberichterstattungsverfahren verantwortlich.
Die Jahresabschlüsse sind vom Aufsichtsrat genehmigt worden.
Die Verantwortung des Prüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses
Ziel und Ansatz der Prüfung
Unsere Aufgabe ist die Erteilung eines Bestätigungsvermerks für den Konzernabschluss. Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen ist. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit den Berufsstandards durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.
Wie in Artikel L. 823-10-1 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de commerce) festgelegt, beinhaltet unsere Abschlussprüfung nicht die Zusicherung der Rentabilität des Unternehmens oder der Qualität des Managements der Angelegenheiten des Unternehmens.
Als Teil einer nach den in Frankreich geltenden Berufsstandards durchgeführten Prüfung übt der Abschlussprüfer während der Prüfung sein pflichtgemäßes Ermessen aus. Zudem:
| ― | identifiziert und beurteilt er die Risiken wesentlicher falscher Darstellungen im Konzernabschluss, beabsichtigt oder nicht, plant und führt Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch und erlangt Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für sein Prüfungsurteil zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können. |
| ― | gewinnt er ein Verständnis von dem für die Prüfung relevanten internen Kontrollsystem, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme abzugeben. |
| ― | beurteilt er die Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der buchhalterischen Schätzungen und damit zusammenhängender Angaben durch das Management im Konzernabschluss. |
| ― | beurteilt er die Angemessenheit des vom Management angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Unternehmens zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Diese Beurteilung basiert auf dem zum Datum seines Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweis. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass das Unternehmen seine Geschäftstätigkeit nicht mehr fortführen kann. Kommt der Abschlussprüfer zu dem Schluss, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, ist er verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben nicht gemacht wurden oder unangemessen sind, das Prüfungsurteil zu modifizieren. |
| ― | bewertet er die Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses und beurteilt, ob diese Angaben die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellen, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird. |
| ― | holt er ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Finanzinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten innerhalb der Gruppe ein, um ein Prüfungsurteil zum Konzernabschluss abzugeben. Der Abschlussprüfer ist verantwortlich für die Anleitung, Überwachung und Durchführung der Konzernabschlussprüfung und für das Prüfungsurteil zu diesem Konzernabschluss. |
Bericht an den Prüfungsausschuss
Wir legen dem Prüfungsausschuss einen Bericht vor, der insbesondere eine Beschreibung des Umfangs der Prüfung, das ausgeführte Prüfungsprogramm sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen beinhaltet. Wir berichten gegebenenfalls auch über etwaige Mängel der internen Kontrollen bei Verfahrensweisen bei der Rechnungslegung und der Finanzberichterstattung, die wir festgestellt haben.
Unser Bericht an den Prüfungsausschuss beinhaltet die Risiken von wesentlichen falschen Angaben, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen von größter Bedeutung für die Prüfung des Konzernabschlusses der laufenden Periode und daher besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind, die wir in diesem Bestätigungsvermerk beschreiben müssen.
Wir geben gegenüber dem Prüfungsausschuss die Erklärung gemäß Artikel 6 der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 ab, die unsere Unabhängigkeit im Sinne der in Frankreich geltenden Vorschriften bestätigt, wie sie insbesondere in den Artikeln L. 822-10 bis L. 822-14 des französischen Handelsgesetzbuches (Code de Commerce) und im französischen Verhaltenskodex für Abschlussprüfer (Code de déontologie) festgelegt sind. Wir erörtern mit dem Prüfungsausschuss gegebenenfalls die Risiken, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.
Neuilly-sur-Seine und Paris-La Défense, 15. März 2018
Die Abschlussprüfer
DELOITTE & ASSOCIES
Pascal Pincemin
ERNST & YOUNG et Autres
Stéphane Pédron